Il differenziale top-bottom (TB) day-ahead olandese, TB2, ha registrato una media di €91k/MW/anno da gennaio 2025, pari alla Germania e il 69% in più rispetto alla Gran Bretagna. Questo differenziale deriva da due regimi di prezzo determinati da solare e gas. Tuttavia, oggi nei Paesi Bassi operano solo 0,6 GW / 1,3 GWh di BESS utility-scale, contro 7,6 GW / 12,5 GWh in Gran Bretagna. Rapportando alla domanda di picco nazionale, la flotta di batterie (MW) nei Paesi Bassi è oltre 4 volte più piccola rispetto alla Gran Bretagna.

Le tariffe di connessione alla rete sono uno dei motivi principali del ritardo nello sviluppo delle batterie. TenneT, il TSO dei Paesi Bassi, applica una tariffa tra €116k e €150k/MW/anno per la capacità di importazione, a seconda del livello di tensione. Una batteria deve pagare questa cifra a meno che non scelga un contratto Time-Dependent Transport Rights (TDTR), che può ridurre la tariffa fino al 62%. In cambio, TenneT può imporre restrizioni con un preavviso di un giorno, fino al 15% dell'anno.

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Punti chiave

• Il differenziale TB2 day-ahead olandese ha registrato una media di €91k/MW/anno da gennaio 2025 a luglio 2026, pari alla Germania e il 69% in più rispetto alla Gran Bretagna. Il differenziale è in aumento: €83k/MW/anno nel 2025, €102k/MW/anno nei primi sette mesi del 2026.
• Questo differenziale è guidato dal solare, che fa oscillare i prezzi da un minimo a mezzogiorno a un picco serale determinato dal gas. Il solare sui tetti nei Paesi Bassi non è esposto ai prezzi day-ahead. Questo volume può spingere il mercato fino al minimo UE di -€500/MWh.
• TenneT applica €116k/MW/anno per extra-alta tensione (EHV) e €150k/MW/anno per alta tensione (HV), indipendentemente dalla posizione nei Paesi Bassi. Entrambe le tariffe sono applicate solo sulle importazioni di rete. Questo è stato il principale ostacolo allo sviluppo delle batterie.
• I contratti TDTR riducono la tariffa fino al 62%: una riduzione del 43% grazie allo sconto sulla capacità contrattualizzata, più una riduzione fino al 19% scegliendo le ore con peso minore sulla rete.
• Il TDTR è diventato una soluzione interessante per la connessione dei BESS, con una crescita prevista fino a 4 GW / 14 GWh entro il 2028.

Le tariffe di connessione alla rete sono aumentate bruscamente, il TDTR offre sollievo

Le tariffe di connessione alla rete di TenneT rappresentano la principale barriera allo sviluppo delle batterie nei Paesi Bassi. Sono più che triplicate tra il 2021 e il 2024, arrivando fino a €116k/MW/anno per Extra Alta Tensione (EHV) e €150k/MW/anno per Alta Tensione (HV).

La rete di TenneT ha capacità libera per la maggior parte dell'anno, tranne che in alcune ore di picco. In un contratto standard, l'accesso è garantito tutto l'anno. Dal ottobre 2025, il contratto TDTR offre un'alternativa: garantisce l'85% della capacità di trasporto durante l'anno e, per il restante 15%, TenneT può imporre vincoli con un preavviso di un giorno. Per questa connessione non garantita, TenneT riduce la tariffa annuale fino al 62%.

I contratti TDTR si sono rivelati molto interessanti per i BESS. Il numero di progetti BESS olandesi è cresciuto rapidamente dal 2025. Il pipeline raggiungerà 14 GWh entro il 2028, oltre 22 volte i 620 MWh operativi nel 2024.

La flotta attuale è di 0,6 GW / 1,3 GWh distribuiti su circa 100 sistemi. Di questi 600 MW, 26 siti sono identificabili singolarmente come BESS, per un totale di 476 MW (77% della potenza operativa) e una media di 18 MW. Il resto sono siti BESS < 7MW, probabilmente collegati a domanda o rinnovabili, che Modo Energy attualmente non monitora. Le batterie olandesi hanno anche una durata maggiore rispetto ai vicini: la flotta operativa ha una media di 2,1 ore, contro 1,65 ore in Gran Bretagna (Q2 2026) e 1,5 ore in Germania (Q4 2025). Questa durata aumenterà ancora: il 90% dei MWh BESS che saranno installati entro il 2028 avrà una durata di 4 ore o più.

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Cancellazione della capacità contrattualizzata e riduzione del picco compongono lo sconto del 62%

In tutta Europa, i TSO applicano quattro tipi di tariffe per la connessione alla rete:

• Capacità contrattualizzata: una tariffa annuale fissa basata sulla massima capacità riservata dall’utente al punto di connessione, in €/MW/anno, indipendentemente dall’effettivo utilizzo.
• Picco: una tariffa basata sulla massima potenza effettivamente assorbita o esportata in un periodo di fatturazione.
• Volumetrica: una tariffa per ogni unità di energia trasportata, in €/MWh. Dove i TSO variano questa tariffa in base all’ora del giorno, si incentiva direttamente lo spostamento dei consumi o delle immissioni fuori dagli orari congestionati.
• Quota fissa di connessione: una tariffa annuale fissa per il solo fatto di essere connessi alla rete.

TenneT applica una tariffa per la capacità contrattualizzata e una tariffa mensile di picco. Entrambe sono applicate solo sull’importazione, mentre l’export non ha costi ricorrenti. Lo sconto del TDTR deriva dalla riduzione di entrambe le componenti.

La tariffa per la capacità contrattualizzata è la più semplice: con il TDTR viene completamente annullata, offrendo una riduzione dei costi del 43%.

La tariffa di picco funziona diversamente. Dal 1° gennaio 2025, TenneT pondera il picco di potenza in base all’ora del giorno prima di applicare il massimo mensile. Grazie ai pesi orari, un picco maggiore in una finestra a basso peso può contare meno di un picco minore in una finestra ad alto peso. Nei mesi estivi, da aprile a settembre, il fattore massimo di ponderazione è 0,8. Con il TDTR, la tariffa di picco si applica solo all’85% delle ore dell’anno invece che a tutte. Questo può portare a un picco di potenza ponderato più basso e riduce la tariffa di picco a €44k/MW/anno per EHV e €56k/MW/anno per HV. Questo rappresenta un’ulteriore riduzione del 19% delle tariffe di rete.

Perché vediamo una coda crescente, nonostante tariffe di rete così alte?

Il pipeline BESS olandese continua a crescere, anche se le connessioni di rete sono costose. TenneT applica fino a €150k/MW/anno, e anche con il TDTR che riduce a €57k/MW/anno, la cifra rimane elevata.

Confronta con la Gran Bretagna: il benchmark di Modo Energy per batterie da 2 ore stima ricavi in GB pari a €88k/MW/anno dal 2025. Una tariffa di rete come quella olandese renderebbe insostenibile il business case.

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Ma i fondamentali di mercato olandesi sono più solidi. Fonti rinnovabili e termiche guidano la produzione elettrica nei Paesi Bassi. Le rinnovabili rappresentano in media il 49% e il gas il 35% nel 2025, ma la composizione reale varia nelle diverse ore del giorno.

La quantità di solare ed eolico crea due regimi estremi di prezzo. In assenza di solare e con poco vento, il prezzo è fissato da centrali a ciclo combinato (CCGT) e carbone, al costo marginale del combustibile più il prezzo della CO2. Con molto solare ed eolico, la fornitura a costo zero o negativo copre tutta la domanda (10-19 GW), facendo crollare il prezzo. I Paesi Bassi sono interconnessi con Gran Bretagna, Norvegia e Danimarca, ma Germania e Belgio forniscono la maggior parte della capacità: 4-5 GW e 2-3 GW, contro 2,4 GW degli altri tre. Sia Germania che Belgio hanno le proprie flotte solari che producono nelle stesse ore, quindi i prezzi scendono su entrambi i lati del confine e c’è poco spazio per esportare l’eccesso olandese.

Chiedi a Ko: Qual è il mix di generazione in Germania?

Il grafico qui sotto mostra la composizione ora per ora. Sposta il cursore dell’ora del giorno per vedere quale tecnologia determina il prezzo in ogni ora, e quello del prezzo del gas per vedere come un TTF più alto alzi il picco serale senza toccare il minimo di mezzogiorno coperto dal solare.

Il solo solare ha raggiunto 19 GW a mezzogiorno il 1° maggio 2026, e solare ed eolico insieme hanno coperto oltre il 100% della domanda per 9 ore. La domanda ha toccato il picco di 14 GW, nello stesso momento in cui il solare era al massimo, e gas e carbone sono rientrati solo quando il sole è calato la sera.

Questo surplus di mezzogiorno ha portato il prezzo day-ahead in negativo, fino a -€499,6/MWh, quasi al minimo UE di -€500/MWh. I prezzi diventano così negativi solo se nessuna fonte di offerta si ritira. È quanto è successo con i 12 GW di solare residenziale sui tetti. Il net metering compensa ciò che una famiglia esporta in rete con ciò che importa, quindi il solare sui tetti continua a esportare indipendentemente dal prezzo, anche al minimo UE, spingendo i prezzi così in basso.

Un Capacity Mechanism dal 2028 rafforza lo sviluppo dei BESS, e il de-rating ne determina l’impatto

Il governo olandese ha confermato un Capacity Mechanism a livello di mercato il 19 giugno 2026, con entrata in vigore dal 2028. La metodologia di de-rating è ancora in discussione. Per le batterie, il de-rating è il parametro più importante perché converte la capacità installata nella capacità “ferma” per cui l’asset viene effettivamente remunerato.

In tutta Europa, le batterie da 2 ore hanno fattori di de-rating tra 0,14 e 0,44. Significa che un BESS da 2 ore nei Paesi Bassi da 100 MW può contrattualizzare tra 14 MW e 44 MW di capacità ferma. I sistemi da 4 ore possono contrattualizzare dal 28% al 67% di quei 100 MW, quindi l’orientamento del pipeline verso durate maggiori è positivo.