イタリアの蓄電池収益は2026年上半期に上昇し、ガス価格の高騰とデイアヘッドスプレッドの拡大が主な要因となりました。この6か月間で、イタリアME vBESS指数は中北部で1MWあたり95,500ユーロ、サルデーニャでは1MWあたり149,000ユーロの範囲となりました。

ユーザーは、ターミナルで仮想アセットを構築することで、自身の蓄電池構成をこの指数と比較できます。

主なポイント

• 北イタリアの4時間デイアヘッドスプレッドは1MWあたり110,000ユーロで、ドイツの182,000ユーロより39％低い水準です。イタリアのバランシングサービスは作動したエネルギーのみに支払いを行うため、蓄電池は可用性報酬で差額を埋めることができません。
• ガス価格の上昇により、北部の収益は2月から4月にかけて2.8倍に増加し、48,700ユーロから135,000ユーロ/年となりました。収益の伸びはスプレッド自体よりも速く、蓄電池は拡大する機会をより多く取り込めました。
• バランシングによる収益は、カラブリアで1MWあたり600ユーロからサルデーニャで28,300ユーロまで幅があり、これはシチリア（2番目に高いゾーン）との差の57％を占めます。

イタリアは他の欧州蓄電池市場に遅れ

イタリアの蓄電池収益は、他の欧州市場のModo Energyベンチマークを下回っています。

イタリアで最も収益が低い北部（ITN1）は、2026年上半期に平均1MWあたり95,500ユーロでした。これはModo Energyのドイツベンチマークより52.7％、スペインより58.3％低い水準です。

この差を説明する構造的な違いが2つあります。

第一に、卸電力市場のスプレッドが狭いことです。4時間のトップ-ボトム（TB4）スプレッドは、運用制限前の100％効率での1日1サイクルを示します。2026年上半期では北部で1MWあたり110,000ユーロ、ドイツで182,000ユーロとなりました。

第二に、イタリアでは作動したエネルギーのみに報酬が支払われます。手動バランシング市場（MB）も自動周波数復元予備（aFRR）も、テルナが指示したエネルギーにのみ報酬を支払い、可用性報酬はありません。

そのため、イタリアの蓄電池は予備容量と作動の両方に報酬がある市場よりも、収益源が1つ少なくなります。

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ガス価格の上昇が卸市場の機会を拡大

イタリアではガス火力発電所が最も高価な時間帯の価格を決定します。春にかけてガスコストが上昇し、ピーク価格が引き上げられ、スプレッドも広がりました。