イタリアの蓄電池収益は2026年上半期に増加し、ガス価格の上昇とデイアヘッドスプレッドの拡大が要因となりました。この6ヶ月間で、イタリアME vBESS指数は中北部で1MWあたり€95,500、サルデーニャでは€149,000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で、ドイツの€182,000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有効化されたエネルギーのみを支払うため、蓄電池はアベイラビリティペイメントで差分を補うことができません。
• 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倍となり、1MWあたり€48,700から€135,000に増加しました。収益の伸びはスプレッド自体より速く、蓄電池は成長する機会をより多く獲得しました。
• バランシング収入はカラブリアで1MWあたり€600からサルデーニャで€28,300まで幅があり、これはシチリア（2位）との差の57%を占めています。

イタリアは他の欧州蓄電池市場に後れ

イタリアの蓄電池収益は他の欧州市場のModo Energyベンチマークに及びません。

収益が最も低い北部（ITN1）は2026年上半期で1MWあたり平均€95,500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。

1つ目は、ホールセールスプレッドが狭いことです。4時間トップボトム（TB4）スプレッドは、運転制限前の100%効率での1日サイクルを測定します。2026年上半期では北部で1MWあたり€110,000、ドイツで€182,000でした。

2つ目は、イタリアでは有効化されたエネルギーのみが支払われることです。手動バランシング市場（MB）と自動周波数復元予備力（aFRR）の両方で、Ternaが指示したエネルギーのみが報酬対象となり、アベイラビリティペイメントはありません。

そのため、イタリアの蓄電池は、予備容量と有効化の両方に支払う市場より収益源が1つ少なくなります。

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ガス価格の上昇でホールセール機会が拡大

ガス火力発電所がイタリアで最も高額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、スプレッドも拡大しました。