AleaSoft Energy Forecasting, 5 agosto 2026. A luglio, lo spread infragiornaliero medio di un’ora del mercato elettrico spagnolo ha raggiunto un valore di €148/MWh, un massimo storico superiore persino ai livelli della crisi energetica del 2022. Anche il Portogallo ha registrato un record di €142/MWh. Tanto rilevante quanto la magnitudine è il modo in cui si genera. Mentre in altri mercati europei le opportunità per le batterie si concentrano in pochi episodi estremi, in Spagna appaiono con più regolarità.
Lo spread di un’ora
Lo spread infragiornaliero di un’ora è la differenza tra il prezzo orario massimo e quello minimo di ogni giorno nel mercato day-ahead. Approssima il valore che una batteria può catturare mediante arbitraggio, comprando nell’ora con il prezzo più basso e vendendo nell’ora di maggior valore, anche se il ricavo reale dipende anche dall’efficienza, dalla degradazione, dal numero di cicli al giorno e dai costi operativi. A luglio, la media ha raggiunto €148/MWh in Spagna e €142/MWh in Portogallo, valori record storici per questi mercati.
Fonte: Alea Energy DataBaseUn record diverso da quello della crisi energetica
Il confronto con il 2022 è rivelatore. Allora, l’ampliamento degli spread era legato ai prezzi straordinari del gas naturale, che fissava il prezzo nelle ore di maggiore domanda. Ora il prezzo del gas resta alto, ma lontano da quei livelli. Il record di luglio ha una causa diversa. La crescente penetrazione dell’energia solare fotovoltaica spinge i prezzi al ribasso a mezzogiorno, e quando la produzione solare cala mentre la domanda è ancora alta, entrano in gioco tecnologie con costi variabili più elevati. Questo contrasto tra una valle solare sempre più profonda e un picco serale elevato amplia lo spread giornaliero. Non è volatilità di breve termine, ma un segnale strutturale derivante dalla trasformazione del mix elettrico, lo stesso segnale di cui hanno bisogno l’accumulo e le altre tecnologie di flessibilità.
In Spagna le opportunità sono meno concentrate
Per analizzare in che misura i ricavi potenziali di una batteria dipendono da giorni eccezionali, i 1096 giorni tra il 2023 e il 2025 sono stati ordinati in base al loro spread giornaliero nel mercato day-ahead di Spagna, Germania, Regno Unito e della zona SE3 della Svezia. Il 10% dei giorni con lo spread più alto ha contribuito al 18% dello spread accumulato in Spagna, rispetto al 22% nel Regno Unito, al 23% in Germania e al 29% in Svezia SE3. La stessa conclusione emerge calcolando i giorni necessari per accumulare la metà dello spread annuale. In Svezia bastano 85 giorni, mentre in Spagna ne servono 124. Questa minore concentrazione riduce la dipendenza da episodi eccezionali e consente alle opportunità di arbitraggio di presentarsi con maggiore frequenza.
La differenza sta nei fondamentali
L’origine dello spread ne determina la magnitudine e la distribuzione nel corso dell’anno. Nel Regno Unito, le differenze maggiori sono legate alla scarsità durante i picchi invernali. In Germania, gli episodi di Dunkelflaute, con bassa produzione eolica per diversi giorni, spingono i prezzi al rialzo, mentre l’elevata capacità fotovoltaica li spinge al ribasso in primavera e in estate. In Svezia, la disponibilità idroelettrica, le temperature e la domanda di riscaldamento determinano gli episodi di spread elevato. In questi mercati, la batteria deve catturare il valore in episodi specifici e nel momento esatto. In Spagna, lo spread crescente si spiega al contrario. Non è l’eccezionalità delle ore a prezzi alti, ma la ricorrenza delle ore a prezzi bassi generate dalla produzione fotovoltaica a mezzogiorno, seguite da un rialzo dei prezzi dopo il tramonto.
Le differenze tra i mercati si riflettono anche nel rapporto tra lo spread medio estivo e quello invernale. Si attesta a 0.60 in Svezia SE3 e a 0.76 nel Regno Unito, dove i maggiori spread si concentrano in inverno, e a 1.59 in Germania, dove i maggiori spread si osservano in estate. In Spagna questo rapporto si attesta a 1.12, l’unico dei quattro mercati senza una stagione chiaramente dominante. Questa distribuzione più equilibrata riduce l’esposizione di una batteria al fatto che condizioni meteorologiche specifiche determinino gran parte del suo risultato annuale.
Più regolarità non significa necessariamente più ricavi
La minore concentrazione degli spread non implica un livello assoluto più alto. Nel 2025, la Germania ha registrato uno spread giornaliero medio di circa €124/MWh, rispetto ai €98/MWh della Spagna, per cui un arbitraggio perfetto avrebbe generato più ricavi nel mercato tedesco. Il vantaggio della Spagna sta nella regolarità, non nella dimensione dell’opportunità. Inoltre, lo spread teorico non equivale al ricavo netto di una batteria, che dipende anche dall’efficienza, dalla degradazione, dal numero di cicli e dalla partecipazione ai mercati infragiornalieri e ai servizi di bilanciamento.
Gli spread come segnale per la flessibilità
Gli spread record in Spagna e Portogallo a luglio non devono essere interpretati solo come un episodio di volatilità, ma come una trasformazione strutturale del sistema elettrico. L’energia solare riduce i prezzi durante più ore, ma la domanda non si è ancora spostata allo stesso ritmo, e l’accumulo di energia consente di spostare l’elettricità dalle ore di abbondante generazione rinnovabile alle ore di maggiore domanda. Quanto maggiore è la capacità di batterie, pompaggi, gestione attiva della domanda e interconnessioni, tanto maggiore è la capacità del sistema di assorbire la generazione rinnovabile, il che modererà gli spread in futuro senza eliminare il valore dell’accumulo.
Le serie degli spread, disponibili su AleaApp
Per trasformare questi segnali di mercato in decisioni di investimento e di esercizio, AleaStorage, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nell’accumulo di energia, offre analisi dei ricavi delle batterie, progetti di ibridazione e strategie di flessibilità. Con lo stesso obiettivo, AleaSoft ha aggiunto ad Alea Energy DataBase le serie storiche degli spread infragiornalieri di una, due, quattro e sei ore per i principali mercati europei, rendendo possibile confrontare i mercati, misurare la concentrazione degli spread e supportare la valutazione dei progetti di accumulo.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting
