AleaSoft Energy Forecasting, 26 agosto 2026. Con la prima asta del meccanismo di capacità all’orizzonte, una discussione ha un impatto diretto sui ricavi dell’accumulo: il coefficiente di derating delle batterie. La proroga di Almaraz fino al 2030 richiede inoltre una revisione delle analisi su cui si fonda il meccanismo. I dati della domanda residua del sistema peninsulare spagnolo dal 2021 al 2025 mostrano che gli episodi di stress sono sempre più brevi.
Un intervallo che può più che raddoppiare la capacità ferma di uno stesso progetto
Il meccanismo di capacità in Spagna remunererà la capacità ferma che ogni tecnologia può fornire nelle ore di maggiore stress del sistema. Per le batterie, tale contributo viene corretto tramite un coefficiente noto come derating, un coefficiente di riduzione che converte i MW installati in MW fermi. Secondo le stime attuali, il coefficiente per le batterie si collocherebbe tra 0,27 e 0,70. Questo intervallo significa che la capacità ferma riconosciuta a un determinato progetto, e con essa i ricavi del meccanismo all’interno della struttura dei ricavi dell’asset (revenue stack), possono più che raddoppiare a seconda del valore infine adottato.
Il riferimento europeo conferma la portata della posta in gioco. Nei mercati della capacità europei, i coefficienti applicati a una batteria da due ore vanno da 0,14 a 0,44, mentre per una batteria da quattro ore si collocano tra 0,28 e 0,67. In Spagna la discussione si svolge per lo più sul piano dei principi. AleaSoft Energy Forecasting fornisce i dati.
La proroga di Almaraz sposta il punto di partenza del meccanismo
Il 14 agosto 2026 la Gazzetta Ufficiale spagnola (BOE) ha pubblicato l’ordinanza che rinnova l’autorizzazione all’esercizio delle due unità della centrale nucleare di Almaraz fino all’8 giugno 2030. Le analisi di adeguatezza che giustificano il meccanismo di capacità davanti alla Commissione europea sono state elaborate ipotizzando il calendario di chiusura del nucleare allora in vigore, con Almaraz fuori dal sistema nel 2027 e nel 2028.
Mantenere circa 2 GW di capacità nucleare ferma nel sistema fino al 2030 cambia questo scenario di partenza. Di conseguenza, la prima asta potrebbe non essere così vicina come previsto, e alcuni parametri di progettazione, tra cui i coefficienti di derating e il volume di capacità da contrattare, potrebbero essere rivisti. Questa revisione rende ancora più necessario che la discussione sul derating delle batterie si basi su dati relativi al comportamento reale del sistema, perché i parametri fissati ora orienteranno le decisioni di investimento nell’accumulo di energia dei prossimi anni.
Gli episodi di stress del sistema si stanno accorciando
Sulla base della domanda residua oraria del sistema elettrico peninsulare spagnolo, ossia la domanda meno la produzione eolica e solare, AleaSoft Energy Forecasting ha analizzato il periodo dal 2021 al 2025, selezionando per ogni anno il 10% di ore più stressate, la soglia che il meccanismo fissa per le ore di stress, 876 ore all’anno. Su questa base, l’analisi misura quanto durano gli episodi, cioè quante ore consecutive il sistema resta sotto stress.
Il risultato è che la durata degli episodi di stress si sta riducendo. Nel 2021 un episodio durava in media 3,8 ore, e nel 2025 meno di 3,1 ore. Gli episodi risolti in due ore o meno sono passati dal 38% al 49% del totale. Poiché il numero di ore di stress è fisso per costruzione, ciò che è accaduto è che gli episodi sono più numerosi e più brevi, da 229 a 286 all’anno.
La copertura che una batteria può offrire, in base alla durata
Per il coefficiente di derating, ciò che conta è la percentuale di ore di stress che una batteria può coprire in base alla sua durata. Una batteria da due ore poteva coprire il 48% delle ore di stress nel 2021 e il 59% nel 2025. Una batteria da quattro ore è passata dal 74% all’86%, e una batteria da sei ore dall’85% al 95%.
La causa è il solare fotovoltaico. Spostando lo stress dal pomeriggio alla rampa del tramonto, suddivide un unico problema lungo in diversi problemi brevi. L’ora mediana di inizio degli episodi è l’ora 19, e due su tre iniziano tra le 18:00 e le 22:00. Una copertura annua dell’86% per una durata di quattro ore è ben superiore ai coefficienti di derating più prudenti attualmente in discussione, e la tendenza degli ultimi cinque anni favorisce l’accumulo di breve durata. Il profilo degli episodi di stress è diverso tra estate e inverno, una sfumatura che merita un’analisi a parte.
Un coefficiente che evolverà a ogni asta
Ciò che determina il valore di una data durata di accumulo è quanto dura l’episodio di stress che deve coprire. In Spagna, quell’episodio è la rampa successiva al tramonto, che dura diverse ore, non un picco di un’ora. In queste condizioni, una batteria da due ore fornisce una capacità ferma molto inferiore a quella di una batteria da quattro ore, come riflettono gli intervalli europei citati, da 0,14 a 0,44 contro da 0,28 a 0,67.
Va inoltre ricordato che la diffusione dell’accumulo modifica essa stessa il problema che deve risolvere. Man mano che si installano più MW di batterie, il picco della domanda residua si appiattisce e gli episodi di stress si allungano, per cui il coefficiente di derating per le brevi durate tende a diminuire nel tempo. Un coefficiente di derating non è un input costante per 15 anni. Evolverà a ciascuna delle aste di capacità, e i modelli di ricavi e le decisioni di investimento devono tenere conto di questa evoluzione fin dalla fase di progettazione del progetto.
I dati come base delle decisioni regolatorie
L’evidenza della domanda residua peninsulare mostra che gli episodi di stress sono sempre più brevi e che l’accumulo da quattro ore copre già la grande maggioranza delle ore di stress. Quantificare questo contributo a ogni asta, e anticiparne l’evoluzione, sarà decisivo per gli investimenti nell’accumulo in Spagna.
Analisi dei ricavi dell’accumulo: il ruolo di AleaStorage
AleaStorage, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nell’accumulo di energia, si concentra sull’analisi strategica delle batterie e dei progetti di ibridazione, fornendo stime dei ricavi per le batterie stand-alone nei mercati dell’energia e del bilanciamento, analisi di ibridazione con le rinnovabili, sia solare fotovoltaico sia eolico, valutazioni dei ricavi nei mercati della capacità e modellizzazione di scenari di prezzo e volatilità a lungo termine. Le serie di dati reali di domanda, generazione rinnovabile e prezzi orari per la Spagna e il resto d’Europa utilizzate in questa analisi sono disponibili nell’Alea Energy DataBase, la piattaforma di dati online di AleaSoft.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting