AleaSoft Energy Forecasting, 23 settembre 2026. La volatilità dei mercati dell’energia riporta in primo piano la gestione del rischio per i grandi consumatori e l’industria energivora. Le coperture su diversi orizzonti temporali, insieme all’autoconsumo e allo stoccaggio della batteria, consentono di ridurre l’esposizione ai movimenti del mercato e di rendere più prevedibili i costi dell’energia.
La 69a edizione del ciclo di webinar mensili organizzato da AleaSoft Energy Forecasting si è svolta il 17 settembre 2026. Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner di AleaSoft Energy Forecasting, ha esaminato l’evoluzione recente dei mercati dell’energia europei e le prospettive per i prossimi mesi. Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets presso S&P Global Energy, ha analizzato la situazione dell’accumulo di energia in Europa, il suo sviluppo previsto e le principali sfide, oltre ai progressi dell’autoconsumo. L’edizione in lingua spagnola ha incluso anche una tavola di analisi con Francisco Valverde, professionista indipendente specializzato nello sviluppo delle energie rinnovabili.
Un inverno di prezzi elevati con riserve di gas inferiori ai livelli abituali
Il punto di partenza per l’industria è impegnativo. I prezzi del gas TTF sul mercato spot si aggirano intorno a €80/MWh, livelli che non si vedevano da dicembre 2022, e i prezzi del Brent superano i 100 dollari al barile. Le restrizioni nello stretto di Hormuz mantengono sotto pressione l’approvvigionamento di gas naturale liquefatto, per il quale l’Europa deve competere con i mercati asiatici, e gli stoccaggi europei sono pieni per circa il 69%, rispetto all’81% dello stesso periodo dell’anno scorso, ben al di sotto dell’obiettivo abituale del 90%.
La trasmissione ai mercati elettrici è già visibile. Inoltre, l’estate ha registrato un aumento del fabbisogno elettrico vicino al 7% a luglio e al 4% ad agosto in Spagna, trainato dalle ondate di calore e dal crescente utilizzo dell’aria condizionata. I futures sull’elettricità riflettono questa pressione, con il quarto trimestre del 2026 scambiato intorno a €150/MWh sul mercato spagnolo, il primo trimestre del 2027 intorno a €130/MWh e l’intero 2027 tra 90 e €95/MWh. Sui mercati italiano e tedesco i valori di riferimento per il 2027 sono nettamente superiori.
Riserve di gas più basse riducono anche il margine di manovra del sistema in caso di un’ondata di freddo prolungata o di un periodo di bassa produzione di energia eolica. Una minore flessibilità disponibile si traduce in una maggiore volatilità dei prezzi e in picchi più accentuati, uno scenario che colpisce direttamente chi acquista elettricità senza coperture.
L’obiettivo di una copertura non è battere il mercato
Durante la tavola di analisi è stato sottolineato che l’obiettivo di una strategia di copertura non dovrebbe essere cercare di superare il mercato, ma evitare che movimenti imprevisti dei prezzi abbiano un impatto eccessivo sui costi aziendali. Questa differenza di approccio condiziona tutte le decisioni successive.
Una strategia basata esclusivamente sull’acquisto a prezzi di mercato può consentire di sfruttare i periodi di prezzi bassi, ma lascia il consumatore completamente esposto quando le condizioni cambiano. Allo stesso modo, iniziare a effettuare coperture solo quando i prezzi sono già aumentati ne limita l’efficacia, perché il premio per il rischio è già incorporato nelle quotazioni.
Per questo motivo, una delle strategie proposte consiste nel diversificare le coperture su diversi orizzonti temporali, combinando breve, medio e lungo termine e utilizzando strumenti come futures, contratti bilaterali o PPA in funzione delle caratteristiche e delle esigenze di ciascun consumatore. L’obiettivo è disporre di una struttura dei costi compatibile con l’attività e ridurre l’incertezza, non individuare sistematicamente il minimo del mercato. Il ragionamento è simmetrico per i venditori, poiché produttori e sviluppatori affrontano il rischio opposto quando i prezzi correggono al ribasso.
Dall’autoconsumo industriale alla batteria
Lo sviluppo dell’autoconsumo industriale con batterie aggiunge un nuovo strumento a questa gestione. Un impianto fotovoltaico riduce gli acquisti di elettricità dalla rete durante le ore solari, ma la sua capacità di continuare a ridurre il consumo raggiunge un limite quando aumenta la generazione in eccesso.
La batteria può immagazzinare queste eccedenze e trasferirle ad altre ore della giornata, aumentando la quota di autoconsumo e riducendo gli acquisti di elettricità proprio quando i prezzi possono essere più elevati. Consente inoltre di adattare la carica e la scarica ai segnali orari del mercato e, in determinati casi, di riservare parte della propria capacità alla partecipazione ai servizi di flessibilità. Il valore di questa flessibilità è cresciuto con gli spread infragiornalieri registrati sul mercato spagnolo durante l’estate, con differenze medie mensili tra il prezzo minimo e massimo della giornata vicine a €200/MWh.
Durante il webinar, AleaSoft Energy Forecasting ha presentato l’esperienza di uno studio realizzato per un grande consumatore industriale, nel quale l’aggiunta di una batteria da quattro ore ha aumentato considerevolmente lo sfruttamento dell’autoconsumo. L’ottimizzazione consisteva nell’evitare la vendita delle eccedenze fotovoltaiche nelle ore di prezzi bassi e nell’utilizzare successivamente quell’energia per coprire il consumo nelle ore di maggior valore.
Oltre ai risparmi sugli acquisti di elettricità, le batterie industriali possono aprire nuove fonti di ricavi o di risparmio legate alla flessibilità. Tra queste rientra la possibilità di partecipare a meccanismi come il SRAD, mantenendo energia immagazzinata che consenta di ridurre temporaneamente il consumo dalla rete senza incidere sul processo produttivo.
L’Europa entra nella fase di diffusione dell’accumulo
Nel contesto europeo, le previsioni presentate da S&P Global Energy indicano che quest’anno l’Europa installerà oltre 30 GW di accumulo con batterie, praticamente il doppio dell’anno precedente, nell’ambito di un’ambizione dell’UE di 200 GW di accumulo di energia entro il 2030. La Spagna si è impegnata ad aggiungere 4000 MW tra il 2026 e il 2028 nel quadro del primo accordo tripartito europeo e dispone già di oltre 2 GW di batterie dietro il contatore, un dato che riflette il peso dell’autoconsumo nel mercato spagnolo.
Tuttavia, il ritmo di sviluppo continuerà a essere condizionato dalla bancabilità. Il finanziamento bancario dei progetti di batterie procede con prudenza, perché i ricavi dipendono dal funzionamento e dallo spread orario, e non soltanto dal prezzo medio del mercato. L’approvazione del pagamento per la capacità fornisce un riferimento di ricavi contrattualizzati che facilita l’analisi del rischio, così come i contratti di tolling e gli accordi con gli ottimizzatori. A lungo termine, la base dei ricavi di una batteria continuerà a essere l’arbitraggio energetico, mentre i servizi di bilanciamento offrono uno spazio più limitato e con un maggiore rischio di saturazione.
La gestione congiunta del rischio come fattore decisivo
Coperture, autoconsumo e accumulo di energia non sono alternative che si escludono a vicenda. Fanno parte di un’unica strategia di gestione del rischio energetico e il loro valore aumenta quando vengono progettati insieme e con la stessa visione del mercato. Con mercati sempre più volatili e maggiori differenze di prezzo tra le ore, conoscere il profilo di consumo, disporre di previsioni energetiche affidabili e ottimizzare congiuntamente i diversi strumenti può essere decisivo per ridurre i costi e aumentare la stabilità dei budget energetici. Le decisioni che l’industria prenderà nei prossimi mesi ne condizioneranno la competitività negli anni a venire.
L’accumulo come elemento strategico: il ruolo di AleaStorage
La divisione AleaStorage 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 delle batterie nei mercati dell’energia e nei servizi di bilanciamento per progetti stand-alone e ibridi. Svolge inoltre analisi di ibridazione con le rinnovabili per massimizzare i ricavi e ridurre i rischi, valutazioni dei ricavi dei mercati della capacità e modellizzazione di scenari dei prezzi a lungo termine e della volatilità dei prezzi. Per il consumatore industriale, questa analisi si traduce nel dimensionamento della batteria, nella strategia di carica e scarica e nella quantificazione del risparmio rispetto all’acquisto sul mercato.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting