AleaSoft Energy Forecasting, 20 ottobre 2026. La media mensile dello spread infragiornaliero di un’ora in Spagna ha raggiunto 215,37 €/MWh a settembre, rispetto ai 195,29 €/MWh di agosto. Queste differenze di prezzo rafforzano l’interesse per l’accumulo con batterie, ma pongono una questione di finanziamento: come evolveranno i ricavi con la crescita della capacità installata. La bancabilità dei progetti BESS dipenderà da ricavi sufficienti in scenari prudenti a lungo termine.
Gli spread del 2026 rafforzano l’interesse per l’accumulo
Il mercato elettrico spagnolo sta inviando segnali favorevoli per lo sviluppo delle batterie. La media mensile dello spread infragiornaliero di un’ora è passata da 61,90 €/MWh a gennaio 2026 a 195,29 €/MWh ad agosto e ha raggiunto 215,37 €/MWh a settembre, con un aumento del 10% rispetto al mese precedente.
Fonte: Elaborato da Alea Energy DataBase con dati di OMIE.L’evoluzione di questo indicatore riflette le opportunità offerte dalle differenze tra i prezzi orari dell’elettricità. La crescente penetrazione del fotovoltaico abbassa i prezzi nelle ore centrali della giornata, mentre nel pomeriggio e in serata, quando la generazione solare diminuisce, i prezzi possono raggiungere livelli molto più elevati. Questa struttura dei prezzi consente alle batterie di accumulare elettricità nelle ore con i prezzi più bassi e di spostarne la vendita verso le ore con i prezzi più alti.
Tuttavia, lo spread infragiornaliero rappresenta un’opportunità teorica di arbitraggio, non un ricavo garantito. L’energia effettivamente spostata, insieme alla durata, all’efficienza, al degrado e ai vincoli operativi della batteria, determina quanto valore può catturare ciascun impianto. Inoltre, c’è un fattore che diventerà sempre più importante nelle previsioni dei ricavi: le stesse batterie contribuiranno a ridurre i differenziali di prezzo da cui dipende la loro redditività.
La cannibalizzazione ridisegnerà gli spread futuri
L’aggiunta di nuove batterie al sistema elettrico modificherà progressivamente la struttura oraria dei prezzi. Quando le batterie si caricano nelle ore con i prezzi più bassi, aumentano il fabbisogno di elettricità in quei periodi. Quando si scaricano nelle ore con i prezzi più alti, aumentano l’offerta disponibile. Entrambi i comportamenti tendono a ridurre la differenza tra i prezzi massimi e minimi. Questo processo, noto come cannibalizzazione dell’accumulo, può intensificarsi con l’aumento della capacità BESS installata.
Lo sviluppo dell’accumulo in Spagna mostra già segnali di accelerazione. Il 30 dicembre 2025, il Ministero per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica ha reso noti i risultati del bando di aiuti per progetti di investimento nell’accumulo, cofinanziato con fondi FESR 2021‑2027, che ha portato alla selezione di 126 progetti di accumulo che, una volta realizzati, apporteranno 2,2 GW di potenza e 9,4 GWh di capacità. Queste cifre comprendono diverse tecnologie e riflettono la portata dello sviluppo previsto, sebbene non rappresentino capacità già installata.
Man mano che questi e altri progetti entreranno in esercizio, le opportunità di arbitraggio evolveranno. L’entità di tale cambiamento dipenderà dalla potenza e dalla durata delle batterie, dalla loro strategia operativa e dall’evoluzione simultanea della generazione rinnovabile, del fabbisogno e di altre fonti di flessibilità.
È quindi necessario analizzare diversi scenari di penetrazione dell’accumulo. Scenari ipotetici di 10, 20 o 30 GWh di batterie, combinati con ipotesi coerenti sulla potenza installata e sul funzionamento, consentono di studiare come potrebbero cambiare i prezzi orari e i ricavi disponibili.
La cannibalizzazione non significa necessariamente che gli spread scompariranno. La quota crescente delle rinnovabili, l’elettrificazione del fabbisogno e l’evoluzione del mix di generazione possono continuare a creare volatilità e nuove opportunità per l’accumulo. La questione rilevante è quale parte degli spread rimarrà disponibile una volta considerato l’effetto dello stesso accumulo sul mercato. Lo spread che rende interessante una batteria nel 2026 non sarà necessariamente quello che ne determinerà la redditività nel 2035.
Lo scenario prudente sarà decisivo per il finanziamento
Questa trasformazione ha conseguenze dirette sul finanziamento dei progetti BESS. Un progetto può mostrare una redditività interessante utilizzando le differenze di prezzo osservate nel 2026 e, tuttavia, presentare ricavi attesi molto inferiori una volta incorporati scenari con una maggiore penetrazione dell’accumulo.
Per le istituzioni finanziarie, la questione chiave non è quanto possa guadagnare una batteria in un anno particolarmente favorevole, ma quali ricavi sarà in grado di generare durante il periodo di rimborso del debito, anche in condizioni di mercato avverse. Ciò richiede di andare oltre le stime basate sugli spread storici o sull’estrapolazione dei ricavi attuali.
Le analisi di finanziamento necessitano di previsioni orarie a lungo termine dei prezzi del mercato elettrico, coerenti con diversi scenari di evoluzione del sistema. Queste previsioni devono incorporare la crescita delle rinnovabili e dell’accumulo, nonché i cambiamenti attesi nel fabbisogno, nelle interconnessioni e nelle tecnologie di generazione. Sulla base di queste curve è possibile simulare il funzionamento delle batterie e stimarne i ricavi anno per anno, tenendo conto delle loro caratteristiche tecniche e delle diverse opportunità di mercato.
L’analisi deve poi essere trasferita nel modello finanziario per valutare la capacità del progetto di generare flussi di cassa sufficienti a far fronte al servizio del debito e a rispettare gli indici di copertura richiesti dai finanziatori.
Il rischio è particolarmente rilevante per i progetti con un’elevata esposizione ai ricavi merchant. I contratti di tolling o gli accordi che garantiscono parte dei ricavi possono ridurre tale esposizione, ma la valutazione dei ricavi non contrattualizzati richiede comunque scenari di mercato solidi.
È inoltre necessario considerare l’evoluzione dei ricavi dei servizi di bilanciamento e di altri meccanismi di flessibilità. Queste fonti possono integrare l’arbitraggio, ma sono soggette a proprie dinamiche competitive.
In questo contesto, la bancabilità non dipende dal dimostrare che una batteria sarà redditizia nello scenario più favorevole, ma dal provare che potrà far fronte ai propri impegni finanziari in scenari prudenti.
L’ibridazione fotovoltaica richiede un’analisi specifica
La cannibalizzazione dell’accumulo interesserà anche i progetti con batterie ibridate con impianti fotovoltaici, sebbene la loro esposizione ai prezzi sarà diversa da quella di una batteria stand‑alone.
In un impianto fotovoltaico, la batteria può accumulare parte dell’energia prodotta nelle ore a basso prezzo e spostarne la vendita verso periodi di maggior valore. In questo modo, può migliorare il prezzo catturato dell’impianto nel suo complesso e ridurre il curtailment in determinate condizioni. Tuttavia, le opportunità di ricavo dipendono dal profilo orario della generazione rinnovabile, dalle caratteristiche del punto di connessione e dalle possibilità di carica e scarica.
Una batteria ibridata può essere condizionata dalla disponibilità di energia fotovoltaica e dai vincoli di immissione in rete condivisi, mentre una batteria stand‑alone può disporre di una diversa flessibilità operativa per sfruttare le opportunità di mercato. Queste differenze rendono necessario valutare congiuntamente la generazione rinnovabile, i prezzi orari futuri e il funzionamento dell’accumulo.
Allo stesso modo, il dimensionamento ottimale della batteria, sia in potenza sia in capacità energetica, deve basarsi su una prospettiva di lungo termine. Una configurazione che massimizza i ricavi con gli spread attuali non sarà necessariamente la più redditizia quando la struttura dei prezzi cambierà.
Pertanto, la valutazione economica dell’ibridazione non dovrebbe limitarsi a quantificare i ricavi aggiuntivi che l’accumulo offre nelle condizioni attuali, ma dovrebbe considerare come evolverà il suo contributo al valore del progetto durante tutta la sua vita utile.
Gli spread del 2035 saranno decisivi per il finanziamento
Gli spread del 2026 stanno alimentando l’interesse per l’accumulo, ma gli spread del 2035 saranno decisivi per il finanziamento di molti dei progetti che si stanno sviluppando oggi. La differenza tra una batteria redditizia sulla carta e un progetto in grado di ottenere finanziamenti dipenderà sempre più dalla capacità di dimostrare quali ricavi rimarranno disponibili quando l’accumulo raggiungerà una penetrazione molto più elevata.
Il mercato elettrico ha bisogno di più batterie, ma finanziarle richiede di capire come funzionerà il mercato quando quelle batterie saranno in esercizio. Le curve orarie dei prezzi dei mercati elettrici a lungo termine svolgono quindi un ruolo chiave. Consentono di analizzare l’evoluzione degli spread, studiare diversi scenari di penetrazione dell’accumulo e valutare la resilienza dei progetti a condizioni di mercato meno favorevoli.
Tuttavia, disporre di una previsione centrale non è sufficiente. Per valutare adeguatamente i rischi servono scenari alternativi, metodologie coerenti e ipotesi tracciabili che consentano di comprendere l’origine dei ricavi previsti e la loro sensibilità ai principali fattori del mercato.
Questo approccio è particolarmente importante quando i risultati devono essere utilizzati in processi di investimento e finanziamento, in cui sviluppatori, consulenti tecnici, investitori e istituzioni finanziarie devono lavorare su una base previsionale coerente e verificabile.
Le curve orarie a lungo termine permetteranno di individuare i progetti bancabili
La crescita dell’accumulo pone una nuova sfida a sviluppatori, investitori e finanziatori: anticipare come evolverà un mercato in cui le stesse batterie trasformeranno le opportunità di ricavo.
In questo ambito, AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in previsioni a lungo termine, fornisce curve dei prezzi dei mercati elettrici con granularità oraria e orizzonti fino a 40 anni, che consentono di analizzare diversi scenari di evoluzione dei mercati.
Da parte sua, AleaStorage utilizza queste previsioni per valutare i ricavi dei progetti di batterie, sia stand‑alone sia ibridate con le rinnovabili, ottimizzarne il dimensionamento e analizzare diverse strategie operative lungo la vita utile degli impianti.
La combinazione di previsioni di mercato, analisi di scenari e simulazioni del funzionamento consente di costruire stime dei ricavi coerenti e di valutarne l’evoluzione, fornendo una base tecnica per le decisioni di investimento e finanziamento.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting