AleaSoft Energy Forecasting, 28 ottobre 2026. L’accumulo con batterie avanza in Europa, ma le opportunità di investimento e finanziamento differiscono da un mercato all’altro. Spagna, Italia e Germania stanno sviluppando meccanismi di capacità e sostegno diversi, mentre i prezzi orari, i servizi ancillari e le condizioni normative determinano la redditività dei progetti BESS. Queste differenze rendono necessario analizzare ogni mercato utilizzando previsioni specifiche a lungo termine.
Italia: contratti a lungo termine per sostenere l’accumulo
L’Italia è uno dei mercati europei che ha compiuto i maggiori progressi nella contrattualizzazione a lungo termine della capacità di accumulo di energia. Il meccanismo MACSE, gestito da Terna, assegna tramite aste contratti che prevedono una remunerazione per la disponibilità di capacità di accumulo per 15 anni.
Nel settembre 2025, Terna ha svolto la prima asta MACSE, assegnando 10 GWh di capacità di accumulo con entrata in esercizio prevista nel 2028. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione è stato di €12 959/MWh all’anno, ben al di sotto del prezzo massimo di €37 000/MWh all’anno. La capacità offerta è stata pari a oltre quattro volte il fabbisogno dell’asta, dimostrando l’interesse degli investitori e la forte concorrenza tra i progetti.
La seconda asta è prevista per il 24 novembre 2026, con consegna nel 2029 e un fabbisogno di accumulo di riferimento di 16 GWh, che potrà essere adeguato in base alla capacità aggiuntiva disponibile. Nel settembre 2026, il regolatore italiano ARERA ha fissato per questa asta un prezzo massimo di €27 000/MWh all’anno, inferiore a quello della prima tornata.
Il MACSE offre una struttura di ricavi che può agevolare il finanziamento di nuovi impianti. In cambio di una remunerazione contrattuale, gli aggiudicatari devono costruire gli impianti e mettere la capacità impegnata a disposizione del mercato secondo le regole del meccanismo. Questi ricavi non possono quindi essere combinati senza restrizioni con le opportunità merchant relative alla stessa capacità.
Questo modello riduce l’esposizione a determinate incertezze dei mercati elettrici, ma non elimina i rischi associati ai costi di investimento, alla realizzazione dei progetti, agli obblighi contrattuali e al funzionamento delle batterie.
Germania: ricavi di mercato e nuovi segnali di capacità
In Germania, i progetti di batterie hanno sviluppato modelli di business basati principalmente sull’arbitraggio dei prezzi e sulla partecipazione ai mercati di bilanciamento. Queste fonti di ricavo offrono opportunità, ma espongono anche i progetti all’evoluzione dei prezzi e alla concorrenza di nuovi impianti di accumulo.
Il 2 settembre 2026, la Commissione europea ha approvato un meccanismo di capacità tedesco con un costo stimato compreso tra 15 600 e 35 200 milioni di euro, volto a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento a partire dal 2031.
Il meccanismo prevede contratti fino a 15 anni e consentirà la partecipazione della generazione, dell’accumulo e della gestione del fabbisogno, sia per gli impianti esistenti sia per i nuovi investimenti, secondo le condizioni di ogni asta.
Nel 2026 sono previste due aste per nuova capacità in grado di garantire l’approvvigionamento per periodi prolungati, ciascuna con un volume di 4,5 GW di capacità declassata. Il termine per la presentazione delle offerte nella prima tornata era l’8 settembre. La Bundesnetzagentur prevede di annunciare le aggiudicazioni prima del 3 novembre. La seconda tornata sarà annunciata il 10 novembre. Le aste successive del 2027 e del 2029 saranno aperte a tutte le tecnologie, compreso l’accumulo, e alla capacità esistente e nuova.
La Germania prevede inoltre di sviluppare un meccanismo strutturale di capacità per soddisfare le esigenze di approvvigionamento a partire dal 2032, con una configurazione indipendente dal meccanismo approvato a settembre.
Anche le condizioni di accesso e utilizzo della rete incidono sulla redditività. La Bundesnetzagentur sta rivedendo il sistema delle tariffe di rete elettrica, con proposte specifiche per l’accumulo. L’applicazione di nuovi oneri dipenderà dall’esito del procedimento regolatorio e dalle esenzioni vigenti per gli impianti che ne possono beneficiare.
Per gli investitori, questo contesto rende necessario valutare i ricavi attuali dell’arbitraggio e dei servizi di bilanciamento insieme all’evoluzione futura del mercato, alle condizioni normative e alla possibilità di ottenere una remunerazione della capacità.
La concorrenza tra batterie sarà un fattore importante. Con l’aumento della potenza installata, la partecipazione di nuovi impianti potrà modificare sia i differenziali orari di prezzo sia i ricavi dei servizi di bilanciamento.
Spagna: nuove opportunità di ricavo dalla capacità disponibile garantita
La Spagna si trova in una fase diversa. Le opportunità di ricavo dell’accumulo si basano sull’arbitraggio dei prezzi dei mercati elettrici e sui servizi ancillari, mentre proseguono i lavori per avviare il nuovo mercato della capacità.
L’ordinanza TED/966/2026, del 15 settembre, ha istituito il mercato della capacità del sistema elettrico peninsulare spagnolo. Il meccanismo consentirà la partecipazione di impianti di generazione, accumulo e unità di consumo attraverso aste competitive.
La remunerazione sarà legata alla capacità disponibile garantita che ogni impianto può fornire al sistema. Per le batterie, questa capacità dipenderà dalla potenza installata e dai coefficienti di declassamento stabiliti per ogni tecnologia, ancora da definire. Per gli impianti ibridi, la capacità disponibile garantita sarà calcolata per modulo e il totale non potrà superare la capacità di accesso alla rete concessa. Il periodo di erogazione del servizio per i nuovi investimenti potrà raggiungere un massimo di 15 anni, anche se la durata specifica dipenderà dalla tecnologia e dalle condizioni di ogni tornata.
Questo meccanismo introduce una potenziale fonte di ricavi più stabili per i progetti BESS. Tuttavia, il suo contributo effettivo al finanziamento dipenderà dal volume di capacità aggiudicato, dai prezzi risultanti dalle aste, dai coefficienti di declassamento e dagli obblighi di disponibilità.
Mentre questi parametri vengono definiti, le previsioni dei ricavi dei mercati dell’energia e dei servizi ancillari rimangono essenziali per le decisioni di investimento.
I prezzi orari rivelano opportunità diverse in ogni mercato
Le differenze normative si combinano con strutture di prezzo diverse. Tra il 1 gennaio e il 28 ottobre 2026, il differenziale medio giornaliero tra il prezzo orario massimo e quello minimo è stato di €158,13/MWh nel mercato tedesco, €133,98/MWh nel mercato spagnolo e €96,86/MWh nel mercato italiano.
Nello stesso periodo del 2025, questi differenziali sono stati di €134,92/MWh in Germania, €103,40/MWh in Spagna e €76,68/MWh in Italia. Tutti e tre i mercati hanno registrato un aumento dei differenziali su base annua. La Spagna ha evidenziato la maggiore crescita percentuale, pari al 30%, seguita dall’Italia, con il 26%, e dalla Germania, con il 17%.
Questi risultati mostrano che le opportunità teoriche di arbitraggio variano da un mercato all’altro ed evolvono in modo diverso. La Germania registra i differenziali medi più elevati, mentre la Spagna presenta la crescita annua più forte.
Tuttavia, un differenziale orario più ampio non implica necessariamente una maggiore redditività per una batteria. I ricavi effettivi dipendono dalla sua durata, efficienza, degradazione, strategia operativa e dai vincoli tecnici. Incidono anche la possibilità di partecipare a diversi mercati, le condizioni di connessione alla rete e i ricavi contrattualizzati che ogni progetto può assicurarsi.
Neppure i differenziali storici possono essere estrapolati direttamente sul lungo termine. L’ingresso di nuove batterie modifica i profili orari dei prezzi, aumentando il fabbisogno durante le ore di carica e l’offerta durante quelle di scarica. Questo effetto può ridurre gradualmente alcune opportunità di arbitraggio.
La valutazione economica dell’accumulo deve quindi considerare le differenze attuali tra i mercati e la loro possibile evoluzione con l’aumento della penetrazione delle energie rinnovabili e dell’accumulo.
Il finanziamento dipende dalla combinazione di ricavi e rischi
Le differenze tra Spagna, Italia e Germania mostrano che la stessa batteria, con identica potenza e capacità di accumulo, può produrre risultati economici molto diversi a seconda del mercato in cui opera.
In Italia, un progetto aggiudicatario di un contratto MACSE può contare su una remunerazione contrattuale a lungo termine. In Germania, un progetto con esposizione merchant deve dimostrare la solidità dei ricavi dell’arbitraggio e dei servizi di bilanciamento, tenendo conto delle opportunità e delle condizioni dei nuovi meccanismi di capacità. In Spagna, gli sviluppatori devono valutare i ricavi di mercato e il potenziale della remunerazione della capacità disponibile garantita, che rimane subordinato ai risultati delle aste future.
Esistono anche alternative contrattuali, come gli accordi di tolling, che possono ridurre l’esposizione diretta alla volatilità dei ricavi. Tuttavia, ogni struttura di finanziamento ripartisce i rischi in modo diverso tra proprietari, operatori e acquirenti di servizi di accumulo.
Per le banche e gli investitori, l’esistenza di un meccanismo di capacità non garantisce di per sé la bancabilità di un progetto. Occorre valutare i flussi di cassa attesi, gli obblighi contrattuali, i rischi normativi e la capacità di far fronte al servizio del debito in scenari meno favorevoli.
L’Europa ha bisogno di previsioni specifiche per ogni mercato
La crescita dell’accumulo in Europa offre importanti opportunità di investimento, ma non esiste un unico modello economico applicabile in modo uniforme ai diversi mercati.
L’evoluzione dei prezzi orari, della generazione rinnovabile, del fabbisogno elettrico, delle interconnessioni, dei servizi ancillari e dei meccanismi di capacità determinerà i ricavi che le batterie potranno ottenere nei prossimi anni.
La valutazione di questi progetti richiede previsioni dei prezzi del mercato elettrico a lungo termine, con granularità oraria e scenari coerenti con l’evoluzione attesa di ogni sistema. Queste previsioni consentono di simulare il funzionamento delle batterie, stimare i ricavi e valutarne la sensibilità a diversi scenari di mercato.
L’espansione dell’accumulo dipenderà dalle esigenze di flessibilità dei sistemi elettrici e dalla capacità dei progetti di dimostrare la propria redditività e ottenere finanziamenti. Comprendere le caratteristiche di ogni mercato europeo sarà determinante per individuare le opportunità di investimento e costruire modelli di business sostenibili nel lungo termine.
Previsioni a lungo termine e analisi dei ricavi: il ruolo di AleaGreen e AleaStorage
Valutare un progetto di accumulo in Spagna, Italia o Germania richiede previsioni dei prezzi orari per l’intera vita utile dell’asset, scenari di differenziali e volatilità e una stima dei ricavi che i meccanismi di capacità di ogni paese possono offrire. AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nelle previsioni a lungo termine, fornisce previsioni dei prezzi dei mercati elettrici europei con granularità oraria e bande di confidenza per la valutazione degli asset e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile e di accumulo.
Da parte sua, AleaStorage, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nell’accumulo di energia, stima i ricavi delle batterie stand-alone e dei progetti di ibridazione con energie rinnovabili nei mercati dell’energia e dei servizi ancillari, valuta i ricavi dei mercati della capacità e modella scenari di prezzi e volatilità a lungo termine.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting