{"id":172737,"date":"2026-10-20T17:21:56","date_gmt":"2026-10-20T15:21:56","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172737"},"modified":"2026-10-22T09:33:26","modified_gmt":"2026-10-22T07:33:26","slug":"spread-oggi-non-e-spread-2035-cannibalizzazione-batterie","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/spread-oggi-non-e-spread-2035-cannibalizzazione-batterie\/","title":{"rendered":"Lo spread di oggi non \u00e8 lo spread del 2035: la cannibalizzazione decider\u00e0 quali batterie sono bancabili"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 ottobre 2026. La media mensile dello spread infragiornaliero di un’ora in Spagna ha raggiunto 215,37 \u20ac\/MWh a settembre, rispetto ai 195,29 \u20ac\/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 capacit\u00e0 installata. La bancabilit\u00e0 dei progetti BESS dipender\u00e0 da ricavi sufficienti in scenari prudenti a lungo termine.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - spread di oggi non e spread 2035 cannibalizzazione batterie<\/a><\/div>\n

Gli spread del 2026 rafforzano l’interesse per l’accumulo<\/h2>\n

Il mercato elettrico spagnolo sta inviando segnali favorevoli per lo sviluppo delle batterie<\/strong>. La media mensile dello spread infragiornaliero<\/a> di un’ora \u00e8 passata da 61,90 \u20ac\/MWh a gennaio 2026 a 195,29 \u20ac\/MWh ad agosto e ha raggiunto 215,37 \u20ac\/MWh a settembre, con un aumento del 10% rispetto al mese precedente.<\/p>\n

AleaSoft - spread infragiornaliero spagna 1h<\/a>Fonte: Elaborato da Alea Energy DataBase con dati di OMIE.<\/span><\/div>\n

L’evoluzione di questo indicatore riflette le opportunit\u00e0 offerte dalle differenze tra i prezzi orari dell’elettricit\u00e0. La crescente penetrazione del fotovoltaico<\/strong> 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 pi\u00f9 elevati. Questa struttura dei prezzi consente alle batterie di accumulare elettricit\u00e0 nelle ore con i prezzi pi\u00f9 bassi e di spostarne la vendita verso le ore con i prezzi pi\u00f9 alti.<\/p>\n

Tuttavia, lo spread infragiornaliero rappresenta un’opportunit\u00e0 teorica di arbitraggio<\/strong>, non un ricavo garantito. L’energia effettivamente spostata, insieme alla durata, all’efficienza, al degrado e ai vincoli operativi della batteria, determina quanto valore pu\u00f2 catturare ciascun impianto. Inoltre, c’\u00e8 un fattore che diventer\u00e0 sempre pi\u00f9 importante nelle previsioni dei ricavi: le stesse batterie contribuiranno a ridurre i differenziali di prezzo da cui dipende la loro redditivit\u00e0.<\/p>\n

La cannibalizzazione ridisegner\u00e0 gli spread futuri<\/h2>\n

L’aggiunta di nuove batterie al sistema elettrico modificher\u00e0 progressivamente la struttura oraria dei prezzi. Quando le batterie si caricano nelle ore con i prezzi pi\u00f9 bassi, aumentano il fabbisogno di elettricit\u00e0 in quei periodi. Quando si scaricano nelle ore con i prezzi pi\u00f9 alti, aumentano l’offerta disponibile. Entrambi i comportamenti tendono a ridurre la differenza tra i prezzi massimi e minimi. Questo processo, noto come cannibalizzazione<\/strong> dell’accumulo, pu\u00f2 intensificarsi con l’aumento della capacit\u00e0 BESS installata.<\/p>\n

Lo sviluppo dell’accumulo in Spagna mostra gi\u00e0 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\u20112027, 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 capacit\u00e0. Queste cifre comprendono diverse tecnologie e riflettono la portata dello sviluppo previsto, sebbene non rappresentino capacit\u00e0 gi\u00e0 installata.<\/p>\n

Man mano che questi e altri progetti entreranno in esercizio, le opportunit\u00e0 di arbitraggio evolveranno. L’entit\u00e0 di tale cambiamento dipender\u00e0 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 flessibilit\u00e0.<\/p>\n

\u00c8 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.<\/p>\n

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 volatilit\u00e0 e nuove opportunit\u00e0 per l’accumulo. La questione rilevante \u00e8 quale parte degli spread rimarr\u00e0 disponibile una volta considerato l’effetto dello stesso accumulo sul mercato. Lo spread che rende interessante una batteria nel 2026 non sar\u00e0 necessariamente quello che ne determiner\u00e0 la redditivit\u00e0 nel 2035.<\/p>\n

Lo scenario prudente sar\u00e0 decisivo per il finanziamento<\/h2>\n

Questa trasformazione ha conseguenze dirette sul finanziamento dei progetti BESS<\/strong>. Un progetto pu\u00f2 mostrare una redditivit\u00e0 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.<\/p>\n

Per le istituzioni finanziarie, la questione chiave non \u00e8 quanto possa guadagnare una batteria in un anno particolarmente favorevole, ma quali ricavi sar\u00e0 in grado di generare durante il periodo di rimborso del debito, anche in condizioni di mercato avverse. Ci\u00f2 richiede di andare oltre le stime basate sugli spread storici o sull’estrapolazione dei ricavi attuali.<\/p>\n

Le analisi di finanziamento necessitano di previsioni orarie a lungo termine dei prezzi del mercato elettrico<\/strong>, coerenti con diversi scenari di evoluzione del sistema. Queste previsioni devono incorporare la crescita delle rinnovabili e dell’accumulo, nonch\u00e9 i cambiamenti attesi nel fabbisogno, nelle interconnessioni e nelle tecnologie di generazione. Sulla base di queste curve \u00e8 possibile simulare il funzionamento delle batterie e stimarne i ricavi anno per anno, tenendo conto delle loro caratteristiche tecniche e delle diverse opportunit\u00e0 di mercato.<\/p>\n

L’analisi deve poi essere trasferita nel modello finanziario per valutare la capacit\u00e0 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.<\/p>\n

Il rischio \u00e8 particolarmente rilevante per i progetti con un’elevata esposizione ai ricavi merchant<\/strong>. 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.<\/p>\n

\u00c8 inoltre necessario considerare l’evoluzione dei ricavi dei servizi di bilanciamento<\/strong> e di altri meccanismi di flessibilit\u00e0. Queste fonti possono integrare l’arbitraggio, ma sono soggette a proprie dinamiche competitive.<\/p>\n

In questo contesto, la bancabilit\u00e0 non dipende dal dimostrare che una batteria sar\u00e0 redditizia nello scenario pi\u00f9 favorevole, ma dal provare che potr\u00e0 far fronte ai propri impegni finanziari in scenari prudenti.<\/p>\n

L’ibridazione fotovoltaica richiede un’analisi specifica<\/h2>\n

La cannibalizzazione dell’accumulo interesser\u00e0 anche i progetti con batterie ibridate con impianti fotovoltaici, sebbene la loro esposizione ai prezzi sar\u00e0 diversa da quella di una batteria stand\u2011alone<\/strong>.<\/p>\n

In un impianto fotovoltaico<\/strong>, la batteria pu\u00f2 accumulare parte dell’energia prodotta nelle ore a basso prezzo e spostarne la vendita verso periodi di maggior valore. In questo modo, pu\u00f2 migliorare il prezzo catturato dell’impianto nel suo complesso e ridurre il curtailment in determinate condizioni. Tuttavia, le opportunit\u00e0 di ricavo dipendono dal profilo orario della generazione rinnovabile, dalle caratteristiche del punto di connessione e dalle possibilit\u00e0 di carica e scarica.<\/p>\n

Una batteria ibridata pu\u00f2 essere condizionata dalla disponibilit\u00e0 di energia fotovoltaica e dai vincoli di immissione in rete condivisi, mentre una batteria stand\u2011alone pu\u00f2 disporre di una diversa flessibilit\u00e0 operativa per sfruttare le opportunit\u00e0 di mercato. Queste differenze rendono necessario valutare congiuntamente la generazione rinnovabile, i prezzi orari futuri e il funzionamento dell’accumulo.<\/p>\n

Allo stesso modo, il dimensionamento ottimale della batteria, sia in potenza sia in capacit\u00e0 energetica, deve basarsi su una prospettiva di lungo termine. Una configurazione che massimizza i ricavi con gli spread attuali non sar\u00e0 necessariamente la pi\u00f9 redditizia quando la struttura dei prezzi cambier\u00e0.<\/p>\n

Pertanto, la valutazione economica dell’ibridazione<\/strong> non dovrebbe limitarsi a quantificare i ricavi aggiuntivi che l’accumulo offre nelle condizioni attuali, ma dovrebbe considerare come evolver\u00e0 il suo contributo al valore del progetto durante tutta la sua vita utile.<\/p>\n

Gli spread del 2035 saranno decisivi per il finanziamento<\/h2>\n

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 dipender\u00e0 sempre pi\u00f9 dalla capacit\u00e0 di dimostrare quali ricavi rimarranno disponibili quando l’accumulo raggiunger\u00e0 una penetrazione molto pi\u00f9 elevata.<\/p>\n

Il mercato elettrico ha bisogno di pi\u00f9 batterie, ma finanziarle richiede di capire come funzioner\u00e0 il mercato quando quelle batterie saranno in esercizio. Le curve orarie dei prezzi dei mercati elettrici a lungo termine<\/strong> 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.<\/p>\n

Tuttavia, disporre di una previsione centrale non \u00e8 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 sensibilit\u00e0 ai principali fattori del mercato.<\/p>\n

Questo approccio \u00e8 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.<\/p>\n

Le curve orarie a lungo termine permetteranno di individuare i progetti bancabili<\/h2>\n

La crescita dell’accumulo pone una nuova sfida a sviluppatori, investitori e finanziatori: anticipare come evolver\u00e0 un mercato in cui le stesse batterie trasformeranno le opportunit\u00e0 di ricavo.<\/p>\n

In questo ambito, AleaGreen<\/strong>, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> specializzata in previsioni a lungo termine<\/a>, fornisce curve dei prezzi dei mercati elettrici con granularit\u00e0 oraria e orizzonti fino a 40 anni, che consentono di analizzare diversi scenari di evoluzione dei mercati.<\/p>\n

Da parte sua, AleaStorage<\/strong> utilizza queste previsioni per valutare i ricavi dei progetti di batterie<\/a>, sia stand\u2011alone sia ibridate con le rinnovabili, ottimizzarne il dimensionamento e analizzare diverse strategie operative lungo la vita utile degli impianti.<\/p>\n

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.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 ottobre 2026. La media mensile dello spread infragiornaliero di un’ora in Spagna ha raggiunto 215,37 \u20ac\/MWh a settembre, rispetto ai 195,29 \u20ac\/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 capacit\u00e0 installata. 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