{"id":172899,"date":"2026-10-28T14:00:55","date_gmt":"2026-10-28T13:00:55","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172899"},"modified":"2026-10-28T14:29:07","modified_gmt":"2026-10-28T13:29:07","slug":"tre-modelli-finanziamento-accumulo-spagna-italia-germania","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/tre-modelli-finanziamento-accumulo-spagna-italia-germania\/","title":{"rendered":"Tre mercati, tre modelli: come si finanzia l’accumulo in Spagna, Italia e Germania"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 28 ottobre 2026. L’accumulo con batterie avanza in Europa, ma le opportunit\u00e0 di investimento e finanziamento differiscono da un mercato all’altro. Spagna, Italia e Germania stanno sviluppando meccanismi di capacit\u00e0 e sostegno diversi, mentre i prezzi orari, i servizi ancillari e le condizioni normative determinano la redditivit\u00e0 dei progetti BESS. Queste differenze rendono necessario analizzare ogni mercato utilizzando previsioni specifiche a lungo termine.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - tre modelli finanziamento accumulo spagna italia germania<\/a><\/div>\n

Italia: contratti a lungo termine per sostenere l’accumulo<\/h2>\n

L’Italia \u00e8 uno dei mercati europei che ha compiuto i maggiori progressi nella contrattualizzazione a lungo termine della capacit\u00e0 di accumulo di energia<\/strong>. Il meccanismo MACSE<\/strong>, gestito da Terna<\/strong>, assegna tramite aste contratti che prevedono una remunerazione per la disponibilit\u00e0 di capacit\u00e0 di accumulo per 15 anni.<\/p>\n

Nel settembre 2025, Terna ha svolto la prima asta MACSE, assegnando 10 GWh di capacit\u00e0 di accumulo con entrata in esercizio prevista nel 2028. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione \u00e8 stato di \u20ac12 959\/MWh all’anno, ben al di sotto del prezzo massimo di \u20ac37 000\/MWh all’anno. La capacit\u00e0 offerta \u00e8 stata pari a oltre quattro volte il fabbisogno dell’asta, dimostrando l’interesse degli investitori<\/strong> e la forte concorrenza tra i progetti.<\/p>\n

La seconda asta \u00e8 prevista per il 24 novembre 2026, con consegna nel 2029 e un fabbisogno di accumulo di riferimento di 16 GWh, che potr\u00e0 essere adeguato in base alla capacit\u00e0 aggiuntiva disponibile. Nel settembre 2026, il regolatore italiano ARERA<\/strong> ha fissato per questa asta un prezzo massimo di \u20ac27 000\/MWh all’anno, inferiore a quello della prima tornata.<\/p>\n

Il MACSE offre una struttura di ricavi che pu\u00f2 agevolare il finanziamento<\/strong> di nuovi impianti. In cambio di una remunerazione contrattuale, gli aggiudicatari devono costruire gli impianti e mettere la capacit\u00e0 impegnata a disposizione del mercato secondo le regole del meccanismo. Questi ricavi non possono quindi essere combinati senza restrizioni con le opportunit\u00e0 merchant<\/strong> relative alla stessa capacit\u00e0.<\/p>\n

Questo modello riduce l’esposizione a determinate incertezze dei mercati elettrici<\/strong>, ma non elimina i rischi associati ai costi di investimento, alla realizzazione dei progetti, agli obblighi contrattuali e al funzionamento delle batterie<\/strong>.<\/p>\n

Germania: ricavi di mercato e nuovi segnali di capacit\u00e0<\/h2>\n

In Germania, i progetti di batterie hanno sviluppato modelli di business basati principalmente sull’arbitraggio dei prezzi<\/strong> e sulla partecipazione ai mercati di bilanciamento<\/strong>. Queste fonti di ricavo offrono opportunit\u00e0, ma espongono anche i progetti all’evoluzione dei prezzi e alla concorrenza di nuovi impianti di accumulo.<\/p>\n

Il 2 settembre 2026, la Commissione europea<\/strong> ha approvato un meccanismo di capacit\u00e0<\/strong> tedesco con un costo stimato compreso tra 15 600 e 35 200 milioni di euro, volto a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento<\/strong> a partire dal 2031.<\/p>\n

Il meccanismo prevede contratti fino a 15 anni e consentir\u00e0 la partecipazione della generazione, dell’accumulo e della gestione del fabbisogno<\/strong>, sia per gli impianti esistenti sia per i nuovi investimenti, secondo le condizioni di ogni asta.<\/p>\n

Nel 2026 sono previste due aste per nuova capacit\u00e0 in grado di garantire l’approvvigionamento per periodi prolungati, ciascuna con un volume di 4,5 GW di capacit\u00e0 declassata. Il termine per la presentazione delle offerte nella prima tornata era l’8 settembre. La Bundesnetzagentur<\/strong> prevede di annunciare le aggiudicazioni prima del 3 novembre. La seconda tornata sar\u00e0 annunciata il 10 novembre. Le aste successive del 2027 e del 2029 saranno aperte a tutte le tecnologie, compreso l’accumulo, e alla capacit\u00e0 esistente e nuova.<\/p>\n

La Germania prevede inoltre di sviluppare un meccanismo strutturale di capacit\u00e0 per soddisfare le esigenze di approvvigionamento a partire dal 2032, con una configurazione indipendente dal meccanismo approvato a settembre.<\/p>\n

Anche le condizioni di accesso e utilizzo della rete incidono sulla redditivit\u00e0. La Bundesnetzagentur sta rivedendo il sistema delle tariffe di rete elettrica<\/strong>, con proposte specifiche per l’accumulo. L’applicazione di nuovi oneri dipender\u00e0 dall’esito del procedimento regolatorio e dalle esenzioni vigenti per gli impianti che ne possono beneficiare.<\/p>\n

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 possibilit\u00e0 di ottenere una remunerazione della capacit\u00e0<\/strong>.<\/p>\n

La concorrenza tra batterie sar\u00e0 un fattore importante. Con l’aumento della potenza installata, la partecipazione di nuovi impianti potr\u00e0 modificare sia i differenziali orari di prezzo sia i ricavi dei servizi di bilanciamento.<\/p>\n

Spagna: nuove opportunit\u00e0 di ricavo dalla capacit\u00e0 disponibile garantita<\/h2>\n

La Spagna si trova in una fase diversa. Le opportunit\u00e0 di ricavo dell’accumulo si basano sull’arbitraggio dei prezzi dei mercati elettrici e sui servizi ancillari<\/strong>, mentre proseguono i lavori per avviare il nuovo mercato della capacit\u00e0.<\/p>\n

L’ordinanza TED\/966\/2026, del 15 settembre, ha istituito il mercato della capacit\u00e0 del sistema elettrico peninsulare spagnolo. Il meccanismo consentir\u00e0 la partecipazione di impianti di generazione, accumulo e unit\u00e0 di consumo attraverso aste competitive.<\/p>\n

La remunerazione sar\u00e0 legata alla capacit\u00e0 disponibile garantita<\/strong> che ogni impianto pu\u00f2 fornire al sistema. Per le batterie, questa capacit\u00e0 dipender\u00e0 dalla potenza installata e dai coefficienti di declassamento<\/strong> stabiliti per ogni tecnologia, ancora da definire. Per gli impianti ibridi, la capacit\u00e0 disponibile garantita sar\u00e0 calcolata per modulo e il totale non potr\u00e0 superare la capacit\u00e0 di accesso alla rete concessa. Il periodo di erogazione del servizio per i nuovi investimenti potr\u00e0 raggiungere un massimo di 15 anni, anche se la durata specifica dipender\u00e0 dalla tecnologia e dalle condizioni di ogni tornata.<\/p>\n

Questo meccanismo introduce una potenziale fonte di ricavi pi\u00f9 stabili per i progetti BESS<\/strong>. Tuttavia, il suo contributo effettivo al finanziamento dipender\u00e0 dal volume di capacit\u00e0 aggiudicato, dai prezzi risultanti dalle aste, dai coefficienti di declassamento e dagli obblighi di disponibilit\u00e0.<\/p>\n

Mentre questi parametri vengono definiti, le previsioni dei ricavi dei mercati dell’energia<\/strong> e dei servizi ancillari rimangono essenziali per le decisioni di investimento<\/strong>.<\/p>\n

I prezzi orari rivelano opportunit\u00e0 diverse in ogni mercato<\/h2>\n

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 \u00e8 stato di \u20ac158,13\/MWh nel mercato tedesco<\/strong>, \u20ac133,98\/MWh nel mercato spagnolo<\/strong> e \u20ac96,86\/MWh nel mercato italiano<\/strong>.<\/p>\n

Nello stesso periodo del 2025, questi differenziali sono stati di \u20ac134,92\/MWh in Germania, \u20ac103,40\/MWh in Spagna e \u20ac76,68\/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%.<\/p>\n

Questi risultati mostrano che le opportunit\u00e0 teoriche di arbitraggio variano da un mercato all’altro ed evolvono in modo diverso. La Germania registra i differenziali medi pi\u00f9 elevati, mentre la Spagna presenta la crescita annua pi\u00f9 forte.<\/p>\n

Tuttavia, un differenziale orario pi\u00f9 ampio non implica necessariamente una maggiore redditivit\u00e0<\/strong> per una batteria. I ricavi effettivi dipendono dalla sua durata, efficienza, degradazione, strategia operativa e dai vincoli tecnici. Incidono anche la possibilit\u00e0 di partecipare a diversi mercati, le condizioni di connessione alla rete e i ricavi contrattualizzati che ogni progetto pu\u00f2 assicurarsi.<\/p>\n

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 pu\u00f2 ridurre gradualmente alcune opportunit\u00e0 di arbitraggio.<\/p>\n

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<\/strong> e dell’accumulo.<\/p>\n

Il finanziamento dipende dalla combinazione di ricavi e rischi<\/h2>\n

Le differenze tra Spagna, Italia e Germania mostrano che la stessa batteria, con identica potenza e capacit\u00e0 di accumulo, pu\u00f2 produrre risultati economici molto diversi a seconda del mercato in cui opera.<\/p>\n

In Italia, un progetto aggiudicatario di un contratto MACSE pu\u00f2 contare su una remunerazione contrattuale a lungo termine. In Germania, un progetto con esposizione merchant deve dimostrare la solidit\u00e0 dei ricavi dell’arbitraggio e dei servizi di bilanciamento, tenendo conto delle opportunit\u00e0 e delle condizioni dei nuovi meccanismi di capacit\u00e0. In Spagna, gli sviluppatori devono valutare i ricavi di mercato e il potenziale della remunerazione della capacit\u00e0 disponibile garantita, che rimane subordinato ai risultati delle aste future.<\/p>\n

Esistono anche alternative contrattuali, come gli accordi di tolling<\/strong>, che possono ridurre l’esposizione diretta alla volatilit\u00e0 dei ricavi. Tuttavia, ogni struttura di finanziamento ripartisce i rischi in modo diverso tra proprietari, operatori e acquirenti di servizi di accumulo.<\/p>\n

Per le banche e gli investitori, l’esistenza di un meccanismo di capacit\u00e0 non garantisce di per s\u00e9 la bancabilit\u00e0<\/strong> di un progetto. Occorre valutare i flussi di cassa attesi, gli obblighi contrattuali, i rischi normativi e la capacit\u00e0 di far fronte al servizio del debito in scenari meno favorevoli.<\/p>\n

L’Europa ha bisogno di previsioni specifiche per ogni mercato<\/h2>\n

La crescita dell’accumulo in Europa offre importanti opportunit\u00e0 di investimento, ma non esiste un unico modello economico applicabile in modo uniforme ai diversi mercati.<\/p>\n

L’evoluzione dei prezzi orari, della generazione rinnovabile<\/strong>, del fabbisogno elettrico<\/strong>, delle interconnessioni, dei servizi ancillari e dei meccanismi di capacit\u00e0 determiner\u00e0 i ricavi che le batterie potranno ottenere nei prossimi anni.<\/p>\n

La valutazione di questi progetti richiede previsioni dei prezzi del mercato elettrico<\/strong> a lungo termine, con granularit\u00e0 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 sensibilit\u00e0 a diversi scenari di mercato.<\/p>\n

L’espansione dell’accumulo dipender\u00e0 dalle esigenze di flessibilit\u00e0 dei sistemi elettrici e dalla capacit\u00e0 dei progetti di dimostrare la propria redditivit\u00e0 e ottenere finanziamenti. Comprendere le caratteristiche di ogni mercato europeo sar\u00e0 determinante per individuare le opportunit\u00e0 di investimento e costruire modelli di business sostenibili nel lungo termine.<\/p>\n

Previsioni a lungo termine e analisi dei ricavi: il ruolo di AleaGreen e AleaStorage<\/h2>\n

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 volatilit\u00e0 e una stima dei ricavi che i meccanismi di capacit\u00e0 di ogni paese possono offrire. AleaGreen<\/strong>, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> specializzata nelle previsioni a lungo termine<\/a>, fornisce previsioni dei prezzi dei mercati elettrici europei<\/strong> con granularit\u00e0 oraria e bande di confidenza per la valutazione degli asset e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile<\/strong> e di accumulo.<\/p>\n

Da parte sua, AleaStorage<\/strong>, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> specializzata nell’accumulo di energia<\/a>, stima i ricavi delle batterie stand-alone<\/strong> e dei progetti di ibridazione<\/strong> con energie rinnovabili nei mercati dell’energia e dei servizi ancillari, valuta i ricavi dei mercati della capacit\u00e0 e modella scenari di prezzi e volatilit\u00e0 a lungo termine.<\/p>\n

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

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