Le batterie domano i prezzi dell'elettricità: il simulatore tedesco che lo dimostra con i dati reali del mercato

Il problema: quanto valgono davvero le batterie per il mercato?

Che l'accumulo elettrochimico serva a integrare le rinnovabili non programmabili è ormai un'affermazione condivisa da operatori di rete, regolatori e industria. Più difficile è rispondere a una domanda apparentemente semplice: quanto, esattamente, un certo quantitativo di batterie aggiuntive cambierebbe i prezzi orari dell'elettricità? In un mercato come quello tedesco, dove la crescita di fotovoltaico ed eolico ha reso sempre più frequenti sia i picchi di prezzo nelle ore di scarsità sia le ore a prezzo negativo nei momenti di surplus, questa domanda non è accademica: ne dipendono le decisioni di investimento degli sviluppatori di impianti di accumulo, la progettazione degli incentivi da parte dei regolatori e persino il dibattito pubblico su quanta capacità di stoccaggio serva davvero. Finora le risposte si basavano quasi sempre su modelli di simulazione teorici, costruiti su ipotesi di domanda e offerta; il nuovo strumento di Fraunhofer ISE lavora invece direttamente sulle offerte reali già presentate in asta.

Come funziona: un parco batterie virtuale dentro l'asta del giorno prima

Il simulatore si innesta sul meccanismo dell'asta "day-ahead" tedesca, dove ogni giorno produttori e consumatori presentano le proprie curve di offerta e domanda per ciascun quarto d'ora del giorno successivo; l'incontro tra le due curve, aggregate dalla borsa europea EPEX SPOT, determina il prezzo di equilibrio. Lo strumento aggiunge a queste curve reali un parco batterie "virtuale", impostabile dall'utente con una potenza tra 0 e 20 gigawatt e una durata di accumulo tra 2 e 6 ore, e lo fa operare secondo una logica di puro arbitraggio: comprare energia quando costa poco, rivenderla quando costa di più, massimizzando il profitto sull'intera settimana. Ogni transazione simulata sposta leggermente le curve di domanda e offerta, cambiando il prezzo per tutti gli altri partecipanti al mercato — comprese le centrali che partecipano con offerte "a blocco" e che, a seconda di come si muove il prezzo, possono uscire o rientrare nel mix. Le batterie simulate operano con un'efficienza di andata e ritorno dell'86% e un costo di invecchiamento per ogni MWh movimentato, due parametri pensati per rendere il risultato più realistico di un semplice arbitraggio "a costo zero". Per ogni settimana analizzata il sistema calcola circa duemila combinazioni di potenza, durata di accumulo e scenario di mercato, restituendo grafici interattivi con il prezzo reale e quello simulato, i livelli di carica delle batterie, la produzione eolica e fotovoltaica e il carico, a risoluzione di un quarto d'ora e con la possibilità di scaricare i dati. La pagina, consultabile in cinque lingue, viene aggiornata ogni giorno con gli ultimi risultati delle contrattazioni.

Come tiene a precisare lo stesso istituto, si tratta di un'analisi "what-if" e non di una previsione: il modello non include i ricavi che le batterie potrebbero ottenere sui mercati infragiornalieri, sui servizi di rete, sul bilanciamento o nella gestione delle congestioni di rete, tutte voci che nella realtà possono rendere l'operatività di un accumulo più redditizia — o più complessa — di quanto il semplice arbitraggio giorno-prima lasci intuire.

I numeri: cosa sarebbe successo nel 2025 con 20 GW di batterie in più

Applicando il simulatore ai dati reali del 2025, con un parco batterie da 20 gigawatt e 2 ore di durata (40 GWh complessivi) nello scenario con offerte a blocco e senza commercio transfrontaliero, i risultati mostrano un effetto di stabilizzazione dei prezzi piuttosto netto. Lo scarto medio giornaliero tra il prezzo più alto e quello più basso della giornata sarebbe sceso da 130 a 53 euro per megawattora, una riduzione di circa il 60%. Le ore con prezzo sopra i 200 euro/MWh sarebbero crollate da 169 a 20 nell'intero anno, mentre le ore a prezzo negativo sarebbero scese da 575 a 271. Il valore di mercato medio dell'energia solare — cioè il prezzo medio a cui viene effettivamente remunerata, spesso penalizzato dalla concentrazione della produzione fotovoltaica nelle ore centrali della giornata — sarebbe invece salito da 45,08 a 61,02 euro/MWh, un aumento di circa il 35%. Due giornate esemplificano bene l'effetto: nella giornata con il picco di prezzo più alto dell'anno, il 20 gennaio 2025, il picco serale sarebbe sceso da 583 a 221 euro/MWh; nella giornata con il prezzo più basso, l'11 maggio 2025, la ricarica delle batterie nelle ore centrali avrebbe sollevato il prezzo di mezzogiorno da -250 a -20 euro/MWh. Come sintetizza Leonhard Gandhi, responsabile del progetto Energy-Charts per Fraunhofer ISE, "i sistemi di accumulo livellano i prezzi, ma non generano elettricità": un promemoria che la capacità di stoccaggio va sempre valutata insieme, e non al posto, della capacità di generazione affidabile.

Il contesto più ampio: non solo prezzi, anche connessioni di rete

Lo strumento si inserisce in un filone di ricerca più ampio di Fraunhofer sul ruolo sistemico dell'accumulo. Uno studio collegato dell'istituto gemello Fraunhofer IEE, citato insieme al lancio del simulatore, stima che in Germania sarebbe possibile sbloccare fino a 150 gigawatt di capacità fotovoltaica aggiuntiva se si installassero batterie in corrispondenza di 1.313 cabine primarie della rete, per una capacità di accumulo complessiva di circa 60 GW/240 GWh: un'indicazione di come lo stesso accumulo che stabilizza i prezzi di mercato possa anche alleggerire i colli di bottiglia che oggi rallentano l'allaccio di nuovi impianti rinnovabili alla rete di distribuzione. Non è un caso che allo sviluppo del simulatore abbiano contribuito anche operatori industriali del settore batterie e energia — tra cui ECO STOR, bne, Harmony Energy, Return J&P, BELECTRIC, MaxSolar, FENECON, Kyon Energy Solutions e Remmers Solar — segno di un interesse concreto del mercato a disporre di uno strumento pubblico e verificabile per quantificare il valore economico dello stoccaggio.

Perché interessa il settore

Il simulatore di Fraunhofer ISE non introduce una tecnologia di accumulo nuova, ma risponde a un problema altrettanto concreto: rendere trasparente e verificabile, con dati di mercato reali e non solo con modelli proprietari, l'effetto che le batterie hanno già oggi — o potrebbero avere domani — sui prezzi dell'elettricità. È un caso di manuale di quella che IRENA chiama "innovazione sistemica": la tecnologia di accumulo è già matura, ma mancava fino a ieri uno strumento aperto capace di collegarla ai meccanismi di mercato e di renderne visibile l'impatto a sviluppatori, regolatori e cittadini allo stesso modo. Un dato pubblico e aggiornato quotidianamente di questo tipo può orientare sia le decisioni di investimento dei developer di batterie sia il disegno dei meccanismi di incentivo dei regolatori, riducendo la distanza tra le proiezioni teoriche sul valore dello stoccaggio e il suo comportamento effettivo in un mercato reale. Resta da vedere se altri gestori di mercato europei replicheranno un approccio simile, e se l'esclusione dai calcoli dei ricavi da mercati infragiornalieri e servizi di rete — oggi sempre più rilevanti per la redditività di un impianto di accumulo — limiterà l'utilità pratica dello strumento per chi deve decidere se costruire o meno un nuovo parco batterie.

Il commento di PINET

Per l'Italia lo spunto è diretto: anche il nostro mercato elettrico, gestito dal GME, ha visto negli ultimi anni un numero crescente di ore a prezzo vicino allo zero o negativo nelle giornate di forte produzione fotovoltaica, soprattutto al Sud, mentre Terna ha già messo in campo con il MACSE un meccanismo di remunerazione della capacità di stoccaggio pensato proprio per accelerare gli investimenti in batterie di rete. Uno strumento pubblico che, sul modello di Energy-Charts, mostrasse con i dati reali del Mercato del Giorno Prima quanto le batterie aggiudicate nelle aste MACSE stanno effettivamente contribuendo a comprimere i picchi di prezzo e le ore di surplus rinnovabile sarebbe utile tanto agli operatori quanto al dibattito pubblico sugli incentivi. Costruirlo richiederebbe però accesso aperto ai dati disaggregati delle offerte presentate in asta, oggi trattati con cautela per ragioni di riservatezza commerciale, oltre alle risorse di calcolo e alle competenze che replicare un simulatore di questo tipo comporta: un ostacolo organizzativo più che tecnologico, ma non per questo meno concreto. Nel frattempo, la stessa cautela mostrata da Fraunhofer ISE — ricordare che lo stoccaggio livella i prezzi ma non sostituisce la generazione — vale altrettanto per il dibattito italiano sul futuro mix energetico.

Fonte: Fraunhofer ISE, "'Energy-Charts' Data Platform Launches Price Simulator", con approfondimenti da pv magazine Global, "Fraunhofer ISE releases electricity price simulator" e da Solarserver, "Fraunhofer ISE: Preissimulator zeigt Einfluss von Batteriespeichern". Lo strumento è consultabile su Energy-Charts.info. Sul tema delle regole di mercato per lo storage in Germania, si veda anche il nostro articolo sulla riforma MiSpeL per lo storage e il V2G bidirezionale.