La crescita record delle batterie non basta: i ricavi dell’accumulo tedesco scendono già dall’inizio del 2026

In Germania, nel 2025, le ore di elettricità a prezzo negativo sono state 573. Erano 69 nel 2022. Un numero che non segna un record da festeggiare, ma un mercato che ha cambiato passo — e forse sta già lasciando indietro chi ci aveva investito troppo in fretta.

Un’esplosione di batterie, ma il margine si restringe

Nel primo trimestre 2026, il paese ha installato la costruzione record di 2,2 GWh, il 38% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. Le proiezioni per l’intero anno indicano una stima di 8-10 GWh. Il richiamo sono gli spread intraday sopra i 150 €/MWh — differenze di prezzo che in un’ora possono rendere molto più del fotovoltaico.

Ma il paradosso è già nei dati. Mentre le batterie si moltiplicano, i ricavi dell’accumulo tedesco scendono dall’inizio del 2026. I primi segnali di saturazione arrivano dai servizi ancillari: la saturazione della riserva secondaria aFRR è già visibile, e il valore di quel servizio, che ha sostenuto molti business plan, si riduce all’aumentare della capacità in gara.

A gennaio 2025, un dato globale ha messo in prospettiva la febbre tedesca: l’indice grezzo dei consumi elettrici industriali è calato del 2,4% su base annua. Nello stesso mese, è schizzata del 3.445%, del 3.114%. La forbice tra capacità che entra e domanda che non cresce comincia a pesare.

5 euro al kilowatt: quanto costa restare connessi

A rendere più fragile l’equazione arriva la proposta di BNetzA: la tariffa di capacità di 5,14 €/kW all’anno sulla capacità di connessione contrattata. Un costo fisso non legato ai flussi di energia ma alla semplice disponibilità della rete. Per un progetto standard a media tensione, l’effetto sull’IRR è una riduzione di 1,5 punti percentuali. In un business merchant già tirato, non è poco.

Il problema strutturale è che manca una strategia federale per lo stoccaggio. Mentre i TSO ricevono un backlog di connessioni di circa 270 GW, il legislatore non distingue tra accumulo e generazione, né decide se premiare la flessibilità di breve o di lungo periodo. Così il mercato corre, ma senza una rotta.

Il modello merchant spiegato a chi guarda da lontano

Non è solo un affare tedesco. L’Australia osserva una dinamica analoga. L’analisi del Capacity Investment Scheme della CEFC ha evidenziato le lacune strutturali nel sostegno allo stoccaggio di lunga durata, mentre la struttura contrattuale del CIS resta tarata sui sistemi a litio da 2-4 ore, non su quelli da 8 ore o più. Difficile costruire un sistema flessibile se gli incentivi spingono tutti verso la stessa taglia.

In Germania, i progetti merchant sono ancora bancabili, ma l’ambiente di finanziamento è peggiorato. Lo si capisce da un numero: lo sconto sui ricavi bancabili applicato da 8Energies arriva fino al 30%, a seconda del COD.

Non è una crisi, ma una selezione. Il mercato comincia a scartare chi arriva tardi, chi ha costi di connessione più alti, chi deve ancora negoziare il finanziamento. L’unico dato da guardare, nei prossimi mesi, è se quel 30% diventerà il 40%.