In Germania le batterie rendono sempre meno

Germania: 842 MW di batterie nel 2025, ma i ricavi calano.

Una batteria di rete non produce energia: la sposta nel tempo. Carica quando l’elettricità costa poco, scarica quando costa di più, e il suo guadagno sta tutto in quella differenza, lo spread. Il meccanismo funziona finché poche batterie inseguono gli stessi differenziali di prezzo. Quando diventano tante, ognuna contribuisce a livellare le punte e i fondi della curva, e lo spread si assottiglia per tutti. È la chiave di lettura proposta da un’analisi pubblicata da Recharge all’inizio di questo mese, che fotografa un paradosso del mercato tedesco: il boom delle batterie sta trasformando lo storage in infrastruttura core, ma chi entra adesso rischia di comprare margini destinati a restringersi. Se tutti fanno la stessa cosa, chi resta a guadagnarci?

Il raddoppio che cambia la natura della batteria

Per capire la portata del fenomeno bisogna partire dai numeri dell’anno scorso. Nel 2025, secondo un’analisi di mercato dell’amministrazione commerciale statunitense, la Germania ha installato 842 MW di sistemi di accumulo a batteria (BESS) su scala di rete, un record che ha quasi raddoppiato i 450 MW dell’anno precedente. Ancora più rapida, in termini percentuali, è stata la crescita della capacità energetica: +1,6 GWh, per un totale di 3,5 GWh.

La distinzione tra le due misure non è un dettaglio da addetti ai lavori. I megawatt indicano la potenza, cioè quanta energia un impianto può immettere o assorbire in un dato istante; i gigawattora indicano quanta energia può immagazzinare in totale, e quindi per quanto tempo può sostenere quella potenza. Il fatto che l’energia cresca più in fretta della potenza suggerisce impianti capaci di coprire finestre temporali più lunghe: non solo servizi di bilanciamento rapidi, ma spostamento di energia su più ore. È esattamente il profilo di un asset che smette di essere una nicchia e diventa parte stabile dell’architettura della rete. Resta però una tensione di fondo: se lo storage diventa infrastruttura, perché i suoi ricavi dovrebbero scendere?

Quando l’arbitraggio si mangia da solo

La risposta sta nello stesso raddoppio appena descritto. Ogni megawatt di batteria aggiunto in rete compete sugli stessi momenti di prezzo basso per caricare e sugli stessi picchi per scaricare. Più capacità significa più domanda nelle ore economiche, che quindi diventano meno economiche, e più offerta nelle ore care, che diventano meno care. L’arbitraggio, in altre parole, tende a consumare la materia prima su cui si regge. È una dinamica fisiologica in qualsiasi mercato in cui molti operatori sfruttano la stessa inefficienza: la inseguono fino a ridurla.

I dati di inizio anno ne hanno dato un segnale concreto. Già a febbraio 2026, stando a un indice sui ricavi dei BESS tedeschi, i ricavi realizzabili da una batteria in Germania erano tornati a scendere dopo il moderato rimbalzo di gennaio, attestandosi in media intorno ai 5.500 euro per megawatt al mese. Un calo del 21% rispetto al mese precedente, che portava il valore a risultare inferiore del 19% rispetto a febbraio 2025.

Il primo dato, preso da solo, potrebbe essere letto come un’oscillazione stagionale: i mercati elettrici variano di mese in mese con meteo, domanda e produzione rinnovabile. Il secondo è più significativo, perché il confronto anno su anno neutralizza in buona parte l’effetto stagionale. Mettere a confronto lo stesso mese a dodici mesi di distanza, nel mezzo di un anno in cui la capacità installata è quasi raddoppiata, è coerente con l’ipotesi di una compressione strutturale degli spread. Si tratta di una lettura del meccanismo, non di una dimostrazione: due mesi non fanno una serie storica. Ma è il tipo di segnale che chi sviluppa impianti non può permettersi di ignorare.

Il coltello che cade e chi lo afferra

È qui che entra in gioco la voce di chi gli impianti li costruisce. Claus Urbanke, vicepresidente dello sviluppo eolico, solare e storage di Statkraft in Germania, sintetizza il rischio con una metafora da trading: secondo Urbanke, gli investitori che entrano oggi stanno «afferrando un coltello che cade», perché gli spread si restringeranno. Chi ha già batterie in esercizio, è il senso del titolo dell’analisi, sta incassando,
ma solo per ora.

Tradotta in termini operativi, l’immagine descrive un trade-off preciso. Un progetto di accumulo si finanzia su un orizzonte di molti anni, e il suo business case dipende da ipotesi sui ricavi futuri. Se quelle ipotesi vengono costruite sui margini degli anni del boom, il rischio è di sovrastimare il ritorno proprio nel momento in cui la concorrenza tra impianti lo sta riducendo. Entrare adesso significa scommettere su spread che, per la logica stessa della crescita del mercato, tendono a stringersi.

Lo storage, insomma, ha vinto la battaglia tecnologica e quella infrastrutturale: in Germania è diventato una componente stabile della rete, con una capacità che nel 2025 è quasi raddoppiata. Non ha vinto quella dei margini facili. Per il sistema elettrico, più batterie significano prezzi meno volatili e una rete più flessibile; per il singolo impianto, significano meno spread da catturare. Chi installa o gestisce accumuli oggi deve dimensionare il progetto su ricavi più stretti, non sul ricordo del boom.