Riserva di potenza: un nuovo mercato per gli accumulatori a batteria – Cosa devono sapere gli investitori nel 2026
Estratto
Questo articolo è rivolto a investitori, sviluppatori di progetti e aziende interessati al ruolo degli accumulatori a batteria nel nuovo mercato della riserva istantanea a partire dal 2026 e illustra i contesti tecnici, normativi ed economici, nonché le ripercussioni sul business case.
Dal 22 gennaio 2026, per la prima volta gli impianti di accumulo a batteria possono partecipare al mercato tedesco delle riserve istantanee, con prezzi fissi fino a 888,50 €/MWh/anno e durate contrattuali fino a 10 anni. Il nuovo mercato offre agli investitori nel settore dello stoccaggio una fonte di ricavi aggiuntiva e pianificabile, che non limita in modo significativo gli altri canali di commercializzazione. Cosa c'è dietro dal punto di vista tecnico e normativo – e cosa significa questo per il business case.
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Per gli investitori: i quattro gestori della rete di trasmissione tedeschi – 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW – dal gennaio 2026 acquisiscono per la prima volta sul mercato la riserva istantanea: un servizio di sistema per la stabilizzazione della rete che finora era stato fornito gratuitamente dalle centrali a carbone. I sistemi di accumulo a batteria con inverter di rete possono ora partecipare al nuovo mercato e ottenere prezzi fissi compresi tra 805 e 888,50 €/MWs/anno nel prodotto premium. Secondo Aurora Energy Research, i ricavi migliorano il valore attuale netto di un progetto BESS di circa il 14% – con un impegno di capacità minimo. Allo stesso tempo, la procedura AgNes della BNetzA comporta un rischio normativo che potrebbe ridurre l'IRR fino a 13 punti percentuali. Il mercato della riserva istantanea è un elemento prezioso, ma non una base: un business case solido deve funzionare anche senza questi ricavi. Le aziende che cercano un proprio impianto fotovoltaico con accumulo trovano tutte le informazioni alla voce Impianto fotovoltaico proprio per la vostra azienda.
INDICE
Che cos’è la riserva di momento – e perché viene negoziata in questo momento?
Ecco come funziona il nuovo mercato: prezzi fissi, prodotti, durate
Quanto può fruttare concretamente un sistema di accumulo a batteria
AgNes e la riforma delle tariffe di rete: il rischio è nell'aria
Cosa significa questo per gli investitori nel settore fotovoltaico
1. La rete elettrica e la questione dei 50 hertz
La rete elettrica europea funziona esattamente a 50 hertz. Non appena la produzione e il consumo non sono più in equilibrio, si verificano squilibri di potenza e la frequenza di rete deve essere stabilizzata nel giro di pochi millisecondi. Finora questo compito era svolto automaticamente dalle centrali a carbone e a gas, grazie all’energia cinetica delle loro turbine rotanti e delle masse volanti. La riserva istantanea fornita dagli accumulatori a batteria è quindi un presupposto fondamentale per il funzionamento stabile di una rete a impatto zero sul clima.
Immaginate la rete elettrica come un'orchestra. Tutti gli strumenti suonano allo stesso tempo – e questo tempo è la frequenza di rete. Se scende sotto i 49,8 Hz, le centrali elettriche si disattivano automaticamente. Se supera i 50,2 Hz, accade lo stesso ma in senso opposto. Il lasso di tempo a disposizione per intervenire è di pochi secondi, non di minuti. La riserva istantanea deve essere in grado di frenare immediatamente le variazioni nella rete, prima ancora che qualsiasi altro strumento di regolazione reagisca.
Secondo il Ministero federale dell'economia, è proprio questa reazione immediata a costituire un servizio di sistema fondamentale per la stabilità della rete elettrica: la risposta intrinseca e istantanea di un impianto alle variazioni di frequenza, prima ancora che i mercati dell'energia di regolazione come FCR o aFRR possano intervenire sul funzionamento della rete. La base fisica di questa reazione è l'inerzia di massa, ovvero l'energia immagazzinata nelle masse rotanti di generatori e turbine e rilasciata automaticamente in caso di squilibrio di potenza.
Il problema: nel 2025 il fotovoltaico ha superato per la prima volta la lignite nella produzione netta di energia elettrica. Con la chiusura delle centrali nucleari e di molte centrali a carbone, diminuisce il numero di turbine che, grazie alla loro inerzia, stabilizzano la rete. Le grandi centrali a carbone e nucleari – finora responsabili di questa stabilizzazione della rete – vengono chiuse secondo un piano prestabilito. Nel corso della transizione energetica verso l'eolico e il solare si perderà quindi un'inerzia cinetica che non può essere facilmente sostituita. Gli impianti di energie rinnovabili sono collegati alla rete tramite convertitori di corrente e non forniscono di per sé alcuna inerzia. Gli accumulatori a batteria possono assumere qui la funzione di supporto delle grandi centrali a combustibili fossili, contribuendo così a un approvvigionamento elettrico privo di gas serra.
Il rapporto sulla stabilità del sistema 2025 dell’Agenzia federale delle reti stima il fabbisogno di riserva istantanea nella rete elettrica tedesca per il 2030 fino a 314 GW·s in positivo e 562 GW·s in negativo su tutte e quattro le zone di regolazione. Le analisi di Amprion dimostrano che, senza contromisure, il numero di eventi critici di frequenza potrebbe raddoppiare entro il 2030, superando i 2.300 all'anno. Il blackout iberico del 28 aprile 2025 – il più grave in Europa da oltre 20 anni – ha sottolineato con forza la necessità di nuove soluzioni per la stabilità della rete.
Per approfondire l'argomento dell'accumulo in batterie, consulta la nostra guida qui.
2. Che cos'è la riserva di momento – e perché viene negoziata in questo momento?
La riserva istantanea non è una classica energia di regolazione, bensì una proprietà fisica: la capacità di un impianto di fornire automaticamente potenza, in caso di scostamenti di frequenza, in un intervallo compreso tra pochi millisecondi e 30 secondi, prima che intervenga qualsiasi circuito di regolazione. Fino al 2026 questo servizio di sistema era considerato un sottoprodotto gratuito delle centrali a combustibili fossili. Ora le cose sono cambiate. È importante sottolineare che la riserva istantanea può essere fornita anche da altri impianti cosiddetti di sostegno alla rete, non solo dagli accumulatori a batteria.
Definizione: La riserva di potenza istantanea è il rilascio o l'assorbimento automatico e immediato di energia da parte di un impianto in risposta a squilibri di potenza nella rete elettrica. Contribuisce a stabilizzare la frequenza nella rete elettrica in tempi molto brevi, rappresentando così un servizio di sistema fondamentale per la stabilità dell'intero sistema di approvvigionamento elettrico. (Ministero federale dell'Economia / VDE FNN)
Il 22 gennaio 2026 i gestori delle reti di trasmissione tedeschi – 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW – hanno avviato il primo appalto basato sul mercato per la riserva istantanea. Il design del mercato si basa sulla disposizione BK6-23-010 della BNetzA ai sensi dei §§ 12h comma 5 e 29 comma 1 della legge tedesca sull'energia (EnWG). L'obiettivo è quello di sostituire la diminuente inerzia di massa delle grandi centrali elettriche in dismissione con un approvvigionamento remunerato presso nuovi operatori di mercato.
L'aspetto fondamentale per gli investitori: per la prima volta, gli accumulatori a batteria e altri impianti basati su inverter possono accedere al mercato. Ciò è reso tecnicamente possibile dai cosiddetti inverter di formazione della rete (Grid-Forming Inverters), in grado di simulare il comportamento delle macchine sincrone rotanti grazie alla loro inerzia – sotto forma di inerzia virtuale controllata da software tramite sistemi di controllo.
L'approccio della Germania rappresenta un modello pionieristico a livello europeo. Nel quadro del programma Stability Pathfinder, il Regno Unito ha già completato tre fasi con circa 36 GVA·s di inerzia contrattualizzata. Uno dei progetti attualmente più grandi in Europa è Blackhillock in Scozia (Zenobe): 300 MW/600 MWh di capacità totale, fase 1 con 200 MW in funzione da maggio 2025. Il Ministero federale dell'economia cita espressamente questo sito come esempio di utilizzo di sistemi di accumulo a batteria per la fornitura di riserva istantanea – i componenti principali provengono dalla Germania. L'Irlanda gestisce dal 2018 il suo programma DS3 con una base di inerzia di almeno 23 GW·s. A Moerdijk, nei Paesi Bassi, RWE gestisce insieme a TotalEnergies (progetto OranjeWind) un sistema di accumulo a batteria da 7,5 MW e 11 MWh – il primo del suo genere nella rete interconnessa dell'Europa centrale progettato esplicitamente per i servizi di inerzia. Nel sito della centrale a gas di Moerdijk, l'impianto di accumulo a batterie LFP utilizza inverter di regolazione della rete per reagire alle variazioni di frequenza nell'ordine dei millisecondi. Il CEO di RWE, Nikolaus Valerius, ha definito l'impianto un modello per futuri grandi progetti in tutto il mondo.
3. Ecco come funziona il nuovo mercato: prezzi fissi, prodotti, durate
Il mercato tedesco della riserva istantanea non è un sistema d'asta, ma funziona sulla base di tariffe fisse. Tutti i fornitori qualificati ricevono lo stesso prezzo stabilito a livello amministrativo e i gestori di rete sono tenuti ad accettare tutte le offerte che soddisfano i requisiti tecnici. Per i sistemi di accumulo a batteria ciò significa sicurezza nella pianificazione fin dall'inizio.
Panoramica dei quattro prodotti
Il modello di mercato distingue quattro prodotti in base alla direzione (positiva/negativa) e al livello di disponibilità. Il prodotto premium richiede un’elevata disponibilità, ma in cambio offre un rendimento circa 10 volte superiore rispetto al prodotto base:
Prodotto Premium (90% di disponibilità per ogni quarto d'ora):
Tariffa fissa base (FP0): 805,00 €/MWs/anno
Prezzo fisso massimo (FP0 + FP1 con disponibilità al 100%): 888,50 €/MWs/anno
Prodotto base (disponibilità del 30% dei quarti d'ora):
Tariffa fissa base (FP0): 76,00 €/MWs/anno
Prezzo fisso massimo: 109,50 €/MWs/anno
Regole importanti per l'utilizzo della rete:
Chi non raggiunge la soglia del 90% nel prodotto Premium non riceve alcun compenso – senza ricadere nel prodotto base
Le offerte vengono accettate in modo continuativo – non è previsto un ciclo d'asta periodico con termine di esecuzione
Durata dei contratti: da 2 a 10 anni, a scelta; per i nuovi edifici è previsto un periodo di preavviso fino a 3 anni
Il primo periodo a tariffa fissa va dal 22 gennaio 2026 al 21 gennaio 2028
Piattaforma di approvvigionamento: netztransparenz.de (non regelleistung.net)
Prequalificazione tramite: PQ-Portal (pq-portal.energy)
Tra i primi operatori del mercato documentati figurano società di commercializzazione come Entrix (tra l’altro per ENNI 16,9 MW, MW Storage 100 MW/200 MWh ad Arzberg, Energieversorgung Beckum 20 MW/55 MWh), nonché Fluence e The Mobility House Energy. Il progettista Nikolaus Valerius di Entrix Energy è considerato uno dei primi ad aver avviato la prequalificazione per diversi impianti il giorno del lancio.
Nota: i gestori delle reti di trasmissione pubblicheranno i primi dati aggregati sugli acquisti non prima del primo trimestre del 2027. I dati attuali relativi alla potenza installata non sono ancora disponibili al pubblico.
4. Quanto può fruttare concretamente un sistema di accumulo a batteria
Un sistema di accumulo a batteria da 1 MW dotato di inverter di immissione in rete può generare circa 20.000–22.000 € all'anno nel mercato della riserva istantanea – con una fornitura di energia di soli 0,35 kWh circa. La capacità di accumulo rimane quindi praticamente libera, il che non limita lo sfruttamento di altre fonti di reddito.
Ecco come viene calcolato il compenso
La quantità contrattabile dipende dalla potenza installata e dall'inerzia di massa impostata. La formula della BNetzA è la seguente:
E_Mom = 0,5 × m × T_A × P_rE
m = parametro di inerzia liberamente selezionabile (da 0 a 1)
T_A = costante di risposta, massimo 25 secondi (l'inerzia virtuale dell'impianto)
P_rE = potenza nominale in MW
Per un sistema BESS da 1 MW con m = 1 e T_A = 25 s, si ottiene una riserva istantanea contrattabile pari a 25 MWs.
Ricavi nell'esempio:
Con una disponibilità del 90% (prodotto Premium FP0): 25 MWs × 805 € = 20.125 € all'anno
Con una disponibilità del 100% (FP0+FP1): 25 MWs × 888,50 € = 22.213 € all'anno
Quanta capacità di memoria viene effettivamente occupata?
Il vantaggio decisivo della riserva istantanea rispetto ad altri servizi di sistema è il fabbisogno energetico estremamente ridotto: per un impianto da 100 MW con una capacità di accumulo di 100 MWh sono necessari solo circa 35 kWh di energia. Nel caso di un impianto da 1 MW, il fabbisogno è di circa 0,35 kWh, ovvero una frazione della capacità totale.
Il prodotto premium può essere utilizzato già con un fattore m pari a 0,3. Il restante 70% della potenza nominale è disponibile senza limitazioni per FCR, aFRR, arbitraggio day-ahead e trading intraday. Le batterie al litio-ferro-fosfato (LFP), che oggi dominano il mercato degli accumulatori stazionari di grandi dimensioni, sono particolarmente adatte a questo tipo di ciclizzazione: elevata disponibilità a basso contenuto energetico, oltre 10.000 cicli di carica e un rendimento del 92-95%. Rispetto alle celle NMC, le LFP convincono per la maggiore sicurezza, la migliore stabilità termica e i costi inferiori: le LFP si sono così affermate come standard per i grandi sistemi di accumulo stazionari.
Uno sguardo all’hardware mostra i progressi compiuti: i container standard per batterie destinati agli impianti di accumulo su larga scala raggiungono oggi capacità superiori a 5 MWh per unità, con una tendenza chiaramente orientata verso i 6–8 MWh – e oltre. Nella sua attuale unità BESU, Intilion combina due contenitori LFP per una capacità di sistema di 8,1 MWh. Nel 2025, in occasione della Smarter E di Monaco, CATL ha presentato il Tener Stack da 9 MWh, il primo sistema al mondo in questa classe di capacità. Questo sviluppo riduce i costi di sistema per kWh e aumenta notevolmente la densità di stoccaggio nell'area.
Per contestualizzare il tanto citato «aumento del +14%»: Aurora Energy Research quantifica il miglioramento del valore attuale netto (NPV) a circa il 14% in caso di «revenue stacking» ottimizzato – l ’aumento dell’IRR è pari al massimo a 0,9 punti percentuali per un impianto da 2 ore (COD 2029). Importante: questi dati si basano su modelli di calcolo e non costituiscono una garanzia di rendimento.
| Prodotto | Disponibilità minima | Remunerazione per MW all'anno |
|---|---|---|
| Premium | I 90 % | Da 805 a 888 € |
| Base | I 30 % | Da 76 a 110 € |
Il compenso si basa sulla disponibilità, non sull'effettivo utilizzo. Ciò rende i ricavi prevedibili. I contratti hanno una durata compresa tra 2 e 10 anni, con un prezzo fisso per l'intera durata.
Un esempio di calcolo: un sistema di accumulo con una potenza di 1 MW e la relativa certificazione può generare un ricavo aggiuntivo di circa 20.000 euro all'anno nel segmento premium. Per gli impianti di dimensioni maggiori, il ricavo aumenta proporzionalmente.
5. Inverter di rete: il collo di bottiglia tecnico
Gli inverter di rete sono il presupposto fondamentale per partecipare al mercato della riserva istantanea – e attualmente rappresentano il principale collo di bottiglia. Si differenziano radicalmente dagli attuali sistemi a corrente alternata asserviti alla rete e richiedono una complessa certificazione VDE, di cui dispongono solo pochi impianti in tutto il mondo.
"Seguire la rete" vs. "creare la rete": la differenza
Inverter sincroni (oggi lo standard in quasi tutti gli impianti fotovoltaici e di accumulo):
Dipendono dalla tensione e dalla frequenza di rete presenti
Seguono la rete tramite convertitori di corrente, ma non la stabilizzano attivamente
Non sono in grado di fornire inerzia di massa sintetica
Reagiscono alle variazioni di frequenza solo con un certo ritardo
Inverter di rete (requisito per la partecipazione al mercato della riserva istantanea):
Regolazione attiva della tensione e della frequenza – indipendentemente dalla rete
Si comportano, grazie alla tecnologia di controllo, come generatori sincroni virtuali con inerzia di massa
Garantiscono una risposta sintetica alle variazioni di frequenza senza ritardi
Possono essere in grado di avviarsi in modalità black start e fornire corrente di cortocircuito
Situazione delle certificazioni (marzo 2026)
I requisiti tecnici per la fornitura di riserva istantanea sono stati elaborati congiuntamente dall'Agenzia federale delle reti e dal VDE FNN (Forum per la tecnologia e la gestione delle reti del VDE). La nota del VDE FNN "Requisiti tecnici relativi alle caratteristiche di regolazione della rete, compresa la fornitura di riserva istantanea" è stata pubblicata per la prima volta nel luglio 2024 e finalizzata nella versione 2.0 nel maggio 2025 con procedure complete di verifica e certificazione. Il VDE FNN è l'ente che stabilisce le norme tecniche, mentre la BNetzA definisce il quadro di mercato tramite la procedura di definizione BK6-23-010: questi due pilastri insieme costituiscono la base giuridica e tecnica per l'avvio del mercato.
A marzo 2026, SMA Solar è l'unico produttore ad aver ottenuto un certificato di unità VDE-AR-N pubblicato per la modalità di formazione della rete. La certificazione è stata rilasciata il 2 settembre 2025 ed è valida per le famiglie di prodotti Sunny Central Storage UP e UP-XT.
Altri produttori come Sungrow (PowerTitan 3.0), Huawei (Smart String Grid-Forming ESS) e Fluence dispongono di prodotti compatibili con il grid-forming, ma non hanno comunicato pubblicamente di aver ottenuto la certificazione VDE in Germania. Il Fraunhofer ISE ha sviluppato una procedura di test di benchmark standardizzata che costituisce la base per i processi di verifica del VDE.
Calendario realistico per la diffusione su larga scala: 2028–2030. Per i nuovi progetti ciò significa che chi pianifica oggi dovrebbe considerare la capacità di riserva istantanea come un'opzione per il futuro, anche se non è ancora possibile utilizzarla immediatamente.
6. Accumulo dei ricavi: riserva temporanea nel mix dei ricavi
La riserva istantanea non sostituisce le fonti di ricavo esistenti, ma le integra. Poiché l'impegno di capacità è minimo, il nuovo mercato può essere combinato con FCR, aFRR, l'arbitraggio day-ahead e il trading intraday praticamente senza limitazioni. Per i sistemi di accumulo a batteria si crea così un mix di ricavi più ampio e stabile.
Nel 2026, uno stack di ricavi ottimizzato per un sistema BESS da 1 MW / 2 MWh con batterie al litio-ferro-fosfato si presenterà all'incirca così:
aFRR (capacità + energia): 80.000–160.000 €/MW/anno – il mercato singolo più redditizio
FCR: circa 106.000 €/MW/anno (indice BESS di Enervis 2025)
Arbitraggio day-ahead: 30.000–70.000 €/MW/anno (spread medio 2025: 130 €/MWh secondo la FfE)
Arbitraggio intraday: 10.000–30.000 €/MW/anno
Riserva istantanea (prodotto premium): circa 20.000–22.000 €/MW/anno – in aggiunta, senza perdita di capacità
Potenziale complessivo sul mercato: 148.500–195.000 €/MW/anno (Indice BESS di Enervis 2025)
A titolo di confronto: l’ISEA Battery Revenue Index dell’Università Tecnica di Aquisgrana (RWTH) stima la media su 12 mesi, in caso di ottimizzazione cross-market, a circa 195.000 €/MW/anno. La riserva istantanea può migliorare ulteriormente questo risultato senza soppiantare altri mercati – una caratteristica rara nel mercato dei servizi di sistema.
Importante: la riserva istantanea non è formalmente un servizio di regolazione e pertanto non compete direttamente con l'FCR o l'aFRR per la stessa capacità. Ciò la rende l'unico servizio di sistema, finora, che può essere combinato in modo pressoché senza intoppi con tutte le altre fonti di ricavo.
Nel nostro articolo dedicato al fotovoltaico con accumulo a batteria: co-locazione, rendimento e redditività nel 2026, spieghiamo in dettaglio come gli accumulatori a batteria, nell’ambito di una strategia di co-locazione, possano aumentare il tasso di rendimento interno (IRR) dei progetti fotovoltaici fino al 29%.
7. AgNes e la riforma delle tariffe di rete: il rischio nel RauM
La procedura AgNes dell'Agenzia federale delle reti rappresenta il principale fattore di incertezza normativa per gli impianti di accumulo a batteria in Germania. Le linee guida della BNetzA del gennaio 2026 indicano chiaramente che un'esenzione totale dai costi di rete non è sostenibile nel medio termine e che le possibili conseguenze per il business case degli impianti di accumulo sono significative.
Cos'è AgNes?
La procedura di determinazione AgNes (Sistema generale delle tariffe di rete per l'energia elettrica) sostituisce le normative StromNEV e ARegV, in scadenza, che cesseranno di avere efficacia il 31 dicembre 2028. Il nuovo sistema entrerà in vigore il 1° gennaio 2029. Il 16 gennaio 2026 l'Agenzia federale delle reti ha pubblicato i suoi "Punti di riferimento per le tariffe di rete per l'accumulo", scatenando così massicce proteste da parte del settore.
Cosa c'è in gioco?
Secondo Aurora Energy Research, le tariffe di rete basate sul consumo energetico ridurrebbero il tasso di rendimento interno (IRR) di un progetto BESS di circa 4,6 punti percentuali
Le tariffe di rete basate sulla capacità – simili a quelle attualmente in discussione nei Paesi Bassi – potrebbero ridurlo fino a 13 punti percentuali e di fatto compromettere la redditività di molti impianti di stoccaggio su larga scala
Oltre 150 aziende hanno chiesto il rispetto del principio di tutela del legittimo affidamento in una lettera aperta
L'Associazione federale tedesca per lo stoccaggio di energia (BVES) lancia un allarme: sarebbero a rischio oltre 2,5 miliardi di euro di investimenti non sovvenzionati in impianti di stoccaggio tedeschi
Qual è la situazione attuale?
Attualmente, l'articolo 118, paragrafo 6, dell'EnWG esenta per 20 anni dai costi di rete gli impianti di accumulo che entrano in funzione prima del 4 agosto 2029. La modifica alla legge EnWG del novembre 2025 ha esteso tale esenzione agli impianti di accumulo multiuso e ai punti di ricarica bidirezionali. Tuttavia, la legge prevede una facoltà di deroga a favore dell’Agenzia federale delle reti, il che limita la certezza giuridica e di pianificazione.
Per scoprire quali ulteriori modifiche normative della riforma KraftNAV riguardano l'allacciamento alla rete per i progetti di co-locazione, leggete la nostra analisi sulle modifiche alla KraftNAV e sul mercato fotovoltaico.
Conclusione: il mercato della riserva istantanea rappresenta una preziosa fonte di entrate aggiuntive. Tuttavia, il business case di un progetto di accumulo dovrebbe essere sostenibile anche senza queste entrate – e anche in caso di un risultato sfavorevole dell’AgNes. I rischi sono reali; chi ne è consapevole può tenerne conto nella pianificazione del progetto.
8. Cosa significa questo per gli investitori nel settore fotovoltaico
Il nuovo mercato della riserva istantanea sta cambiando la logica dei rendimenti degli accumulatori a batteria – non in modo radicale, ma in modo tangibile. Per gli investitori che oggi investono nel fotovoltaico con accumulo, esso offre un rendimento aggiuntivo prevedibile, con caratteristiche di prezzo fisso e durate lunghe.
Cosa significa concretamente?
Per gli investitori che collaborano con Logic Energy:
Maggiori fonti di ricavo: gli impianti di accumulo possono gestire contemporaneamente la riserva istantanea, l'aFRR, l'FCR e l'arbitraggio, senza conflitti di capacità
Pianificazione a lungo termine: i contratti a prezzo fisso della durata di 2-10 anni garantiscono un flusso di cassa stabile nell'ambito del mix di ricavi
Basso impegno di capacità: il prodotto premium può essere fornito già con una riserva di capacità del 30%; la capacità restante rimane disponibile per altri mercati
Prospettiva futura: chi oggi prevede l'installazione di inverter che contribuiscono alla stabilità della rete sarà pronto ad affrontare l'ulteriore aumento della domanda di riserva istantanea nei prossimi anni
Il mercato della riserva istantanea non è un fenomeno isolato, ma fa parte di una trasformazione fondamentale nella gestione della rete tedesca: nel quadro della transizione energetica, gli impianti di accumulo stanno passando dall’essere un prodotto accessorio a diventare una risorsa strategica. Nella nostra analisi sui prezzi negativi dell’energia elettrica e sugli investitori nel fotovoltaico abbiamo illustrato in dettaglio in che modo i prezzi negativi dell’energia elettrica incidono sugli investitori nel fotovoltaico e come gli impianti di accumulo a batteria garantiscano proprio in questo ambito un ritorno economico.
Il panorama del mercato in Germania nel 2026
Il mercato dell'accumulo su larga scala sta crescendo rapidamente e la domanda di servizi di sistema, come la riserva istantanea, è in aumento:
2,4 GW / 3,5 GWh di sistemi di accumulo a batteria su scala di rete installati in Germania (fine 2025, Modo Energy)
Ampliamento degli impianti di accumulo su larga scala nel 2025: più che raddoppiato rispetto al 2024 (ISEA / RWTH Aachen, gennaio 2026)
9,5 GW di progetti in cantiere solo per il 2026/2027 – Progetti come LEAG Jänschwalde (4 GWh) ed EnBW Philippsburg (800 MWh) indicano la direzione da seguire
Capacità totale installata degli accumulatori a batteria (tutti i segmenti): oltre 25,5 GWh (fine 2025, BSW-Solar/MaStR)
Prezzi delle batterie: 108 USD/kWh in totale (BNEF, dicembre 2025); nel segmento stazionario, le batterie al litio-ferro-fosfato diventano per la prima volta le più economiche al mondo, con un costo di circa 70 USD/kWh
Obiettivo di espansione: l'Associazione federale dell'industria solare richiede una capacità minima di 100 GWh entro il 2030 – ciò rappresenterebbe un quadruplicamento rispetto al livello di fine 2025 e richiederebbe un aumento di oltre il doppio della capacità installata ogni anno
Un’altra tendenza che aumenta ulteriormente il valore degli accumulatori a batteria: l’intelligenza artificiale viene sempre più utilizzata per il controllo intelligente e la previsione della potenza di rete. Gli algoritmi ottimizzano in tempo reale il «revenue stack» composto da arbitraggio, energia di regolazione e riserva istantanea – un settore in rapida evoluzione sia dal punto di vista tecnico che economico.
L'esenzione dai costi di rete fino ad agosto 2029 (art. 118, comma 6, della legge tedesca sull'energia, EnWG), le batterie al litio-ferro-fosfato, oggi disponibili a prezzi storicamente vantaggiosi , e il nuovo mercato della riserva istantanea come servizio di sistema creano insieme una finestra di opportunità che sta per chiudersi. Chi investe oggi si assicura i vantaggi di essere un pioniere in un mercato caratterizzato da una domanda in crescita strutturale.
Il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi ai rendimenti si basano su valori storici del gruppo Helm e su studi esterni (Aurora Energy Research, Modo Energy, enervis) e non costituiscono una garanzia di risultati futuri. I dati relativi a IRR e NPV si basano su modelli di calcolo elaborati sulla base di determinate ipotesi. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un consulente abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato a marzo 2026.
Vai all'investimento nel fotovoltaico → Il nuovo mercato delle riserve istantanee rende gli accumulatori a batteria ancora più interessanti come componente dei progetti fotovoltaici. Scoprite come è strutturato il modello di investimento di Logic Energy.
Il mercato della riserva istantanea dimostra che il sistema energetico premia sempre più la flessibilità e che gli accumulatori a batteria assumono un ruolo sempre più importante in questa rete elettrica. Chi oggi investe nel fotovoltaico con accumulo integrato non solo accede a una nuova fonte di guadagno, ma si posiziona in vista di un decennio in cui la stabilità della rete diventerà una risorsa scarsa. Logic Energy progetta e realizza impianti fotovoltaici con accumulo a batteria – dalla progettazione alla partecipazione ai ricavi a lungo termine. Contattateci: vi mostreremo come può concretizzarsi un progetto con capacità di riserva istantanea per la vostra situazione. Gratuito e senza impegno. Contattateci ora →
Domande frequenti
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La riserva istantanea è la capacità di un impianto di fornire automaticamente potenza in pochi millisecondi in caso di scostamenti di frequenza nella rete elettrica, senza bisogno di un segnale di attivazione. I sistemi di accumulo a batteria possono riprodurre questo comportamento tramite inverter di formazione di rete, che simulano il comportamento delle macchine sincrone rotanti grazie alla loro inerzia. Da gennaio 2026, i gestori della rete di trasmissione tedeschi remunerano questo servizio di sistema con prezzi fissi compresi tra 805 e 888,50 €/MWs/anno nel prodotto premium.
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L'accumulatore deve essere dotato di un inverter di rete e disporre di un certificato di conformità VDE-AR-N. A marzo 2026, SMA Solar è l'unico produttore ad aver ottenuto una certificazione tedesca pubblicata. La prequalificazione avviene tramite il portale PQ (pq-portal.energy); la potenza minima non è esplicitamente limitata, la costante di tempo di risposta minima T_A è di massimo 25 secondi.
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Molto poco. Per un sistema di accumulo a batteria da 1 MW con T_A = 25 s e fattore m pari a 0,3, vengono contrattati circa 3,75 MWs, con una riserva di energia di circa 0,1 kWh. Già con una riserva di potenza del 30% è possibile utilizzare il prodotto premium; il 70% della capacità è disponibile per altri mercati come aFRR, FCR o l'arbitraggio.
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Sono disponibili quattro prodotti: prodotto premium positivo/negativo (90% di disponibilità) e prodotto base positivo/negativo (30% di disponibilità). Nel segmento premium, i gestori di rete pagano prezzi fissi compresi tra 805,00 €/MWs/anno e 888,50 €/MWs/anno in caso di piena disponibilità. Per un accumulatore da 1 MW, ciò comporta circa 20.000–22.000 €/anno – con un impegno di capacità minimo. Il primo periodo a prezzo fisso è valido fino al 21/01/2028.
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Sì, e questo è uno dei suoi maggiori vantaggi. Poiché la riserva istantanea non è tecnicamente una potenza di regolazione, non limita quasi per nulla FCR, aFRR o l'arbitraggio. Secondo l'indice enervis BESS, il potenziale cross-market di un BESS da 2 ore si attesta tra 148.500 e 195.000 €/MW/anno. La riserva istantanea aggiunge allo stack circa 20.000 €/MW/anno, senza ostacolare altri canali di commercializzazione.
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AgNes è la procedura di definizione attualmente in corso presso l'Agenzia federale delle reti (BNetzA) volta a ridefinire il sistema tariffario di rete per l'energia elettrica, che entrerà in vigore a partire dal 2029. Gli orientamenti della BNetzA del gennaio 2026 indicano l'introduzione di tariffe di rete per gli impianti di accumulo. Le tariffe di rete basate sull'energia ridurrebbero l'IRR di circa 4,6 punti percentuali, mentre quelle basate sulla capacità – analogamente a quanto discusso nei Paesi Bassi – addirittura fino a 13 punti percentuali. La decisione è attesa entro il 30 giugno 2026.
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Al momento no. Il mercato si rivolge principalmente a impianti di accumulo di grandi dimensioni a partire da circa 1 MW dotati di inverter di rete – che raramente sono disponibili e certificati per i piccoli impianti di accumulo commerciali. Per gli impianti di dimensioni più ridotte, la riserva istantanea come servizio di sistema non rappresenta ancora un modello di reddito realistico – la situazione potrebbe cambiare a partire dal 2027/2028, quando altri produttori otterranno la certificazione VDE.
Riferimenti bibliografici
pv magazine Germania – Avviato il nuovo mercato della riserva istantanea – nuove opportunità per gli impianti di accumulo?, 23 gennaio 2026
netztransparenz.de – Approvvigionamento di riserva istantanea basato sul mercato, 50Hertz / Amprion / TenneT / TransnetBW, aggiornato a gennaio 2026
Agenzia federale delle reti – Determinazione BK6-23-010: Approvvigionamento di riserva istantanea basato sul mercato, 22 aprile 2025
Amprion – Amprion acquisterà presto riserve di potenza di picco sul mercato – a prezzi fissi, nel 2025
Energy-Storage.News – I TSO tedeschi avviano gli appalti per l'inerzia con contratti a lungo termine per sistemi BESS di stabilizzazione della rete, gennaio 2026
RWE – Inertia-ready: l'innovativo sistema di accumulo di energia a batteria di RWE a Moerdijk entra in funzione a livello commerciale, 16 giugno 2025
VDE FNN – Le caratteristiche di regolazione della rete sono fondamentali per la stabilità del sistema, 2024
Energynautics – Nuova linea guida VDE FNN sulle proprietà di stabilizzazione della rete (versione 2.0), maggio 2025
Ministero federale dell'Economia e dell'Energia – Newsletter sulla transizione energetica: Stabilità del sistema grazie alle energie rinnovabili e allo stoccaggio, giugno 2025
Zenobe – Lancio dell'impianto di accumulo Blackhillock, 8 maggio 2025
pv magazine Germania – SMA ottiene il primo certificato per la modalità di alimentazione della rete con riserva istantanea, 5 settembre 2025
Fraunhofer ISE – Il Fraunhofer ISE sviluppa una procedura di prova per gli inverter di rete, 2025
Ricerca energetica del BMWK – Gli inverter di rete come tecnologia chiave per una rete elettrica stabile del futuro, 2025
Entrix Energy – Che cos’è la riserva istantanea e perché è importante per i sistemi di accumulo a batteria (BESS) in Germania, 2026
Agenzia federale delle reti – Relazione sulla stabilità del sistema 2025, 31 luglio 2025
Agenzia federale delle reti – AgNes: Procedura di definizione del sistema tariffario generale per l'energia elettrica, 2025/2026
Energy-Storage.News – Le tariffe di rete e i pagamenti per l'inerzia in Germania evidenziano le differenze nella regolamentazione dello stoccaggio di energia, 2026
Energy-Storage.News – «Il momento della verità»: l'agenda normativa 2026 per i grandi impianti di accumulo a batteria in Germania, 2026
Baringa – Affrontare l'evoluzione del mercato dell'inerzia in Germania, 2026
photovoltaik.sh – Nuovo mercato per la riserva istantanea in Germania – Opportunità e rischi per gli accumulatori a batteria, 2026
Modo Energy – Rapporto sullo sviluppo del settore delle batterie in Germania: la crescita della capacità raggiunge livelli record nel 2025, febbraio 2026
BSW-Solar – La capacità di accumulo delle batterie quintuplicata in 4 anni, 12 gennaio 2026
pv magazine Germania – CATL presenta un sistema di accumulo su larga scala con una capacità di nove megawattora, 8 maggio 2025
BloombergNEF – I prezzi dei pacchi batteria agli ioni di litio scendono a 108 dollari per kilowattora, dicembre 2025
The Mobility House Energy – BESS in Germania: Panoramica del mercato 2026, 2026
pv magazine International – Italia, Gran Bretagna e Germania sono i mercati delle batterie più interessanti d'Europa, secondo Aurora, 3 marzo 2025
FfE – Centro di ricerca per l'economia energetica – Prezzi dell'energia elettrica in Germania sulla borsa spot EPEX nel 2025, 16 febbraio 2026
pv magazine Germania – Indice Enervis per l'accumulo in batterie: valore annuale 2025 (148.500 €/MW), 28 gennaio 2026
regelleistung-online.de – Introduzione di un indice dei ricavi derivanti dallo stoccaggio di energia in Germania, 2025
