Batterie: perché il caldo fa impennare i prezzi di utilizzo

Comprare elettricità quando il prezzo è basso e rivenderla poche ore dopo, quando sale: questa dinamica è diventata più redditizia in Italia a luglio, con effetti particolari nelle regioni settentrionali. Per i sistemi di accumulo a batteria si tratta di un’opportunità che può aumentare i ricavi sul mercato e, di conseguenza, far salire il valore dei contratti che cedono flessibilità. Lo segnala Pexapark, società con sede a Zurigo specializzata nell’analisi dei prezzi dell’energia rinnovabile, che indica come un acquirente abbia già ritoccato al rialzo le proprie offerte di quasi il 10%.

Il fenomeno si inserisce in un contesto di mercato particolarmente caro. A luglio 2026 il PUN Index GME, l’indice di riferimento per l’elettricità scambiata sul mercato, ha registrato una media di 157,04 euro per megawattora, rispetto ai 132,50 di giugno e ai 113,13 dello stesso mese del 2025: un aumento anno su anno del 38,8%. Il Gestore dei Mercati Energetici (GME) attribuisce il rialzo soprattutto all’incremento del prezzo del gas, a una domanda più sostenuta e a una minore presenza delle rinnovabili in alcuni momenti della giornata.

La distanza tra le ore più care e quelle meno care

Un indicatore chiave per valutare il valore teorico dell’accumulo è lo spread giornaliero di quattro ore: la differenza tra la somma dei prezzi delle quattro ore più costose e quella delle quattro ore più economiche. A luglio la media di questo indicatore nel Nord è salita intorno a 262 euro per megawattora, contro 175 dello stesso periodo dell’anno precedente, segnando un aumento di circa il 50%. Nel Sud lo spread è passato da 232 a 289 euro, un incremento più contenuto, intorno al 25%.

La forbice di prezzo continua quindi a essere più ampia al Sud, ma è il Nord ad aver accelerato maggiormente nella crescita della volatilità intragiornaliera. Questo valore non equivale automaticamente al guadagno effettivo di una batteria, ma rappresenta il massimo arbitraggio teorico ottenibile spostando l’energia dalle ore meno pregiate a quelle più remunerative.

Oltre al semplice arbitraggio, i ricavi di un impianto di accumulo derivano anche dalla partecipazione ai mercati dei servizi ancillari, dai contratti di capacity e da accordi bilateral i che remunerano la flessibilità. Un aumento dello spread intraday tende a rafforzare il bilancio economico dei progetti di storage e a rendere più appetibili le offerte commerciali che trasferiscono questi ricavi agli acquirenti o agli operatori di rete.

Il sole abbassa il prezzo di giorno

Una componente rilevante di questa dinamica è la maggiore produzione solare. A luglio la produzione fotovoltaica in Italia ha toccato 6,7 terawattora, circa il 20,6% in più rispetto a luglio 2025. Nel medesimo mese la domanda elettrica ha raggiunto 32,5 terawattora, il livello mensile più elevato mai osservato nel paese, con un aumento dell’8,3% su base annua.

La forte produzione diurna del fotovoltaico tende a deprimere i prezzi nelle ore centrali della giornata, accentuando la differenza tra prezzo diurno e prezzo serale/notturno quando la domanda resta elevata. A sua volta, l’aumento delle temperature — con la media di luglio superiore di 1,2 gradi rispetto al 2025 e quasi due gradi rispetto alla media dell’ultimo decennio — ha alimentato la domanda per climatizzazione, contribuendo ai picchi di prezzo.

Dal punto di vista degli investimenti, questo mix di domanda elevata, maggiore produzione solare e prezzi del gas ancora sostenuti rende più complesso ma anche più remunerativo il ruolo degli impianti di accumulo e delle strategie di gestione della flessibilità. La dinamica interessa non solo i prezzi spot, ma anche i prezzi dei contratti di lungo termine e delle offerte per fornire servizi di rete.

In sintesi

• La crescente volatilità intraday aumenta il valore teorico dell’accumulo; per gli investitori ciò significa una potenziale accelerazione dei ritorni sui progetti di storage, specialmente nelle aree dove lo spread è in crescita più rapida.
• L’espansione del fotovoltaico riduce i prezzi medi diurni ma accentua i picchi serali: ciò favorisce soluzioni ibride (accumulo + generazione) e contratti che premiano la flessibilità operativa.
• Il ruolo del prezzo del gas resta determinante: la dipendenza dalle importazioni e le tensioni sui mercati energetici possono mantenere alti i livelli medi dei prezzi, sostenendo il business case per batterie e strumenti di copertura.
• Per i policy maker e i regolatori italiani è cruciale calibrare meccanismi di remunerazione della capacità e dei servizi ancillari per incentivare investimenti efficienti in accumulo e garantire la sicurezza del sistema elettrico nei mesi più critici.