Batterie, perché il caldo spinge i prezzi di utilizzo

Mentre il prezzo dell’energia elettrica cresce aumentano anche i ricavi potenziali degli accumuli e un acquirente ha già alzato quasi del 10% le offerte per i contratti di flessibilità

Comprare elettricità quando costa poco e rivenderla poche ore dopo, quando costa molto di più. A luglio questa differenza è aumentata in Italia, soprattutto al nord. Per i sistemi di accumulo a batteria è la condizione che può far crescere i ricavi sul mercato e, di conseguenza, il prezzo dei contratti che ne cedono la flessibilità. Lo dice Pexapark, società con sede a Zurigo specializzata nell’analisi dei prezzi dell’energia rinnovabile, che riferisce di un acquirente che ha già aumentato le proprie offerte di quasi il 10%.

Il fenomeno arriva in un momento eccezionalmente caro per il mercato elettrico italiano. A luglio 2026 il Pun Index Gme, l’indice di riferimento dell’elettricità scambiata sul mercato, è arrivato in media a 157,04 euro per megawattora. Erano 132,50 a giugno e 113,13 nel luglio 2025. In un anno l’aumento è stato del 38,8%. Il Gme collega il rialzo soprattutto alla crescita del prezzo del gas, all’aumento degli acquisti e alla minore presenza delle rinnovabili sul mercato.

Il prezzo dell’energia è aumentato ma in alcuni momenti della giornata continua ad essere basso. Pexapark calcola lo spread giornaliero di quattro ore: la differenza tra la somma dei prezzi delle quattro ore più care e quella delle quattro meno care. Nel nord Italia la media dell’indicatore è arrivata a luglio a circa 262 euro per megawattora, contro 175 di un anno prima. L’aumento è del 50%. Nel sud è passata da 232 a 289 euro, il 25% in più. La forbice resta quindi maggiore al sud, ma è il nord ad aver accelerato di più.

Questo dato non è propriamente il ricavo di una batteria ma – oltre a dare un’indicazione del valore che hanno i sistemi di accumulo – misura il massimo arbitraggio teorico ottenibile spostando l’elettricità dalle ore meno care a quelle più costose. A luglio questa possibilità valeva molto più di dodici mesi prima.

Una parte dell’effetto nasce dal fotovoltaico. A luglio la produzione solare italiana ha raggiunto 6,7 terawattora, il 20,6% in più rispetto allo stesso mese del 2025. Nello stesso periodo la domanda elettrica ha toccato 32,5 terawattora, il valore mensile più alto mai registrato in Italia e l’8,3% in più rispetto a un anno prima. La temperatura media è stata superiore di 1,2 gradi a quella del luglio 2025 e di quasi due gradi alla media dell’ultimo decennio.

Caldo e fotovoltaico agiscono però in momenti diversi. Durante le ore di produzione solare aumenta l’offerta di elettricità e il prezzo può scendere molto. Il 5 luglio il Pun Index Gme è arrivato fino a zero euro per megawattora in alcuni quarti d’ora. Dopo il tramonto la produzione solare sparisce, mentre i consumi rimangono elevati. È proprio in questa distanza che una batteria può diventare molto redditizia.

Anche il gas è diventato più caro. A luglio l’IG Index Gme, l’indice di riferimento del mercato italiano del gas naturale, è salito a 56,61 euro per megawattora, 9,45 euro in più rispetto a giugno. È il valore mensile più alto da quando il Gme ha cominciato a calcolarlo, nel luglio 2023.

Al nord si è aggiunta la siccità. Il 30 luglio l’Autorità di bacino distrettuale del fiume Po ha innalzato ad «alta» la severità idrica dell’intero distretto. Due giorni prima la portata del Po a Pontelagoscuro, nel Ferrarese, era scesa a 303 metri cubi al secondo, sotto la soglia critica di 450 per il rischio di intrusione salina.

Secondo Pexapark è uno dei motivi per cui lo spread è aumentato più velocemente al nord. L’area dipende maggiormente dall’idroelettrico e dalle centrali a gas rispetto al sud. Meno acqua significa meno produzione idroelettrica e può creare problemi anche agli impianti termici che ne hanno bisogno per il raffreddamento. Dati di settore citati dalla società indicano che fino a 20 gigawatt di centrali termiche italiane, circa il 32% del totale, potrebbero essere esposti a questi limiti. Gli impianti più vulnerabili si trovano soprattutto nel bacino del Po e lungo i suoi affluenti.

La criticità pesa soprattutto quando il sole tramonta. Se diminuiscono insieme fotovoltaico, idroelettrico e disponibilità degli impianti termici mentre la domanda rimane alta, aumenta la possibilità di avere prezzi serali molto più elevati di quelli delle ore centrali. Per una batteria significa più spazio per guadagnare dalla differenza.

Questa maggiore redditività attesa comincia a riflettersi anche nei contratti. I proprietari dei grandi sistemi di accumulo possono firmare dei Flexibility purchase agreement, o Fpa, accordi con un acquirente o un operatore specializzato che si impegna a sfruttare sul mercato la flessibilità della batteria e garantisce al proprietario una forma di ricavo più prevedibile.

Gli accordi possono avere strutture diverse. Nei tolling agreement, per esempio, l’acquirente garantisce un pagamento fisso, normalmente espresso in euro per megawatt all’anno, in cambio del diritto di decidere in tutto o in parte quando caricare e scaricare l’impianto. Il proprietario ottiene entrate più stabili; l’acquirente assume il rischio del mercato e cerca di guadagnare dalle oscillazioni dei prezzi e dagli altri servizi che la batteria può offrire.

Più aumentano i ricavi attesi, più può salire il prezzo di questa flessibilità. È quello che Pexapark ha osservato nelle ultime settimane: un acquirente ha riferito di aver aumentato quasi del 10% i prezzi offerti per gli Fpa sulle batterie dopo il rialzo dei prezzi a termine legato al caldo e alla siccità. Lo stesso operatore si aspetta che la distanza tra le ore solari e i picchi serali continui ad aumentare nei prossimi anni