Il caldo estivo estremizza la domanda elettrica e con essa i prezzi. Quando l'aria condizionata di mezzo paese funziona al massimo, le punte di prezzo in borsa elettrica possono raddoppiare rispetto alle ore notturne. Chi dispone di un sistema di accumulo compra quando l'energia costa poco e rivende quando costa molto. La differenza sta diventando più interessante.

A luglio i margini sono aumentati al nord

In Italia a luglio lo spread tra prezzi diurni e notturni si è allargato, specialmente nelle zone settentrionali. Non ci sono ancora dati pubblici definitivi, ma gli operatori del settore degli accumuli hanno registrato margini operativi più ampi rispetto a giugno. Il meccanismo è semplice: una batteria si carica di notte quando l'energia vale 80-100 euro/MWh e scarica nelle ore di punta pomeridiane quando il prezzo supera i 150 euro/MWh. Su un impianto da 1 MW il guadagno lordo giornaliero può aumentare di diverse centinaia di euro rispetto a un mese temperato.

Questo schema si sta ripetendo in più mercati. A gennaio in Australia i ricavi delle batterie nel mercato NEM sono raddoppiati a 121.000 dollari per MW all'anno dopo un'ondata di caldo che ha fatto impennare gli spread intraday. In Europa, secondo operatori di mercato, alcuni acquirenti hanno alzato del 10% i prezzi offerti per contratti di lungo periodo sulle batterie dopo aver rivisto al rialzo le previsioni sui prezzi a termine legate alle ondate di calore.

Il calo dei costi rafforza la convenienza

Parallelamente i prezzi delle batterie agli ioni di litio continuano a scendere. Negli ultimi due anni il costo per kWh installato è calato di oltre il 30% in Europa. Questo comprime il payback period degli impianti di accumulo e rende economicamente sostenibili anche installazioni in zone con spread di prezzo meno estremi rispetto al passato.

La combinazione di margini operativi più ampi d'estate e costi di ingresso inferiori sta attirando capitali istituzionali. Fondi infrastrutturali e utilities stanno aumentando le allocazioni su progetti di storage standalone, cioè batterie non abbinate a impianti rinnovabili ma dedicate solo all'arbitraggio di prezzo. In Italia i progetti autorizzati o in fase di autorizzazione superano ormai i 2 GW di capacità complessiva, contro meno di 500 MW installati a fine 2023.

Se le estati continueranno a diventare più calde e più lunghe, come indicano le serie storiche degli ultimi dieci anni, gli impianti di accumulo avranno più giorni redditizi all'anno. Per chi investe oggi il rischio principale non è climatico — quello semmai è vantaggioso — ma regolatorio: eventuali cap sui prezzi di picco o modifiche ai meccanismi di dispacciamento possono ridurre i margini operativi da un trimestre all'altro.

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