L’accumulo di rete in Australia ha spostato l’energia solare nelle ore serali, tagliando i prezzi

Poco più di 18mila chilometri separano Roma da Sydney. Il 23 luglio 2026, la distanza nel prezzo dell’elettricità era ancora più abissale: 181,08 euro al megawattora la media giornaliera italiana, 74 dollari australiani (circa 46 euro) la media trimestrale registrata nello stesso momento dall’operatore del National Electricity Market.

Non è un confronto tra giorni qualunque.

Per l’Italia è il valore più alto di quella settimana; per l’Australia è il minimo trimestrale dal 2020. Rispetto allo stesso periodo del 2025, la media wholesale del secondo trimestre è crollata del 47 per cento. In Italia, la media giornaliera di 181,08 euro toccava il picco settimanale.

Cosa c’entrano le batterie australiane

A spiegare il crollo australiano non è solo il sole. Negli ultimi dodici mesi l’Australia ha installato e connesso una quantità di accumulo che in Europa si fatica anche solo a immaginare. Solo nel secondo trimestre del 2026, i 3,9 GW di progetti entrati in esercizio hanno rappresentato il doppio del record trimestrale precedente. Di questi, 2,7 GW di sola batteria, altri 0,5 GW di fotovoltaico abbinato a storage. Nell’intero anno fiscale 2026, i 9,1 GW di nuova generazione e stoccaggio hanno più che doppiato il risultato del 2025.

Il meccanismo è noto a chi studia i mercati elettrici: l’accumulo sposta l’energia solare dal picco di metà giornata alle ore serali, quando il prezzo è più alto, limando le punte e riducendo la dipendenza dal gas come fonte di bilanciamento. Il risultato è un mercato dove la quota di rinnovabili sul NEM è salita al 42,1 per cento nel secondo trimestre (era 37,1 un anno fa), ma senza le impennate di costo che penalizzano l’Europa.

L’anomalia italiana in un’Europa che scende

L’Italia, intanto, viene da un giugno che ha segnato il 47% di elettricità da fonti rinnovabili, il dato mensile più alto mai registrato. Nel primo semestre, il fotovoltaico ha coperto il 16,8% della domanda. Eppure, nella terza settimana di luglio, la media settimanale italiana di 169,98 €/MWh è stata la più alta tra i principali mercati europei. Nello stesso periodo, nel mercato nordico viaggiava a una media di 49,27 €/MWh, meno di un terzo di quella italiana.

Non sono mancate le condizioni favorevoli: la domanda elettrica in calo del 7% e un nuovo record di 171 GWh di eolico in un giorno di luglio. Tuttavia, l’aumento dei prezzi del gas e della CO2 ha più che compensato quei fattori. La produzione solare, calata del 3,8% nella settimana, ha lasciato spazio alle centrali termoelettriche, mentre la riduzione dei flussi di GNL dal Golfo Persico e la concorrenza asiatica spingevano i futures TTF. Sul mercato del carbonio, i futures sulle quote di CO2 a 86,65 €/t hanno toccato il massimo settimanale il 22 luglio. Gas più caro e permessi di emissione più costosi: l’elettricità italiana non poteva che salire.

La lezione che vale per il Mediterraneo

La differenza tra i due mondi non sta nella quantità di sole o vento. L’Australia ha mostrato che una penetrazione alta di rinnovabili può far scendere i prezzi all’ingrosso, ma solo se lo stoccaggio è abbastanza diffuso da erodere il ruolo del gas come price-setter. In Italia, e più in generale nel Mediterraneo, l’accumulo di rete è ancora una frazione minima rispetto ai gigawatt connessi nell’emisfero australe. Il risultato è che ogni aumento del TTF si trasmette integralmente al conto elettrico, anche in un mese in cui quasi metà dell’energia è verde.

I prossimi mesi diranno se l’Australia riuscirà a tenere la media sotto i 75 dollari anche con l’aumento della domanda estiva. Per l’Italia, il numero da tenere d’occhio è la quota di generazione coperta dal gas quando soffia meno vento e il sole cala: sarà quello, molto più dei record rinnovabili, a indicare se il sistema ha iniziato a fare sul serio con l’accumulo.