Power Connect Day, Sungrow presenta le nuove soluzioni di accumulo C&I e utility scale per il mercato italiano

Sungrow ha scelto l’Autodromo Nazionale Monza per il suo primo Power Connect Day italiano, che si è svolto il 29 settembre 2026 davanti a partner, installatori, EPC e sviluppatori. L’evento, dedicato ai sistemi di accumulo per il segmento commerciale e industriale (C&I) e per l’utility scale, ha chiuso il roadshow europeo dell’azienda, che ha attraversato 16 mercati e coinvolto oltre 600 partecipanti. Al centro dei lavori la piattaforma PowerTitan 3.0 per i grandi impianti, il PowerStack in accoppiamento AC e DC e la nuova serie PowerKeeper per gli impianti ibridi. Due partner, Dragone Energy con la comunità energetica Solar Valley ed ESPE, hanno raccontato progetti già in esercizio.

Il peso crescente dello storage si legge nei numeri del fotovoltaico italiano: secondo ANIE Rinnovabili, nel primo semestre 2026 sono stati installati 2,61 GW di nuova potenza fotovoltaica, per una capacità cumulata di 46,8 GW, mentre la capacità di accumulo elettrochimico ha raggiunto quasi 12 GWh. Ad agosto, rileva il rapporto mensile di Terna, il fotovoltaico ha prodotto 6,15 TWh, pari al 51,4% della generazione rinnovabile nazionale. Una quota solare così elevata concentra l’offerta nelle ore centrali, comprime i prezzi in quelle fasce e chiede alla rete maggiore flessibilità. I BESS (Battery Energy Storage System) permettono di spostare l’energia verso le ore in cui vale di più, aumentare l’autoconsumo e accedere ai nuovi meccanismi di remunerazione della capacità.

«La rapida crescita della generazione fotovoltaica sta creando nuove opportunità per le imprese, aumentando al contempo la necessità di una maggiore flessibilità nel modo in cui l’energia viene prodotta, consumata, immagazzinata e gestita», ha commentato Massimo Bracchi, Country Manager di Sungrow Italia, che ha aperto i lavori con un videomessaggio. «La possibilità di immagazzinare energia rinnovabile e utilizzarla quando genera il maggior valore consente alle aziende di massimizzare l’autoconsumo, rafforzando al tempo stesso la resilienza energetica».

PowerTitan 3.0, lo storage utility scale per MACSE e capacity market

Ad aprire la parte tecnica è stato Emilio Manzoni, Head of PV & BESS di Sungrow Italia, che segue anche l’area balcanica. Nel 2026 la divisione utility prevede di consegnare circa 2 GW di inverter fotovoltaici nella propria area di competenza, tra soluzioni di stringa e centralizzate abbinate a stazioni di media tensione, e 1,7 GWh di sistemi di accumulo utility scale in Italia.

Manzoni ha ricostruito i modelli di business che oggi sostengono lo storage di grande taglia. Sul mercato libero prevale il time shifting di tipo merchant. L’impianto accumula l’energia prodotta nelle ore centrali, quando l’abbondanza di fotovoltaico porta i prezzi ai minimi della giornata, e la rilascia nelle fasce più remunerative. Lo schema vale per i sistemi ibridi, accoppiati a fotovoltaico, eolico o idroelettrico, e per quelli stand-alone, che si caricano dalla rete quando l’energia costa meno e la reimmettono quando costa di più.

Accanto al mercato operano i meccanismi regolati. Il MACSE, il meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico gestito da Terna, assegna con aste contratti della durata di 15 anni che remunerano la capacità di accumulo messa a disposizione del sistema elettrico. La prima asta, del 30 settembre 2025, ha assegnato 10 GWh. La seconda è in calendario per il 24 novembre 2026 e mette a gara 16 GWh di nuova capacità in consegna nel 2029, con un fabbisogno concentrato nelle zone Sud, Calabria, Centro-Sud, Sicilia e Sardegna. Il capacity market è invece neutrale dal punto di vista tecnologico, ma nelle aste più recenti la nuova capacità è andata quasi tutta agli accumuli: in quella per il 2027 i sistemi elettrochimici si sono aggiudicati il 95% dei nuovi MW assegnati. «Sommando le aste MACSE e quelle del capacity market, il mercato italiano dello storage è probabilmente in questo momento il più interessante al mondo», ha osservato Manzoni.

Per questo mercato Sungrow propone il PowerTitan 3.0, evoluzione delle piattaforme PT1 e PT2. Il sistema integra batterie e convertitori di potenza (PCS) in un container da 20 piedi con oltre 7 MWh di capacità e uscita in corrente alternata in bassa tensione. Le PCS, raffreddate a liquido come le batterie, usano semiconduttori in carburo di silicio (SiC), che riducono perdite termiche e ingombri. Combinando due modelli di PCS e variandone il numero si ottengono durate da 2 a 8 ore senza derating. «Il serbatoio da 7 MWh rimane sempre quello», ha spiegato Manzoni. «Il rubinetto, cioè le PCS che determinano la potenza, varia a seconda di quanta potenza prelevo, e il serbatoio durerà due, tre, quattro, sei o otto ore».

Ogni container è gestito da più PCS, ciascuna dedicata a uno o più rack. Il guasto di un convertitore ferma quindi un ottavo o un dodicesimo del container, mentre con una PCU centralizzata può fermarne uno o più. Il controllo a livello di rack permette anche di adattare tensione e corrente di carica allo stato di salute (SoH) di ciascun gruppo di batterie e di riallineare i rack meno performanti, che altrimenti limiterebbero l’intero sistema (il cosiddetto effetto barile).

Sul fronte termico, il nuovo percorso dell’aria, in ingresso dal basso e dai lati e in uscita solo dall’alto, elimina l’interferenza tra container affiancati. Nella versione precedente l’aria calda in uscita alzava del 7% la temperatura dell’aria in ingresso nelle unità vicine. Secondo Manzoni, l’incremento medio di temperatura in esercizio è sceso da 8 °C a 1,53 °C, con consumi ausiliari ridotti del 9%.

Questi gli altri dati principali.

• Footprint. Su un impianto di circa 160 MWh servono 9.300 m² con PowerTitan 2 e 7.200 m² con PowerTitan 3.0, con un risparmio di superficie superiore al 20%. In un progetto siciliano da 240 MWh realizzato con PT2, le soluzioni concorrenti in shortlist richiedevano il 16% di superficie in più.
• Efficienza. Rendimento round-trip di sistema del 92% e profondità di scarica fino al 100%.
• Messa in servizio. Un impianto da circa 330 MWh è stato commissionato in 12 giorni. La messa in comunicazione con EMS e stazioni di media tensione, su rete in fibra ottica, richiede meno di 15 minuti indipendentemente dalla taglia.
• Sicurezza. Involucro REI 120, pannelli di sfogo per la sovrapressione, sensori di fumo e termovelocimetrici, spegnimento interno, sprinkler opzionale e monitoraggio fino alla singola cella con la funzione Power Doctor.
• Installazione. Coating anticorrosione C5, grado di protezione IP55, nessun derating fino a 4.000 metri di quota, funzionamento fino a -40 °C, rumorosità sotto i 70 dB e posa back-to-back a 15 cm tra le unità, già adottata in progetti in esercizio.

Meno superficie significa meno opere civili, cavi più corti, un balance of plant più economico e più margine per distanziare l’impianto dai ricettori. «Il rumore è un fattore determinante nella progettazione di un impianto storage», ha ricordato Manzoni.

Il manager ha poi richiamato i requisiti dei contratti MACSE, che per 15 anni chiedono disponibilità elevata e un degrado nell’ordine dell’1% annuo. Per rispettarli servono un sovradimensionamento iniziale e una manutenzione predittiva, che Sungrow offre con contratti LTSA (Long Term Service Agreement) e monitoraggio 24 ore su 24, tutto l’anno.

L’ultimo tema è stato il grid forming. Un inverter fotovoltaico tradizionale lavora da «follower»: si sincronizza su una rete di riferimento e si spegne quando questa manca. Le PCS grid forming del PowerTitan sono invece in grado di sostenere la rete nella regolazione della frequenza e soprattutto della tensione, oltre a fornire altri servizi ancillari. Si tratta di funzioni che, ha spiegato Manzoni, Terna sta introducendo progressivamente per i grandi impianti. Tra le referenze internazionali citate c’è l’impianto da 7,8 GWh realizzato in Arabia Saudita, tra i più grandi sistemi di accumulo al mondo.

PowerStack e PowerKeeper, l’accumulo C&I tra accoppiamento AC e DC

Il mercato italiano della distribuzione, ha spiegato Eleonora Potestio, Senior Product Manager di Sungrow, è stato trainato negli ultimi anni dal residenziale e ora si sta spostando verso il fotovoltaico commerciale e industriale con accumulo. «La maggiore penetrazione del fotovoltaico mette sotto stress la rete e l’abbinamento con l’accumulo sta diventando un fattore fondamentale», ha sottolineato. Oltre ad aumentare l’autoconsumo, le imprese usano lo storage per l’arbitraggio sul differenziale di prezzo giornaliero, per il peak shaving e per i servizi di rete.

Il PowerStack in accoppiamento AC (ST255CS) è sul mercato italiano da circa due anni, nelle versioni da 257 e 514 kWh con PCS da 125 kW e durate di 2 o 4 ore. Resta la soluzione più indicata per i retrofit, per i sistemi installati lontano dal campo fotovoltaico e per gli impianti stand-alone. La novità è la versione in accoppiamento DC (ST245CS-S), da 245 kWh, abbinata agli inverter ibridi SH-CX, disponibili da 125 kW e ora anche da 50, 80 e 99,9 kW. Nei nuovi impianti l’architettura DC riduce conversioni e componenti, consente un rapporto DC/AC fino al 200% e, secondo le stime dell’azienda, porta a un IRR più alto di circa il 7%. L’inverter ha 10 MPPT, utili su coperture con falde a diversa esposizione e su terreni con pendenze irregolari, e un’efficienza del 98,6%.

L’ibrido semplifica anche la connessione. Con l’accoppiamento AC la potenza della PCS si somma a quella dell’impianto. Nei repowering, invece, sostituire un vecchio inverter con un ibrido di pari potenza lascia invariata la potenza di connessione, con risparmi di tempi e oneri. La versione DC passa poi da una commutazione automatica in isola di circa cinque minuti a uno switch seamless in 10 millisecondi, con ATS integrato fino a sei unità in parallelo.

Sul piano della sicurezza il PowerStack combina:

• monitoraggio delle celle con algoritmi di intelligenza artificiale;
• SPD di classe I e II integrati nell’inverter;
• sensori di fumo, calore e gas infiammabili ed estinzione ad aerosol;
• un involucro con resistenza al fuoco di un’ora.

Pannello di sfogo delle esplosioni e sprinkler sono disponibili su richiesta. «Quando i nostri clienti si rapportano con i Vigili del Fuoco arrivano a volte richieste molto contrastanti», ha osservato Potestio. «Per questo è importante fornire tutte le informazioni e chiarire cosa il prodotto può e non può fare».

Alessandro Soragna, responsabile della distribuzione per Italia e Balcani, ha presentato la serie PowerKeeper, già disponibile. Le batterie sono moduli da 12,5 kWh raffreddati ad aria, di circa 90 kg, che quattro persone possono installare senza mezzi di sollevamento. Ogni inverter ibrido gestisce da 50 a 1.000 kWh, con durate da 2 a 8 ore, e un unico logger coordina fino a 24 macchine in parallelo. L’inverter da 99,9 kW è pensato per restare sotto la soglia dei 100 kW della connessione in bassa tensione. Tutta la gamma ammette un rapporto DC/AC fino al 200% e può caricare la batteria contemporaneamente dal lato DC e dal lato AC, fino a 160 kW istantanei.

Queste le funzioni principali.

• Backup integrato. Separazione dalla rete in 10 ms senza ATS esterno, fino a quattro macchine. Un ingresso dedicato consente di collegare un generatore diesel, che entra in funzione quando le batterie si scaricano o il carico supera la capacità disponibile.
• BMS distribuito. Un BMS principale e un mini BMS per rack permettono di aggiungere moduli in qualsiasi momento: il sistema li equalizza automaticamente entro 48 ore.
• Gestione con AI. Il logger COM100D integra un agente di intelligenza artificiale che apprende i profili di produzione e consumo dell’impianto e decide quando accumulare, consumare o vendere energia. Gestisce anche fino a 20 colonnine di ricarica. Un prossimo aggiornamento leggerà i prezzi GME a 15 minuti per l’arbitraggio automatico.
• Sicurezza e manutenzione. Rilevamento degli archi elettrici con isolamento della stringa, soppressione a gas, tolleranza all’allagamento fino a 50 cm, pulizia remota delle ventole e funzione PID Zero di rigenerazione notturna dei moduli, compatibile con i bifacciali.

I dati di monitoraggio dei clienti europei, ha precisato Soragna, risiedono su server in Europa e sono accessibili solo dall’Europa.

La CER Solar Valley e l’accumulo che condivide energia anche di notte

Antonio Prunotto, CEO di Dragone Energy e socio fondatore di Solar Valley, ha portato l’esperienza di una delle prime e più estese comunità energetiche rinnovabili italiane, costituita il 7 marzo 2023 e oggi forte di circa 200 MW di impianti e oltre 400 comuni associati. Il quadro è quello del decreto MASE del 7 dicembre 2023, che incentiva per vent’anni l’energia condivisa, ossia la quota di energia immessa dai produttori e consumata nella stessa ora dai membri collegati alla stessa cabina primaria (in Italia se ne contano circa 2.200). Possono partecipare impianti di nuova realizzazione fino a 1 MW. Solar Valley ripartisce l’incentivo per il 45% ai consumatori, per il 45% ai produttori e trattiene il 10% per la gestione; l’adesione non richiede il cambio di fornitore e si può recedere in qualsiasi momento.

Il caso presentato riguarda la cabina primaria di Villanova d’Asti. «Funge da hub per diversi impianti dei membri della comunità», ha spiegato Prunotto. «Tra questi vi è un impianto Dragone Energy da 764 kW, abbinato a un sistema di accumulo da 3.200 kWh, che consente di immagazzinare l’energia prodotta durante il giorno e renderla disponibile per la condivisione anche nelle ore serali e notturne». L’accumulo, composto da sistemi PowerStack, copre così anche i consumi notturni della configurazione, tra cui l’illuminazione pubblica dei comuni aderenti.

Il caso ESPE, fotovoltaico e storage ibrido ai caselli della A4

Simone Mariga, CTO di ESPE, ha chiuso la mattinata con il progetto realizzato per i caselli dell’autostrada A4 tra Brescia e Padova. Il bando, diviso in tre lotti, prevedeva complessivamente circa 11 MW di fotovoltaico, 17.000 moduli su 54.000 m² di aree marginali degli svincoli e 12 MWh di accumulo, per alimentare in autoconsumo i caselli di pertinenza. ESPE si è aggiudicata il lotto dell’area tra Verona e Vicenza; il progetto integra 4,15 MWp di fotovoltaico e 4,60 MWh di accumulo. «Il processo di selezione ha attribuito particolare rilevanza alla qualità tecnica, che ha inciso per circa il 90% del punteggio complessivo», ha dichiarato Enrico Meneghetti, presidente e amministratore delegato di ESPE.

Nel sito di Vicenza Ovest l’impianto ha una potenza di 514 kWp, con 500 kW in immissione e un BESS da almeno 400 kW, pari a circa un’ora e mezza di accumulo, collegato alla media tensione tramite una cabina dedicata con due trasformatori ridondanti, come richiesto dalla stazione appaltante. La scelta è caduta sull’architettura ibrida con inverter da 125 kW e batterie PowerKeeper. Con un solo inverter verso la rete la potenza di immissione resta unica, senza dover aggiungere controllori per evitare che le potenze di fotovoltaico e storage si sommino in fase di connessione. Il progetto ha dovuto rispettare la CEI 0-21 per i caselli in bassa tensione e la CEI 0-16 per quelli in media.

Trattandosi di siti non presidiati e difficili da raggiungere, ESPE ha privilegiato soluzioni a bassa manutenzione, come il raffreddamento ad aria delle batterie, e ha raggruppato inverter e accumuli sotto una tettoia dedicata, visibile dal casello e videosorvegliata. I 10 MPPT per inverter hanno permesso di gestire gli ombreggiamenti parziali, mentre la capacità di lavorare con carichi trifase sbilanciati al 100% si adatta alle utenze dei caselli. Il backup in 10 ms, non richiesto dal capitolato, resta disponibile per esigenze future.

FAQ BESS, MACSE e comunità energetiche

Qual è la differenza tra accumulo accoppiato in AC e in DC?

Nell’accoppiamento AC la batteria ha un proprio convertitore e si collega all’impianto sul lato in corrente alternata: è la soluzione più semplice per i retrofit, per i sistemi stand-alone e per le batterie installate lontano dal campo fotovoltaico. Nell’accoppiamento DC la batteria è collegata a un inverter ibrido che gestisce sia il fotovoltaico sia l’accumulo: riduce conversioni e componenti, aumenta l’efficienza ed è in genere preferibile nei nuovi impianti.

Cos’è il MACSE e quando si svolge la prossima asta?

Il MACSE è il meccanismo con cui Terna approvvigiona, tramite aste, nuova capacità di stoccaggio elettrico remunerata con contratti della durata di 15 anni. Dopo la prima asta del 30 settembre 2025, che ha assegnato 10 GWh, la seconda è prevista per il 24 novembre 2026 e mette a gara 16 GWh con consegna nel 2029, concentrati soprattutto nel Sud e nelle isole.

Perché lo storage è importante per le imprese con impianti fotovoltaici?

Un sistema di accumulo consente di immagazzinare la produzione delle ore centrali, quando il prezzo dell’energia è più basso, e di usarla o venderla nelle fasce più care. Aumenta l’autoconsumo, riduce i picchi di prelievo (peak shaving), apre all’arbitraggio e, con le funzioni di backup, garantisce continuità ai carichi critici in caso di interruzione della rete.

Come funziona l’incentivo per le comunità energetiche rinnovabili?

Il decreto MASE del 7 dicembre 2023 incentiva per vent’anni l’energia condivisa, cioè l’energia immessa dagli impianti della comunità e consumata nella stessa ora dai membri collegati alla stessa cabina primaria. Il GSE eroga l’incentivo alla CER, che lo ripartisce tra gli associati secondo il proprio regolamento. Un sistema di accumulo permette di rendere disponibile l’energia anche nelle ore serali e notturne.

Cosa significa grid forming per un sistema di accumulo?

Un inverter grid following si sincronizza su una rete esistente e si ferma se questa viene a mancare. Un convertitore grid forming è in grado di stabilire e sostenere tensione e frequenza, contribuendo alla stabilità del sistema elettrico e alla fornitura di servizi ancillari. Con la crescita delle rinnovabili, è una funzione sempre più richiesta ai grandi impianti di accumulo.

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