BESS in Italia: infrastrutture strategiche da sostenere

Nel giro di pochi anni i BESS in Italia sono passati dall’essere una tecnologia emergente a un’infrastruttura critica. Come riportano gli ultimi dati dell’Osservatorio Accumuli di ANIE Rinnovabili, a giugno 2026 in Italia risultavano installati quasi 942 mila sistemi, per una capacità complessiva di 19,3 GWh e una potenza vicina a 8 GW. Nei primi sei mesi dell’anno sono entrati in esercizio oltre 60mila nuovi impianti, confermando il ruolo sempre più rilevante dello storage nel sistema elettrico nazionale.

L’Italia, inoltre, si conferma il terzo mercato più attrattivo in Europa per i sistemi di accumulo a batteria, posizionandosi subito dopo Germania e Regno Unito. Ma il mercato italiano degli accumuli oggi non ha più bisogno soltanto di attrarre investimenti: deve creare le condizioni per trasformare una pipeline molto ampia in infrastrutture realmente operative, economicamente sostenibili e capaci di generare valore per il sistema elettrico nazionale.

BESS in Italia: dalla disponibilità dei capitali alla certezza dell’esecuzione

Il mercato italiano dei BESS è stato al centro del convegno “BESS in Italia: da tecnologia emergente a infrastruttura energetica critica”, organizzato nell’ambito di Energyear.

Dal confronto è emerso, innanzitutto, che il capitale è disponibile, la tecnologia è matura e l’interesse degli operatori è concreto. Tuttavia permangono incertezze sulle connessioni alla rete, sulle autorizzazioni, sui meccanismi di remunerazione e sull’evoluzione delle regole di mercato.

«Il rischio è qualcosa che sappiamo gestire. Lo mitighiamo, lo trasferiamo. L’incertezza invece non possiamo proprio affrontare»: con queste parole Giuseppe Maronna (Sonnedix) ha espresso un’esigenza condivisa dagli operatori, quella di un quadro di riferimento chiaro e prevedibile. Ha indicato tre priorità — prevedibilità, connessioni ed esecuzione — sottolineando che i prossimi anni saranno decisivi per trasformare i progetti in impianti funzionanti.

MACSE, pregi e limiti

Michele Pizzolato (ENI Plenitude) ha offerto una lettura approfondita sul piano normativo e regolatorio. Ha valutato positivamente il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico), richiamando il forte interesse registrato nella prima asta, con offerte superiori di circa quattro volte alla domanda e investimenti attivati per oltre 1 miliardo di euro. Pur riconoscendone i risultati, ha richiamato due criticità che potrebbero limitarne l’efficacia: le procedure autorizzative (permitting) e la saturazione virtuale della rete. Sul fronte autorizzativo, ha evidenziato la necessità di riconoscere meglio le specificità degli accumuli: evitare la riapertura dei procedimenti per aggiornamenti tecnologici non sostanziali, estendere le procedure semplificate nelle aree idonee, garantire tempi certi e introdurre criteri nazionali uniformi per le compensazioni ambientali.

Quanto alla saturazione virtuale, il rischio è che anche progetti aggiudicatari del MACSE non godano di una priorità di connessione coerente con le scadenze previste per gli investimenti.

Sul MACSE è intervenuto anche Davide Alfonso (Zelestra), rappresentando la voce di un Independent Power Producer (IPP), i produttori indipendenti di energia. Tra i limiti del meccanismo ha segnalato la concentrazione delle aggiudicazioni in un numero ristretto di grandi operatori. Ha quindi rivendicato il contributo degli IPP alla diversificazione del mercato, allo sviluppo di soluzioni su misura per gli acquirenti di flessibilità e all’innovazione dei modelli commerciali.

Alfonso si è soffermato inoltre sui contratti di tolling e sugli ostacoli alla loro diffusione. Per consentire al mercato degli accumuli di crescere su larga scala, ha sostenuto, servono un ecosistema articolato di operatori, accordi commerciali più standardizzati e regole sufficientemente prevedibili.

Il ruolo strategico dei BESS

Giovanni Mascari (LightSource BP) ha evidenziato il ruolo strategico dei BESS per la competitività e la sicurezza energetica dell’Italia, grazie alla possibilità di ridurre la dipendenza dal gas, contenere i prezzi dell’energia e limitare l’esposizione ai rischi geopolitici. Questo valore, tuttavia, non trova ancora un’adeguata remunerazione nei meccanismi esistenti: il MACSE offre maggiore certezza ma comprime i rendimenti, mentre il capacity market resta prevalentemente orientato alla generazione termoelettrica.

Diventa quindi essenziale il revenue stacking, ossia la combinazione di diverse fonti di ricavo, sebbene il mercato dei contratti commerciali presenti ancora limiti di liquidità e profondità. Inoltre, ha richiamato il rischio di cannibalizzazione dei ricavi qualora la diffusione dei BESS procedesse più rapidamente della crescita delle rinnovabili e della domanda elettrica.

La sostenibilità economica degli accumuli dipenderà quindi non soltanto dalla capacità installata, ma anche dall’evoluzione coordinata di generazione rinnovabile, consumi elettrici – inclusa la nuova domanda dei data center – e meccanismi di remunerazione della flessibilità.

Batterie di accumulo progettate per un mercato che cambia

Sul tema BESS in Italia è intervenuto anche Matteo Villa (JA). Ha portato l’attenzione sulle caratteristiche fisiche e operative delle batterie. Nell’arco di 15-20 anni, ha osservato, il modello di business di un BESS può cambiare più volte: un impianto progettato oggi per determinate esigenze potrebbe in futuro dover offrire durate di scarica, frequenze di ciclo o servizi diversi.

Da qui l’importanza di prevedere sin dall’inizio strategie di augmentation, spazi per futuri ampliamenti e possibilità di aggiornamento tecnologico. Software e sistemi di gestione possono essere modificati più facilmente, mentre le infrastrutture fisiche impongono vincoli difficilmente reversibili. Come ha sintetizzato il relatore, «il business model è flessibile, l’assetto fisico no». Occorre quindi progettare impianti in grado di adattarsi all’evoluzione del mercato, stipulare contratti coerenti con le prestazioni effettive delle batterie per l’energy storage e scegliere fornitori affidabili anche nel lungo periodo.

Prospettive e necessità per uno sviluppo duraturo

Il confronto ha restituito un messaggio condiviso: l’interesse per i BESS in Italia è elevato, ma il successo del settore non si misurerà soltanto nei megawatt annunciati o nelle aste aggiudicate. Saranno decisive la certezza dei tempi autorizzativi e di connessione, la coerenza delle regole di mercato e la capacità di progettare impianti flessibili e finanziariamente sostenibili. Solo così gli accumuli potranno consolidare il proprio ruolo di infrastruttura strategica per la transizione energetica italiana.

FAQ BESS in Italia

Cos’è il MACSE e cosa sono i contratti di tolling?

Il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico), previsto dal decreto legislativo 210/2021, è uno strumento volto a favorire l’integrazione delle fonti rinnovabili tramite l’acquisizione di nuova capacità di accumulo. Prevede contratti di lungo termine assegnati attraverso aste competitive organizzate da Terna. La capacità di stoccaggio contribuisce a gestire anche le situazioni di eccesso di produzione rinnovabile rispetto alla domanda.

Un tolling agreement è invece un contratto commerciale, generalmente di medio-lungo periodo, con cui il proprietario di un BESS concede a un altro operatore, spesso una utility o un trader, il diritto di utilizzare la capacità della batteria entro condizioni concordate. Il proprietario realizza e mantiene l’impianto; l’off-taker ne gestisce l’impiego commerciale, secondo quanto stabilito dal contratto.

Che cos’è il revenue stacking e perché è importante per i BESS?

Il “revenue stacking” è la pratica di utilizzare una singola risorsa flessibile – più comunemente un sistema di accumulo a batteria (BESS) – per partecipare a diversi mercati dell’energia elettrica e fornire servizi simultanei o sequenziali, al fine di generare molteplici flussi di ricavo.

Qual è la situazione attuale del mercato BESS in italia?

Il parco nazionale dei sistemi di accumulo elettrico conta quasi 942 mila sistemi, per 19,3 GWh e circa 8 GW, con oltre 60 mila nuove attivazioni nel primo semestre. Detto questo, occorre aggiungere che il mercato italiano degli accumuli ha rallentato nettamente. Lo mettono in evidenza i dati dell’Osservatorio Accumuli di ANIE Rinnovabili, secondo cui nei dodici mesi fino a giugno 2026 la nuova capacità installata è scesa del 58% e la potenza del 42%. Ancora più marcata la flessione nel secondo trimestre: rispettivamente -82% e -68% sul 2025. Pesa soprattutto la crisi del residenziale, in calo da undici trimestri consecutivi, ma la contrazione coinvolge ogni segmento e area del Paese. Il ritmo resta insufficiente per gli obiettivi 2030: mancano circa 2 GWh di accumuli distribuiti e 50 GWh centralizzati. Le aste MACSE e le future gare ARERA potranno ridurre il divario senza però colmarlo interamente entro la fine del decennio – segnala ANIE Rinnovabili, rimarcando il valore degli accumuli quali elemento strategico della transizione energetica.

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