Sistemi di accumulo fotovoltaico e inverter ibridi: come funzionano, mercato e incentivi 2026

I sistemi di accumulo sono ormai il complemento naturale dell’impianto fotovoltaico, nelle abitazioni come nelle imprese. Le ragioni sono soprattutto due, la prima è regolatoria: con la delibera ARERA 78/2025/R/efr si è chiuso il regime di scambio sul posto, e gli impianti entrati in esercizio dopo il 29 maggio 2025 non possono più accedervi. L’energia immessa in rete viene ora valorizzata con il Ritiro Dedicato, senza compensazione con quella prelevata nelle ore serali. La seconda è di sistema: la produzione solare si concentra nelle ore centrali della giornata, e per integrarla servono capacità di spostare l’energia nel tempo e flessibilità della rete. Nel 2025, secondo i dati ARERA riportati da ANIE, sono stati limitati circa 0,8 TWh di generazione rinnovabile.

Il mercato, però, non segue in modo lineare queste esigenze: il segmento residenziale continua a perdere terreno, mentre crescono i grandi impianti connessi alla rete.

Come funzionano i sistemi di accumulo fotovoltaico

Un sistema di accumulo fotovoltaico immagazzina l’energia prodotta dai moduli che non viene consumata nel momento in cui è generata, e la rende disponibile più tardi. Nelle ore di sole l’impianto alimenta prima le utenze attive; il surplus carica la batteria invece di essere immesso in rete. Quando la produzione cala o si azzera, la sera o nelle giornate nuvolose, i carichi vengono alimentati dalla batteria. Si preleva dalla rete solo quando l’energia accumulata si esaurisce.

L’accumulo non aumenta la produzione dell’impianto fotovoltaico. Cambia invece il modo in cui quell’energia viene usata: aumenta l’autoconsumo, cioè la quota di energia prodotta e consumata in loco, e riduce i prelievi dalla rete.

Un sistema completo comprende i moduli batteria; il BMS (Battery Management System), che controlla tensione, corrente e temperatura delle celle e ne protegge l’integrità; il convertitore che gestisce carica e scarica, spesso integrato in un inverter ibrido; e un sistema di monitoraggio e gestione dell’energia.

C’è poi un adempimento che vale anche per i piccoli impianti domestici. Ogni sistema di accumulo connesso alla rete va comunicato al distributore e registrato nel sistema GAUDÌ di Terna, come previsto dalla delibera ARERA 574/2014/R/eel. Proprio da questo registro provengono i dati ufficiali sul parco installato in Italia.

Accumulo, le configurazioni possibili: lato produzione e post-produzione

La regolazione distingue i sistemi di accumulo in base alla loro posizione nello schema elettrico, e in particolare rispetto al contatore dell’energia prodotta (delibera ARERA 574/2014/R/eel; per un approfondimento tecnico si veda lo studio del Politecnico di Milano sulle norme CEI per la connessione degli accumuli).

Nella configurazione lato produzione l’accumulo si trova nel circuito dell’impianto fotovoltaico, e l’energia che entra ed esce dalla batteria passa per il contatore di produzione. Questa configurazione ha due varianti.

La variante più diffusa è quella in corrente continua (DC). La batteria è collegata al lato DC dell’impianto e condivide con i moduli un unico inverter, di tipo ibrido: l’energia prodotta può caricarla senza essere prima convertita in alternata, e meno conversioni significano meno perdite. Secondo l’Osservatorio Sistemi di Accumulo di ANIE, al 30 giugno 2026 questa configurazione riguarda il 93% dei sistemi installati in Italia ed è la soluzione tipica dei nuovi impianti residenziali. Con un convertitore monodirezionale la batteria si carica solo con la produzione fotovoltaica; con uno bidirezionale può caricarsi anche dalla rete. La variante in corrente alternata (AC) usa invece un convertitore dedicato alla batteria, sempre all’interno del circuito misurato dal contatore di produzione, ed è molto meno frequente, riguardando il 3% dei sistemi.

Nella configurazione post-produzione l’accumulo è collegato in corrente alternata, con un proprio convertitore, tra il contatore di produzione e quello di scambio con la rete. È lo schema più usato per aggiungere una batteria a un impianto esistente senza sostituirne l’inverter, e permette di caricare la batteria anche con energia prelevata dalla rete. Prima dell’installazione va verificata la compatibilità con l’impianto e con l’eventuale regime incentivante: per alcuni impianti in Conto Energia è richiesto un misuratore dedicato all’accumulo. In Italia i sistemi post-produzione sono solo il 4% del totale, ma valgono il 39% della capacità installata, perché questa categoria comprende anche i grandi accumuli stand-alone connessi alla rete.

Il ruolo dell’inverter ibrido

L’inverter ibrido è il componente che coordina l’intero sistema. Come ogni inverter fotovoltaico, converte la corrente continua prodotta dai moduli in corrente alternata compatibile con la rete e con le utenze, e insegue il punto di massima potenza dei moduli (MPPT). In più, gestisce in modo bidirezionale lo scambio di energia con la batteria. Seguendo logiche di priorità configurabili, decide istante per istante se destinare l’energia ai carichi, alla carica della batteria o all’immissione in rete.

Per essere connesso alla rete, l’inverter deve rispettare le regole tecniche di connessione definite dal Comitato Elettrotecnico Italiano: la norma CEI 0-21 per gli impianti in bassa tensione e la CEI 0-16 per quelli in media tensione. Le due norme stabiliscono, tra l’altro, le protezioni di interfaccia e il comportamento richiesto al sistema quando tensione e frequenza di rete variano.

Un altro aspetto riguarda la continuità di alimentazione durante un blackout. Per ragioni di sicurezza, un impianto connesso alla rete si disconnette automaticamente quando manca la tensione; la presenza di una batteria, da sola, non garantisce l’alimentazione durante l’interruzione. Servono un inverter con funzione di backup (spesso indicata come EPS, Emergency Power Supply) e un quadro elettrico predisposto, che separi le linee privilegiate da alimentare durante il distacco. Potenza disponibile in backup e tempi di commutazione variano da prodotto a prodotto e vanno verificati in fase di progetto.

Gli inverter di ultima generazione sono anche il punto di raccordo con gli altri carichi elettrici dell’edificio. Tramite piattaforme di gestione dell’energia (HEMS, Home Energy Management System) coordinano l’accumulo con la pompa di calore, la wallbox per la ricarica dell’auto elettrica e gli elettrodomestici programmabili, spostandone i consumi nelle ore di maggiore produzione. Il monitoraggio da remoto, infine, permette di controllare rendimento e stato di carica e di intervenire in caso di anomalie.

Le batterie: perché domina il litio ferro fosfato (LFP)

Secondo l’Osservatorio ANIE, al 30 giugno 2026 le batterie agli ioni di litio rappresentano il 99,7% dei sistemi di accumulo installati e il 98,7% della capacità complessiva. Il piombo, tecnologia storica degli impianti off-grid, è ormai residuale. Le altre tecnologie (supercondensatori, volani, batterie al nichel o al sodio, sistemi a flusso e a idrogeno) contano in tutto poche migliaia di installazioni.

All’interno della famiglia del litio, lo storage stazionario si è orientato in larga parte sulla chimica litio ferro fosfato (LFP, o LiFePO4). Secondo la Global Energy Review 2026 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, le batterie LFP rappresentano circa il 90% delle installazioni di accumulo a batteria nel mondo, contro una quota ben inferiore al 50% di cinque anni fa. Le ragioni indicate dalla IEA sono il costo più contenuto e la migliore attitudine a sostenere cicli frequenti di carica e scarica. Il Battery Price Survey 2025 di BloombergNEF quantifica il vantaggio di prezzo: i pacchi LFP costano in media 81 $/kWh, contro 128 $/kWh delle chimiche NMC (nichel-manganese-cobalto).

A questi vantaggi si aggiungono la maggiore stabilità termica del catodo al fosfato di ferro, che riduce il rischio di fuga termica rispetto alle chimiche a base di nichel e cobalto, e l’assenza di cobalto e nichel, materie prime critiche per costo e approvvigionamento. Il limite principale è una densità energetica inferiore: a parità di capacità, una batteria LFP è più pesante e voluminosa. Per un’installazione stazionaria, però, conta molto meno che per un veicolo elettrico.

La durata di una batteria si valuta sulla base delle condizioni di garanzia del produttore, espresse in anni, in numero di cicli o in energia complessivamente erogata, con una soglia minima di capacità residua a fine periodo. Come riferimento indipendente, l’Annual Technology Baseline 2025 del National Renewable Energy Laboratory considera per un sistema residenziale tipo (5 kW / 12,5 kWh) una vita utile di 15 anni e un’efficienza di ciclo dell’85%. La durata effettiva dipende da profondità e frequenza dei cicli, temperatura di esercizio e qualità del BMS: per questo, al momento della scelta, le condizioni di garanzia vanno lette con attenzione.

Mercato dei sistemi di accumulo nel 2026

Nel mercato dello storage elettrochimico a livello globale e in Europa le installazioni continuano a crescere, trainate dai grandi impianti connessi alla rete.

Il segmento residenziale, che negli anni degli incentivi edilizi aveva sostenuto la diffusione degli accumuli, attraversa invece una fase di debolezza, particolarmente marcata in Italia.

Mondo ed Europa

Su scala globale, secondo la Global Energy Review 2026 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, nel 2025 sono stati installati 108 GW di nuovi sistemi di accumulo a batteria, il 40% in più rispetto al 2024. Circa l’80% della nuova capacità è utility-scale; il resto è installato presso gli utenti finali, in ambito residenziale e commerciale. La Cina copre circa il 60% delle nuove installazioni, seguita da Stati Uniti ed Europa.

In Europa il 2025 ha segnato un nuovo record. Secondo l’European Battery Market Outlook 2026-2030 di SolarPower Europe, pubblicato a giugno 2026, nel corso dell’anno sono stati installati 36 GWh di nuovi accumuli, il 48% in più rispetto al 2024, e la capacità operativa complessiva ha superato per la prima volta i 100 GWh. Gli impianti utility-scale, con 19 GWh, hanno superato la metà delle nuove installazioni; la domanda residenziale resta invece debole. Germania, Regno Unito e Italia si confermano i tre mercati principali, ma il loro peso complessivo scende al 47% delle nuove installazioni, dal quasi 80% del biennio 2023-2024: segno di un mercato che si sta allargando ad altri Paesi.

Per i prossimi anni lo scenario medio di SolarPower Europe stima oltre 50 GWh di nuove installazioni nel 2026 e 138 GWh annui nel 2030. A fine decennio la flotta dell’UE-27 arriverebbe a circa 470 GWh, con gli impianti utility-scale al 75% della nuova capacità.

Accumulo distribuito per le reti locali: il caso FIMER e AMP Battery Box

FIMER, produttore europeo di inverter fotovoltaici oggi parte del gruppo MA Solar, ha firmato con AMP un accordo per fornire i sistemi di accumulo di Battery Box, il progetto di accumulo distribuito con cui AMP punta a rafforzare le reti elettriche locali e ad aumentarne la flessibilità.

La fornitura riguarda 400 unità del sistema PVX-215, parte della piattaforma modulare FIMER PVX-107/215-HV per il settore commerciale e industriale, con capacità da 107 a 215 kWh. Il sistema ha grado di protezione IP55, è adatto all’installazione all’aperto e funziona con temperature tra -30 °C e +55 °C. AMP, attraverso la divisione Battery Box, segue lo sviluppo dei siti, l’installazione e la messa in esercizio. Secondo il cronoprogramma annunciato ad aprile 2026, l’avvio era previsto a luglio, con completamento entro la fine dell’anno.

Il progetto riflette una tendenza visibile anche nei dati europei: accanto ai grandi impianti utility scale si diffonde lo storage distribuito di taglia C&I, in grado di offrire servizi di flessibilità alla rete vicino ai punti di consumo.

Italia

Al 30 giugno 2026 in Italia risultano connessi 941.911 sistemi di accumulo, per 7.961 MW di potenza e 19,3 GWh di capacità, pompaggi esistenti esclusi. I dati sono dell’Osservatorio Sistemi di Accumulo di ANIE, elaborati su base Terna Gaudì. Il parco continua a crescere in valore assoluto, ma il ritmo delle nuove installazioni è in netto calo. Dopo il picco del 2024 (6.020 MWh), il 2025 si è chiuso con 144.556 nuovi sistemi e 4.850 MWh, il 19% di capacità in meno. Nel primo semestre 2026 si sono aggiunti 60.030 sistemi, per 593 MW e 1.349 MWh: circa 0,9 GWh abbinati a impianti fotovoltaici (accumuli distribuiti) e 0,4 GWh di sistemi stand-alone (accumuli centralizzati). Negli ultimi dodici mesi la nuova capacità installata è scesa del 58% e la potenza del 42%; nel solo secondo trimestre 2026 la capacità ha perso l’82% rispetto allo stesso periodo del 2025.

Il calo dipende soprattutto dal segmento residenziale, cioè dai sistemi fino a 20 kWh, che dopo il Superbonus ha perso la sua principale leva di sviluppo. Il comparto domestico è all’undicesimo trimestre consecutivo di calo tendenziale: nel 2025 la capacità installata è scesa del 33% rispetto al 2024 e nel secondo trimestre 2026 del 36%. Il residenziale resta comunque il cuore del parco nazionale. Con 869.895 sistemi e circa 9,5 GWh vale quasi metà della capacità installata, e la quasi totalità dei sistemi è abbinata a impianti fotovoltaici, con una taglia media di poco inferiore agli 11 kWh.

Il commerciale e industriale (da 20 kWh a 1 MWh) supera i 2,2 GWh ed è l’unico segmento con una crescita sui dodici mesi sia in potenza (+24%) sia in capacità (+12%). Gli impianti oltre i 10 MWh sono appena 39, ma valgono circa 7,4 GWh di capacità. In questo segmento le variazioni trimestrali dipendono dall’entrata in esercizio di pochi grandi progetti, e il calo degli ultimi trimestri (-76% di capacità sui dodici mesi) riflette la fase di attesa prima che entrino in esercizio gli impianti aggiudicati con le aste MACSE.

Il rallentamento riguarda tutto il territorio. Nel primo semestre 2026 la capacità connessa è diminuita in tutte le regioni, con un calo nazionale del 72% rispetto al primo semestre 2025. Per gli accumuli residenziali Lombardia, Veneto ed Emilia-Romagna restano le prime regioni, con 1.551, 1.166 e 906 MWh installati.

Pesa anche l’incertezza sul quadro degli incentivi. ANIE osserva che nel residenziale resta da capire se l’aliquota della detrazione fiscale resterà al 50% e se il DM CACER sulle comunità energetiche sarà prolungato; nel C&I, invece, bisognerà attendere i prossimi mesi per valutare gli effetti dell’iperammortamento.

Accumuli centralizzati e aste MACSE

La crescita dei prossimi anni passa soprattutto dagli accumuli di grande taglia, sostenuti dal MACSE, il meccanismo con cui Terna si procura capacità di stoccaggio con contratti di lungo periodo. Nella prima asta, del 30 settembre 2025, sono stati aggiudicati 10 GWh, il 100% del fabbisogno, con un’offerta superiore a quattro volte la domanda. Il premio medio ponderato è stato di 12.959 €/MWh-anno, contro un premio di riserva di 37.000 €/MWh-anno. Gli impianti, tutti con batterie agli ioni di litio e localizzati nelle zone Centro Sud, Sud e Calabria, Sicilia e Sardegna, entreranno in esercizio nel 2028 con contratti di 15 anni.

La seconda asta è fissata al 24 novembre 2026, con consegna nel 2029 e un fabbisogno fino a 16 GWh, al netto della capacità approvvigionata tramite il Capacity Market. Con la deliberazione 332/2026/R/eel del 24 settembre 2026, ARERA ha fissato il premio massimo a 27.000 €/MWh-anno. Rispetto al 2025 le regole restano invariate, ma salgono i tetti zonali, in particolare per Sud e Calabria, Sicilia e Sardegna.

Il fabbisogno resta comunque molto superiore. Il Documento di Descrizione degli Scenari 2026 di Terna e Snam, pubblicato a settembre 2026, nello scenario di riferimento al 2030 (“Best Estimate”) prevede che la capacità di accumulo, pompaggi esistenti esclusi, passi dai 17,9 GWh del 2025 a 80 GWh nel 2030. In particolare, stima un fabbisogno di circa 50 GWh di nuovi accumuli utility-scale rispetto ai livelli del 2026, di cui 24 GWh oltre quanto già previsto dalle aste MACSE con consegna 2028 e 2029. Senza questi investimenti, avverte il documento, il rischio è un aumento strutturale del curtailment, cioè della produzione rinnovabile che deve essere limitata per vincoli di rete. Nel 2025, secondo i dati ARERA citati da ANIE, il curtailment ha riguardato circa 0,8 TWh.

Fine dello scambio sul posto: aumenta il peso dell’accumulo

Per oltre quindici anni lo scambio sul posto (SSP) ha rappresentato il riferimento economico per chi installava un impianto fotovoltaico domestico. Il meccanismo, gestito dal GSE, compensava in termini economici l’energia immessa in rete nelle ore di produzione con quella prelevata nelle ore serali: la rete funzionava, di fatto, come un accumulo virtuale. In questo schema la batteria fisica aveva un ruolo secondario, perché il valore dell’energia non autoconsumata veniva in gran parte recuperato attraverso il contributo in conto scambio.

Il quadro è cambiato con l’art. 9, comma 2, del D.Lgs. 199/2021, che ha previsto il superamento dello scambio sul posto, e con i provvedimenti attuativi di ARERA. La delibera 457/2024/R/efr ha avviato l’uscita graduale: le convenzioni in essere non possono essere rinnovate oltre i 15 anni dalla prima sottoscrizione. Alla scadenza, se il produttore non ha scelto un’altra forma di vendita, il GSE attiva una convenzione di Ritiro Dedicato. La delibera 78/2025/R/efr del 4 marzo 2025 ha poi fissato la conclusione del regime: gli impianti entrati in esercizio dopo il 29 maggio 2025 non possono più accedere allo scambio sul posto.

Per i nuovi impianti, l’energia immessa in rete si valorizza oggi principalmente con il Ritiro Dedicato. Il GSE ritira e remunera l’energia non autoconsumata, ma senza alcuna compensazione con quella prelevata, che continua a essere pagata in bolletta a prezzo pieno. La remunerazione è legata ai prezzi zonali orari del mercato elettrico. Per gli impianti fino a 1 MW è previsto anche un prezzo minimo garantito, aggiornato ogni anno: per il fotovoltaico, nel 2026, è di 47,5 €/MWh, cioè 4,75 centesimi per kWh, sui primi 1.500 MWh ritirati su base annua. A fine anno, se la remunerazione ai prezzi zonali risulta più alta, il GSE riconosce il conguaglio (GSE, Prezzi minimi garantiti 2026).

Da qui la maggiore convenienza dell’accumulo. Un kWh autoconsumato evita l’acquisto dalla rete di un kWh, e con esso non solo il costo della materia energia ma anche le componenti variabili di rete, gli oneri di sistema e le imposte che gravano sulla bolletta. Un kWh immesso in rete, invece, viene remunerato al solo valore dell’energia all’ingrosso, o al prezzo minimo garantito. Con lo scambio sul posto questa differenza era in buona parte assorbita dal meccanismo di compensazione; senza, ogni kWh prodotto a mezzogiorno e consumato la sera vale di più se transita da una batteria che se passa dalla rete. Per questo, nella valutazione economica di un nuovo impianto, la variabile principale diventa la quota di autoconsumo, e il sistema di accumulo lo strumento più diretto per aumentarla.

Ricordiamo, inoltre, che la produzione fotovoltaica si concentra nelle ore centrali della giornata e, con l’aumento della potenza installata, crescono i momenti in cui la rete non riesce ad assorbirla. Nel 2025, secondo i dati ARERA citati da ANIE, sono stati limitati circa 0,8 TWh di generazione rinnovabile. Il Documento di Descrizione degli Scenari 2026 di Terna e Snam prevede che il fotovoltaico distribuito passi da 19 GW a fine 2025 a 28,2 GW nel 2030. Accumuli diffusi presso gli utenti, capaci di assorbire l’energia nelle ore di picco e restituirla nelle ore serali, riducono la pressione sulla rete locale e trasformano gli edifici in nodi attivi del sistema elettrico, un tema che abbiamo approfondito parlando di elettrificazione degli edifici, accumulo e reti intelligenti.

Infine, l’accumulo è rilevante anche per chi sceglie di condividere l’energia. Nelle comunità energetiche rinnovabili e nelle configurazioni di autoconsumo collettivo l’incentivo è riconosciuto sull’energia condivisa, calcolata su base oraria come il minimo tra l’energia immessa e quella prelevata dai membri. Un sistema di accumulo può spostare l’immissione verso le ore serali, quando i consumi sono più alti, e aumentare così la quota di energia condivisa. Il quadro delle CER, rivisto dal decreto MASE del maggio 2025, è ricostruito nel nostro approfondimento su quadro europeo e situazione italiana delle CER.

Incentivi e normativa 2026 per i sistemi di accumulo

Per chi installa un sistema di accumulo gli strumenti di sostegno cambiano a seconda del soggetto. Le famiglie possono contare sulla detrazione fiscale per le ristrutturazioni. Pubbliche amministrazioni, imprese e terziario hanno il Conto Termico 3.0, a condizione di abbinare l’impianto a una pompa di calore, e le imprese anche l’iperammortamento. A questi strumenti si affiancano le regole europee che riguardano direttamente il prodotto, a partire dal nuovo regolamento sulle batterie, e quelle sugli edifici introdotte dalla direttiva EPBD.

Detrazione per le ristrutturazioni

Per i privati il riferimento resta la detrazione per il recupero del patrimonio edilizio prevista dall’art. 16-bis, comma 1, lettera h), del TUIR, che comprende gli interventi per l’installazione di impianti a fonti rinnovabili. Per le spese sostenute nel 2026, la Legge di Bilancio 2026 (L. 199/2025) ha confermato una detrazione del 50% per gli interventi sull’abitazione principale, effettuati dal proprietario o dal titolare di un diritto reale di godimento, e del 36% negli altri casi. Il limite di spesa è di 96.000 euro per unità immobiliare e la detrazione si recupera in dieci rate annuali, con i limiti già previsti per i contribuenti con redditi superiori a 75.000 euro.

Il sistema di accumulo rientra nell’agevolazione anche quando viene installato dopo l’impianto fotovoltaico. Con la risposta n. 8 del 19 settembre 2018, richiamando la circolare 7/E del 27 aprile 2018, l’Agenzia delle Entrate ha chiarito che la batteria, pur non essendo di per sé un intervento di risparmio energetico, è detraibile se è funzionalmente collegata all’impianto e ne migliora le potenzialità. Questo vale sia per l’installazione contestuale sia per quella successiva. Il limite di 96.000 euro è unico per impianto e accumulo. Entro 90 giorni dalla fine dei lavori va inviata la comunicazione all’ENEA, obbligatoria per i sistemi di accumulo con lavori conclusi dal 1° gennaio 2019.

Per il 2027 la normativa vigente prevede aliquote ridotte al 36% per l’abitazione principale e al 30% negli altri casi. A metà ottobre 2026, mentre si definisce la manovra, il Governo sta valutando la conferma delle aliquote attuali, ma non c’è ancora un testo normativo. Per il mercato residenziale degli accumuli, già in calo da quasi tre anni, la scelta sull’aliquota avrà un peso rilevante, come sottolinea anche ANIE.

Conto Termico 3.0

Il Conto Termico 3.0, introdotto dal D.M. MASE 7 agosto 2025 (GU n. 224 del 26 settembre 2025) e operativo dal 25 dicembre 2025 con le Regole applicative del GSE, comprende per la prima volta gli impianti fotovoltaici e i relativi sistemi di accumulo. Sono considerati interventi di efficienza energetica, incentivabili solo se realizzati insieme alla sostituzione dell’impianto di climatizzazione invernale con pompe di calore elettriche. Per questo il fotovoltaico va dimensionato in funzione della pompa di calore.

L’intervento è aperto a pubbliche amministrazioni, imprese e soggetti privati. Per i privati, però, gli interventi di efficienza sono ammessi solo sugli edifici del terziario: per le abitazioni il fotovoltaico con accumulo resta escluso. Le imprese devono ottenere una riduzione della domanda di energia primaria di almeno il 10% (20% in caso di interventi multipli) e presentare la richiesta prima dell’avvio dei lavori (Dossier ANCE). Il quadro completo è nel dossier di Infobuildenergia sul Conto Termico 3.0.

Iperammortamento per le imprese

La Legge di Bilancio 2026 (L. 199/2025, art. 1, commi 427-436) ha reintrodotto l’iperammortamento per gli investimenti in beni strumentali nuovi effettuati dal 1° gennaio 2026 al 30 settembre 2028. Il costo è maggiorato del 180% fino a 2,5 milioni di euro, del 100% tra 2,5 e 10 milioni e del 50% tra 10 e 20 milioni. Tra i beni agevolabili rientrano gli impianti per l’autoproduzione di energia da fonti rinnovabili, anche per l’autoconsumo a distanza (comma 429, lettera b).

Per il fotovoltaico, il decreto attuativo MIMIT-MEF richiede moduli prodotti nell’Unione europea, con celle ad alta efficienza (almeno 23,5%, o 24% per le tecnologie eterogiunzione e tandem). I sistemi di accumulo sono agevolati entro limiti di costo e di dimensionamento rapportati al fabbisogno energetico dell’impresa. La procedura passa dalla piattaforma del GSE, con prenotazione, conferma e comunicazione di completamento (approfondimento su Infobuild).

Comunità energetiche e autoconsumo diffuso

Per le configurazioni di autoconsumo diffuso, comprese le comunità energetiche rinnovabili, il riferimento è il DM 414/2023 (DM CACER), modificato con il decreto MASE del maggio 2025. Il decreto riconosce una tariffa incentivante sull’energia condivisa e, nei comuni fino a 50.000 abitanti, un contributo in conto capitale fino al 40% a valere sul PNRR. Un accumulo inserito nella configurazione può aumentare la quota di energia condivisa, spostando l’immissione nelle ore di maggiore consumo.

Il meccanismo tariffario scade però il 31 dicembre 2027. Al 31 agosto 2026 risultavano incentivati 523,6 MW, circa il 10% dell’obiettivo di 5 GW. Per questo il 5 ottobre 2026 dieci associazioni di settore hanno chiesto al MASE di prorogare gli incentivi al 31 dicembre 2030. La richiesta non ha ancora avuto risposta.

Regolamento europeo sulle batterie

Dal 2027 cambiano anche gli obblighi di prodotto. Il Regolamento (UE) 2023/1542 sulle batterie classifica gli accumuli stazionari tra le batterie industriali e introduce, dal 18 febbraio 2027, il passaporto digitale della batteria e il QR code per le batterie industriali con capacità superiore a 2 kWh. Il passaporto è un registro elettronico che accompagna il prodotto e ne raccoglie i dati su composizione, prestazioni e fine vita. Gli obblighi di dovuta diligenza sulle catene di approvvigionamento delle materie prime sono stati rinviati al 18 agosto 2027 dal Regolamento (UE) 2025/1561. La dichiarazione dell’impronta di carbonio e le classi di prestazione, infine, si applicheranno solo dopo l’adozione dei relativi atti delegati della Commissione.

Direttiva EPBD: l’obbligo di impianti solari sugli edifici

La direttiva (UE) 2024/1275 sulla prestazione energetica nell’edilizia (EPBD, la cosiddetta “Case green”) introduce all’articolo 10 obblighi progressivi di installazione di impianti solari, dove tecnicamente ed economicamente fattibile. L’obbligo scatta entro il 31 dicembre 2026 per i nuovi edifici pubblici e non residenziali con superficie utile superiore a 250 m², ed entro il 31 dicembre 2029 per tutti i nuovi edifici residenziali. Per gli edifici esistenti le scadenze sono scaglionate tra il 2027 e il 2030.

L’Italia non ha ancora recepito la direttiva, il cui termine era il 29 maggio 2026, e il 15 luglio 2026 ha ricevuto dalla Commissione europea una lettera di messa in mora. Il decreto legislativo di recepimento è in preparazione, ma la sua adozione dipende dall’approvazione della legge di delegazione europea 2026, ancora all’esame del Senato. In parallelo, a ottobre la Commissione ha inviato all’Italia un parere motivato per la mancata presentazione del Piano nazionale di ristrutturazione degli edifici.

Come scegliere e dimensionare un sistema di accumulo (con pompa di calore e auto elettrica)

La capacità di un sistema di accumulo si dimensiona sui consumi reali dell’abitazione, in particolare su quelli serali e notturni, non sulla potenza dell’impianto fotovoltaico. Una batteria sovradimensionata resta in parte inutilizzata; una sottodimensionata si esaurisce presto e costringe a prelevare dalla rete.

Il primo passo è conoscere il proprio profilo di consumo. Sul Portale Consumi di ARERA, gestito da Acquirente Unico e accessibile con SPID, si possono consultare gratuitamente i consumi elettrici degli ultimi 36 mesi, fino al dettaglio quartorario. Questi dati permettono di stimare quanta energia si consuma quando l’impianto non produce, e quindi quanta ne conviene accumulare.

Come riferimento, nel parco italiano i sistemi residenziali hanno una capacità media di poco inferiore agli 11 kWh e circa tre su quattro sono compresi tra 5 e 15 kWh (elaborazione su dati dell’Osservatorio ANIE, giugno 2026). Il sistema residenziale tipo dell’Annual Technology Baseline di NREL è da 5 kW e 12,5 kWh.

Nella scelta del prodotto contano soprattutto questi parametri:

• Capacità utile: è la capacità nominale moltiplicata per la profondità di scarica (DoD) ammessa dal produttore.
• Potenza di carica e scarica: deve coprire i carichi serali, compresi quelli più impegnativi come pompa di calore e piano a induzione.
• Compatibilità con l’inverter: con un inverter ibrido in configurazione DC, o con un accumulo AC per gli impianti esistenti.
• Modularità: la possibilità di aggiungere moduli in un secondo momento, se i consumi aumentano.
  Garanzia: anni, numero di cicli o energia erogata, e capacità residua garantita a fine periodo.
• Sicurezza e conformità: certificazione secondo la norma IEC 62619 per le batterie al litio per uso industriale e stazionario, e conformità dell’inverter alla CEI 0-21.
• Funzione di backup: necessaria se si vuole alimentare le linee privilegiate in caso di blackout.

Pompa di calore. Con una pompa di calore il fabbisogno elettrico cresce soprattutto in inverno, quando la produzione fotovoltaica è più bassa. L’accumulo aiuta a coprire i consumi serali nelle mezze stagioni, ma non può compensare da solo la minore produzione invernale. Per questo il dimensionamento va fatto sull’intero anno, e non solo sui mesi estivi. Se la pompa di calore può essere comandata dall’inverter o da un sistema HEMS (Home Energy Management System, cioè sistema di gestione dell’energia domestica), è possibile programmarne il funzionamento, in particolare per la produzione di acqua calda sanitaria, nelle ore di maggiore produzione fotovoltaica. È una funzione da verificare con il costruttore in fase di progetto.

Auto elettrica. La batteria di un’auto elettrica ha di norma una capacità diverse volte superiore a quella di un accumulo domestico. Quando l’auto è parcheggiata nelle ore di sole, conviene quindi ricaricarla direttamente con l’energia fotovoltaica tramite una wallbox gestita dall’inverter o dall’HEMS, invece di farla passare dalla batteria di casa. Se invece la ricarica avviene prevalentemente la sera, il suo consumo va incluso nel calcolo della capacità di accumulo.

Ampliare un impianto aziendale con accumulo e ricarica: il caso PKT

PKT, azienda della provincia di Treviso che produce macchinari per il confezionamento industriale, aveva un impianto fotovoltaico da 43,2 kWp con inverter Fronius Symo 17.5. Con la crescita della produzione e dei consumi, l’impianto è stato ampliato con l’installatore Nova Fides Tecnologie, aggiungendo 35,1 kWp sulla superficie di copertura ancora disponibile, per un totale di 78,3 kWp. Agli inverter esistenti, che sono stati mantenuti, si sono affiancati due Fronius Verto da 20 kW: uno di stringa e uno ibrido (Verto Plus), collegato alla batteria Fronius Reserva Pro.

L’inverter ibrido può caricare la batteria sia con la produzione della nuova sezione sia con il surplus di quella preesistente. In abbinamento all’accumulo, può inoltre arrivare fino al 150% della potenza nominale, destinando l’eccedenza alla carica della batteria. Dopo l’intervento, secondo i dati dell’azienda, la quota di fabbisogno energetico coperta dall’impianto è passata dal 40% all’80%. L’accumulo copre anche circa il 30% dei consumi serali in inverno.

L’impianto comprende anche due wallbox Fronius Wattpilot Flex Home, con modalità di ricarica ottimizzate per il fotovoltaico, in vista dell’elettrificazione del parco auto aziendale. Produzione, consumi, flussi della batteria e ricariche si monitorano tramite Smart Meter e il portale Solar.web.

Costi dei sistemi di accumulo: come si stanno muovendo i prezzi

Il costo delle batterie agli ioni di litio continua a scendere, e lo storage stazionario è oggi il segmento con i prezzi più bassi. Secondo il Battery Price Survey 2025 di BloombergNEF, pubblicato a dicembre 2025, il prezzo medio dei pacchi batteria è sceso a 108 $/kWh, l’8% in meno rispetto all’anno precedente. Il calo più marcato riguarda proprio i pacchi per l’accumulo stazionario: 70 $/kWh, circa il 45% in meno sul 2024. È la prima volta che questo segmento risulta il più economico, davanti alle batterie per la mobilità elettrica.

A guidare la discesa è la chimica litio ferro fosfato. Sempre secondo BloombergNEF, i pacchi LFP costano in media 81 $/kWh, contro 128 $/kWh delle chimiche NMC. Per il 2026 BloombergNEF prevede un’ulteriore riduzione dei prezzi. Si tratta di medie globali in dollari e si riferiscono al solo pacco batteria venduto dal produttore. Il prezzo di un sistema di accumulo residenziale chiavi in mano comprende anche l’inverter ibrido o il convertitore dedicato, il BMS, i componenti elettrici, la progettazione, l’installazione e l’IVA, ed è quindi sensibilmente più alto. Per confrontare offerte diverse conviene ragionare sul costo per kWh di capacità utile, non nominale, e considerare insieme le condizioni di garanzia: durata in anni o in cicli e capacità residua garantita.

Sul costo effettivo per il cliente incidono infine gli incentivi. Per un privato che installa l’accumulo sull’abitazione principale, nel 2026 la detrazione per le ristrutturazioni consente di recuperare il 50% della spesa in dieci anni, entro il limite di 96.000 euro condiviso con l’impianto fotovoltaico (vedi il paragrafo sugli incentivi).

Novità dalle aziende

Una selezione delle soluzioni di accumulo e degli inverter ibridi presentati di recente dai produttori, per il residenziale, il commerciale e industriale e le applicazioni di rete. Le informazioni tecniche sono tratte dai materiali forniti dalle aziende.

Fronius Reserva Pro, accumulo LFP modulare per il commerciale e industriale

Fronius Reserva Pro è un sistema di accumulo ad alta tensione progettato per il segmento C&I, con celle e moduli prodotti in Europa e tecnologia al litio ferro fosfato. Abbinato all’inverter ibrido Fronius Verto Plus, è certificato secondo le norme CEI 0-21 e CEI 0-16. È compatibile anche con gli inverter della gamma GEN24 Plus, e questo ne estende l’impiego alle applicazioni residenziali. L’accoppiamento è in corrente continua e non richiede un convertitore DC/DC. Con Verto Plus la corrente di carica e scarica arriva fino a 50 A.

La struttura è modulare. Ogni torre va da 12 a 32 kWh e se ne possono collegare fino a quattro in parallelo, per un massimo di 128 kWh. I moduli da 4 kWh si possono aggiungere anche dopo la messa in servizio e, secondo il produttore, si bilanciano automaticamente con quelli esistenti.

Con un dispositivo dedicato, come il Fronius Backup Controller, il sistema garantisce l’alimentazione durante i blackout. La funzione Black-Start permette agli inverter ibridi di riavviarsi usando l’energia accumulata nella batteria. Con Verto Plus è disponibile anche la funzione Power Boost, che aumenta temporaneamente la potenza erogata in modalità backup. La garanzia è di 10 anni, con una capacità residua minima dell’80% di quella iniziale. Il monitoraggio avviene sul portale Fronius Solar.web, con dati archiviati su server situati nell’Unione europea.

GoodWe ESA, sistema all-in-one dal residenziale alle piccole imprese

La serie ESA di GoodWe riunisce in un’unica unità inverter ibrido, sistema di gestione della batteria e accumulo, ed è pensata per abitazioni e piccole attività. La gamma comprende versioni da 3 a 10 kW, con capacità espandibile fino a 48 kWh, e una versione trifase da 5 a 30 kW, con batteria da 5 a 108 kWh. I moduli batteria sono impilabili, si collegano senza cablaggi esterni e possono essere combinati anche con moduli di capacità diversa o installati in precedenza. Secondo il produttore, la soluzione precablata riduce i tempi di installazione fino al 50%.

Le celle sono al litio ferro fosfato (LFP) e supportano correnti di carica e scarica fino a 1C. Nella versione trifase l’inverter accetta un sovradimensionamento del campo fotovoltaico fino al 200% della potenza nominale. In caso di blackout il passaggio al backup avviene in meno di 4 millisecondi, con la possibilità di alimentare l’intera abitazione tramite bypass interno. Il grado di protezione è IP66 e la temperatura di esercizio va da -20 °C a +55 °C; sotto lo zero serve il modulo di riscaldamento opzionale.

Sul fronte della sicurezza, il sistema integra la protezione dagli archi elettrici AFCI 3.0, una valvola di scarico della pressione, la separazione termoelettrica dei componenti e un sistema di estinzione ad aerosol. I flussi energetici sono gestiti da un EMS che, secondo GoodWe, usa algoritmi di intelligenza artificiale per prevedere produzione e consumi. Il monitoraggio avviene tramite app e piattaforma SEMS+.

Growatt APX HV, accumulo modulare LFP per sistemi trifase

Il sistema APX HV di Growatt è un accumulo ad alta tensione per impianti trifase. È formato da un modulo di potenza APX 98034-P2 e da moduli batteria APX 5.0P-B1 da 5 kWh l’uno, impilabili fino a sei, per una capacità da 5 a 30 kWh. Funziona con gli inverter ibridi Growatt MOD 3000-10000TL3-XH e MID 11-30KTL3-XH.

Ogni modulo batteria integra un ottimizzatore che ne regola il livello di energia in modo indipendente, ciò permette di usare insieme moduli vecchi e nuovi nello stesso sistema, e quindi di ampliare la capacità in un secondo momento.

Le celle sono al litio ferro fosfato senza cobalto, con una profondità di scarica (DoD) del 90%. La tensione nominale del sistema è di 650 V e la potenza di carica e scarica arriva fino a 15 kW, nei limiti dell’inverter abbinato. Il grado di protezione è IP66, il raffreddamento è naturale e il sistema lavora tra -10 °C e +50 °C. Si installa a parete o a pavimento. Tra le certificazioni ci sono IEC 62619 e IEC 62040, e la garanzia è di 10 anni.

SolarEdge CSS-OD 107: accumulo commerciale scalabile fino a 2,1 MWh

SolarEdge amplia la propria offerta di sistemi di accumulo per applicazioni commerciali e industriali (C&I) con CSS-OD 107, una soluzione progettata per installazioni indoor e outdoor. Il sistema integra un armadio batterie da 107 kWh, abbinabile a un inverter da 29,9 o 49,9 kW, ed è scalabile fino a 2,1 MWh per singola installazione.

Predisposto per la funzione di backup, consente una commutazione in meno di 20 millisecondi per garantire la continuità di alimentazione dei carichi critici. La gestione è affidata alla piattaforma SolarEdge ONE per il C&I, che coordina produzione fotovoltaica, accumulo e scambi con la rete, ottimizzando autoconsumo, peak shaving, tariffe energetiche e limiti di immissione e prelievo.

Il sistema integra protezioni multilivello contro i rischi elettrici e termici, con test secondo la norma UL 9540A. La configurazione preassemblata e collaudata in fabbrica, insieme agli strumenti digitali SolarEdge Designer e SolarEdge Go, facilita dimensionamento, installazione e messa in servizio.

Sungrow PowerKeeper: accumulo modulare e scalabile fino a 1 MWh

Sungrow PowerKeeper è una soluzione di accumulo energetico all-in-one, DC-coupled, progettata per applicazioni commerciali e industriali (C&I). Il sistema si distingue per l’architettura modulare, con unità da 12,5 kWh e capacità configurabile da 50 kWh fino a 1 MWh per singolo inverter ibrido.

La nuova Battery Junction Box consente di collegare in parallelo più cluster di batterie, ampliando progressivamente lo storage da 250 a 500, 750 e 1.000 kWh, con autonomie configurabili da 2 a 8 ore. Tra le caratteristiche tecniche figurano il passaggio alla modalità off-grid in 10 millisecondi, la gestione di carichi fino a 250 kW tramite ATS integrato e il grado di protezione IP66.

Il sistema integra inoltre funzioni di sicurezza multilivello e modalità di gestione energetica basate sull’intelligenza artificiale, per ottimizzare autoconsumo, arbitraggio energetico e gestione dei picchi di domanda. La scalabilità consente di adeguare nel tempo la capacità installata alle esigenze operative dell’impianto, evitando sovradimensionamenti iniziali.

Viessmann All in One Battery: accumulo integrato per il residenziale

Viessmann Climate Solutions amplia la propria offerta per il settore residenziale con All in One Battery, un sistema di accumulo monofase che integra in un’unica unità un inverter ibrido da 5 o 6 kW e una batteria al litio ferro fosfato (LFP) da 10,24 kWh.

La soluzione, installabile sia indoor sia outdoor, è progettata per ottimizzare l’autoconsumo dell’energia fotovoltaica, con un’efficienza massima dichiarata del 97,6%. L’integrazione tra inverter, batteria e Battery Management System (BMS) consente di ridurre cablaggi e componenti esterni, mentre l’architettura plug & play, con gateway e connettività integrati, semplifica installazione e messa in servizio.

Il sistema è inoltre scalabile fino a circa 30 kWh mediante il collegamento in cascata di tre unità. La funzione di backup antiblackout permette di alimentare i carichi critici in caso di interruzione della rete, con una capacità di sovraccarico fino al 200% per 10 secondi. Rispetto alle soluzioni tradizionali, le dimensioni sono inferiori del 30% circa rispetto alle soluzioni tradizionali e il peso è ridotto del 20%, caratteristiche che ne facilitano l’integrazione negli spazi domestici.

ZCS Azzurro Power Mini, storage retrofit per il C&I fino a 2,3 MWh

Il nuovo ZCS Azzurro Power Mini è un sistema storage ad alta efficienza, progettato per garantire indipendenza energetica, continuità di alimentazione e massimizzazione dell’autoconsumo durante tutto l’anno. Grazie alla compatibilità con batterie LFP e alla gestione intelligente tramite Azzurro Hub, offre prestazioni elevate e integrazione ottimale con i sistemi fotovoltaici.

Destinato alle applicazioni commerciali e industriali (C&I), il sistema è disponibile con inverter trifase da 40, 50 e 60 kW e cabinet batteria modulari, con configurazioni scalabili da 64 kWh fino a circa 2,3 MWh di capacità complessiva. La funzione di backup integrata e la predisposizione per configurazioni off-grid e microgrid ne ampliano le possibilità di impiego, anche negli interventi di retrofit su impianti fotovoltaici esistenti.

Accumulo ibrido SENEC.Home E4

L’accumulo ibrido di SENEC arricchisce l’offerta dell’azienda con una soluzione flessibile e intelligente, semplice da montare e molto efficiente. Si tratta di un sistema “all-in-one” molto versatile, disponibile in versione ibrida o AC, con capacità modulare da 5 a 15 kWh.

Il grado di protezione IP65 ne consente il posizionamento anche all’esterno e l’inverter fotovoltaico ha una potenza di 6 kW. L’accumulo può essere equipaggiato con un sistema di back up, così che in caso di black-out sia disponibile energia. Inoltre, grazie al dispositivo SENEC.PowerBase è possibile espandere il sistema domestico, integrando contatori intelligenti, soluzioni per la smart home, pompe di calore e wallbox per la ricarica delle auto, massimizzando l’autoconsumo grazie al software Home Energy Management System.

FAQ sui sistemi di accumulo fotovoltaico

Che cos’è un sistema di accumulo fotovoltaico?

È una batteria abbinata a un impianto fotovoltaico che immagazzina l’energia prodotta e non consumata subito, per renderla disponibile più tardi, ad esempio la sera. L’accumulo non aumenta la produzione dei pannelli, ma aumenta la quota di energia autoconsumata e riduce i prelievi dalla rete.

Come funziona un inverter ibrido?

L’inverter ibrido converte la corrente continua dei moduli in corrente alternata e, in più, gestisce la carica e la scarica della batteria. Seguendo logiche di priorità configurabili, decide istante per istante se inviare l’energia ai carichi di casa, alla batteria o alla rete.

Che differenza c’è tra accumulo lato produzione e post-produzione?

L’accumulo lato produzione si trova nel circuito dell’impianto fotovoltaico, a monte del contatore di produzione. Nella versione in corrente continua condivide con i moduli un unico inverter ibrido ed è la soluzione del 93% dei sistemi installati in Italia (ANIE, giugno 2026). L’accumulo post-produzione è collegato in corrente alternata tra il contatore di produzione e quello di scambio, ha un proprio convertitore e può caricarsi anche dalla rete.

Si può aggiungere una batteria a un impianto fotovoltaico esistente?

Sì. Se l’inverter esistente non è ibrido, si può installare un accumulo in corrente alternata con un proprio convertitore, senza sostituire l’inverter. Vanno verificate la compatibilità con l’impianto e con l’eventuale regime incentivante. L’accumulo va inoltre comunicato al distributore e registrato nel sistema GAUDÌ di Terna.

Con un sistema di accumulo si ha corrente durante un blackout?

Non automaticamente. Per sicurezza, un impianto connesso alla rete si disconnette quando la tensione di rete manca. Per alimentare la casa durante un blackout servono un inverter con funzione di backup (EPS) e un quadro elettrico predisposto, che separi le linee da mantenere attive.

Quanto dura una batteria di accumulo?

La durata dipende da numero e profondità dei cicli, temperatura di esercizio e qualità del BMS. Il riferimento è la garanzia del produttore, espressa in anni, in cicli o in energia erogata, con una capacità residua minima garantita. L’Annual Technology Baseline 2025 di NREL considera per un sistema residenziale tipo una vita utile di 15 anni.

Quali batterie si usano per l’accumulo fotovoltaico?

Le batterie agli ioni di litio rappresentano il 99,7% dei sistemi installati in Italia (ANIE, giugno 2026). Nello storage stazionario prevale la chimica litio ferro fosfato (LFP), circa il 90% delle installazioni mondiali secondo la IEA, perché costa meno ed è più adatta a cicli frequenti di carica e scarica.

Come si sceglie la capacità della batteria?

La capacità si dimensiona sui consumi serali e notturni, non sulla potenza dell’impianto fotovoltaico. I consumi orari degli ultimi 36 mesi si possono consultare gratuitamente sul Portale Consumi di ARERA, con SPID. In Italia la capacità media dei sistemi residenziali è di poco inferiore agli 11 kWh.

Conviene installare un accumulo nel 2026?

Dipende dalla quota di energia che l’accumulo permette di autoconsumare. Dal 29 maggio 2025 i nuovi impianti non possono accedere allo scambio sul posto: l’energia immessa in rete viene remunerata con il Ritiro Dedicato, senza compensazione con quella prelevata. Per questo ogni kWh autoconsumato vale di più di un kWh ceduto alla rete.

Quali incentivi ci sono nel 2026 per i sistemi di accumulo?

Per i privati c’è la detrazione per le ristrutturazioni: 50% sull’abitazione principale e 36% negli altri casi, entro 96.000 euro per unità immobiliare, anche se la batteria è installata dopo l’impianto. PA, imprese e terziario possono accedere al Conto Termico 3.0 se l’impianto è abbinato a una pompa di calore elettrica. Le imprese hanno anche l’iperammortamento previsto dalla Legge di Bilancio 2026.

Quanto costa un sistema di accumulo?

I prezzi sono in calo. Secondo BloombergNEF, nel 2025 i pacchi batteria per lo storage stazionario sono scesi in media a 70 $/kWh, circa il 45% in meno rispetto al 2024. Il prezzo di un sistema residenziale installato è più alto, perché comprende anche inverter, componenti, installazione e IVA. Per confrontare le offerte conviene considerare il costo per kWh di capacità utile e le condizioni di garanzia.

Cos’è un HEMS?

L’HEMS (Home Energy Management System) è il sistema di gestione dell’energia domestica. Monitora produzione, consumi e stato della batteria e comanda i carichi compatibili, come wallbox, pompa di calore ed elettrodomestici programmabili, per usare al meglio l’energia fotovoltaica. Può essere integrato nell’inverter o essere un dispositivo dedicato.

3/11/2021

Nota di redazione: «Intervista pubblicata il 3 novembre 2021. Dati, incentivi e scenari si riferiscono a quella data: il Superbonus non è più attivo e lo scambio sul posto è stato chiuso ai nuovi impianti dal 29 maggio 2025.» 

Sistemi di accumulo, il punto con Vincenzo Ferreri – 2021

Vinenzo Ferreri, Coordinatore Nazionale per il Gruppo di Lavoro ANIE Small-Medium Storage di Anie Rinnovabili, ci racconta le prospettive del mercato, considerando gli effetti del Superbonus 110% e le potenzialità delle comunità energetiche introdotte dal Milleproroghe.

Quali sono le prospettive nel breve e nel medio periodo del mercato degli inverter e storage?

Le prospettive sono assolutamente rosee: il nostro mercato si è aperto ed è passato da un mercato di nicchia a un mercato di massa. Occorre naturalmente capire cosa succederà non appena verranno a mancare gli incentivi del Superbonus (confermato nella Legge di Bilancio 2022). Si sta già discutendo della fine dello scambio sul posto e questo potrebbe sicuramente dare un ulteriore slancio al mercato dello storage proprio perché, non essendoci più un contributo così favorevole per l’energia immessa, i sistemi di accumulo diventeranno la soluzione vincente da abbinare a tutti gli impianti che ne sono privi. Le prospettive nel breve periodo sono quindi sicuramente positive; a medio termine sono altrettanto favorevoli per tutto il periodo coperto dal PNRR. Nel lungo periodo invece, dovremo vedere cosa accadrà con la fine dello scambio sul posto. Nel caso dovesse essere confermato, come sembra, posso già anticipare che per lo storage ci sarà un nuovo Rinascimento.

Il superbonus 110% che impatto ha avuto nel settore?

È sicuramente l’incentivo per eccellenza, che sta trainando non solo il mercato dello storage e delle rinnovabili, ma tutto il mercato italiano, con una vivacità che credo non si vedesse dagli anni Settanta. Si vedono cantieri a ogni angolo e questo è indice del benessere della nazione. È ripartito il mercato delle costruzioni, delle demolizioni e delle riqualificazioni,  così come quello dell’efficientamento degli edifici esistenti. Pertanto, devo ammettere che il Superbonus è la miglior riforma che il Governo italiano abbia mai attuato per il nostro mercato, con un impatto che supera, per le rinnovabili, anche il Conto Energia. Sicuramente un’estensione di questa riforma al 2023-2024 e comunque per tutto il periodo del PNRR, è doverosa, sia per permettere alle società di stabilizzare le attività, i processi e per consolidare la forza lavoro, sia per dare una prospettiva di investimento a chi finora ha guardato al Superbonus come a una meteora destinata a finire. La Legge di Bilancio lo ha prorogato per il 2023 ai soli condomini, mentre per le villette la scadenza è a fine 2022: escludere l’estensione alle unifamiliari sarebbe estremamente dannoso, perché oggi “cubano” lo stesso quantitativo di denaro dei condomini, ma costituiscono circa l’85% degli interventi. Questo significa che se venissero escluse le villette (a schiera e unifamiliari) dal Superbonus, a partire dal 2023 si assisterebbe a una battuta d’arresto dell’85% per gli impianti fotovoltaici e i sistemi di accumulo. Nonostante sul mercato esistano anche altre opportunità, come le comunità energetiche per esempio, il Superbonus è decisamente la misura più impattante, che va quindi mantenuta e resa stabile, soprattutto dopo che dal 5 agosto 2021 con il Decreto Semplificazioni le regole sono diventate più chiare.

Integrare fotovoltaico, accumulo ed emobility è oggi possibile. E’ un mercato che si sta sviluppando? I cittadini sono consapevoli dei vantaggi?

Il Superbonus ci ha permesso di andare a integrare all’interno di un’abitazione, per renderla più efficiente, non solo i sistemi di accumulo abbinati a un impianto fotovoltaico, ma anche gli infissi, il cappotto e i sistemi di ricarica per i veicoli elettrici collegati all’impianto. Ci ha quindi aperto la strada per una soluzione integrata che oggi i General Contractor stanno offrendo. sonnen ha già un pacchetto costituito da fotovoltaico, accumulo e sistema di ricarica per veicoli elettrici. Anche la proposta energetica sonnen, la sonnenFlat 1500, va in questa direzione, andando a suggerire ai clienti come abbattere i costi energetici collegati alla mobilità. È quindi un mercato che si sta sviluppando, non solo in ambito residenziale, ma anche commerciale. Molte aziende che stanno valutando l’installazione di impianti fotovoltaici sui propri capannoni, richiedono anche i sistemi di accumulo, a copertura dei consumi serali, ma soprattutto i sistemi di ricarica per veicoli elettrici, per offrire alla clientela e ai dipendenti una nuova forma di servizio e di welfare. Anche i cittadini stanno diventando sempre più consapevoli. In Italia il mercato si aggira intorno ai 1.500/2.000 veicoli elettrici su base annuale. In realtà, se guardiamo il numero di impianti fotovoltaici installati, anche solo con il Superbonus, in combinazione con un sistema di ricarica per veicoli elettrici, si parla già di un quantitativo di dieci volte superiore. Mi aspetto quindi, per l’Italia, un importante incremento di questo mercato in ambito residenziale. I cittadini sono infatti sempre più spesso dotati dell’attrezzatura necessaria per caricare l’auto elettrica a casa: fotovoltaico, accumulo e sistema di ricarica. Un’offerta integrata che già rientra nel pacchetto sonnen per il Superbonus, ma che viene proposta anche con il resto delle detrazioni fiscali.

La carenza di materie prime e il caro prezzi sta colpendo anche il settore degli inverter?

La carenza di materie prime sta colpendo tutti i mercati: dal legno all’alluminio, dal vetro al rame, dal chip all’inverter, alle schede elettroniche. Quindi anche il nostro settore è colpito dalla carenza di componentistica e dal caro prezzi. Essendo sonnen focalizzata solo ed esclusivamente sui sistemi di accumulo, ha mosso i propri passi in modo coerente rispetto alle aspettative di crescita del mercato, ovviando così al problema degli approvvigionamenti di materie prime. In generale però il nostro mercato sta soffrendo.

A che punto siamo con gli obiettivi del PNIEC? Sono raggiungibili?

A conti fatti, sulla base dei dati attuali, non credo che tali obiettivi siano raggiungibili. Per raggiungerli servirebbe lo sblocco di tutti quei cantieri con impianti grid-scale e quelli che sono in grid-parity. Ma come abbiamo letto di recente sui media, gli iter autorizzativi degli impianti di grande taglia sono complessi e spesso bloccati dalle sovrintendenze. Se quindi si punta a raggiungere questi obiettivi entro il 2030, non si può pensare di limitarsi al mercato residenziale: occorre che ci sia una collaborazione da parte di tutti i comparti delle rinnovabili: dal residenziale, al commerciale, al grid-scale. Il Governo dovrà quindi cercare di semplificare anche l’iter autorizzativo che riguarda gli impianti di grande taglia, magari anche andando a limitare l’utilizzo del terreno e facilitando invece l’installazione di impianti su superfici che normalmente non vengono utilizzate, come per esempio i tetti in Eternit. In questo modo, oltre alla sostituzione delle coperture in amianto, le aziende potrebbero concentrare l’installazione degli impianti fotovoltaici destinando il suolo ad altri utilizzi, come per esempio l’ambito agricolo. Questa potrebbe essere una grandissima riforma, a mio avviso molto utile per il mercato italiano.

In che modo sta evolvendo la tecnologia?

Gli inverter hanno ormai raggiunto un livello di efficienza prossimo al 100%. Per quanto riguarda le batterie, a livello di efficienza di conversione siamo già ad ottimi standard; ora si tratta solo di rendere le tecnologie un po’ più longeve. Da questo punto di vista sonnen è sempre stata pioniera nel settore: fin dall’inizio abbiamo utilizzato batterie al Litio Ferro Fosfato e i test effettuati nei nostri laboratori interni ci hanno mostrato che le nostre batterie, normalmente garantite per 10.000 cicli, superano in realtà i 28.000. In generale il mercato si sta evolvendo orientandosi sempre più verso la tecnologia al Litio Ferro Fosfato, la più sicura e longeva, all’inizio più costosa, oggi più accessibile. Al momento si parla tanto anche di Supercapacitors e di batterie al grafene, che utilizzano uno storage non elettrochimico ma elettrostatico. Queste tecnologie da qui ai prossimi dieci anni potrebbero permetterci di fare quel balzo in avanti già avvenuto per altre tecnologie, come la miniaturizzazione dei chip per gli schermi e i device. Per i PC, in effetti, è nella tecnologia delle batterie che si è rimasti un po’ indietro, tanto è vero che oggi abbiamo schermi giganti, ma soffriamo di ansia da caricamento, tanto che siamo sempre collegati a un cavo piuttosto che ad una docking station. Vedo un grande impulso innovativo sul mercato delle batterie, sia a livello europeo che italiano e mi aspetto, a medio termine, di veder affiorare novità tecnologiche che ci permetteranno di caricare i sistemi in modo molto più efficiente e veloce.

Quali sono le esigenze del settore dal punto di vista burocratico e legislativo?

Se guardo al Superbonus, il cosiddetto Decreto Semplificazioni ci ha portato ad avere un quadro più chiaro, pur nella sua complessità. La prima esigenza dal punto di vista burocratico potrebbe essere uniformare i portali sui quali si caricano le CILAS per il Superbonus. Oggi infatti, quando si vuole iniziare un intervento con il Superbonus, è necessario verificare sul sito del Comune quale sia l’iter di caricamento della pratica: in alcuni Comuni si fa con una PEC, in altri è sufficiente compilare un form di richiesta sul portale con una doppia CILA: normale e Superbonus. inoltre, per alcune Amministrazioni l’avvio della pratica è gratuito, in altre a pagamento. Non c’è un’uniformità di processo nella presentazione dei titoli autorizzativi. Mi auguro quindi che il Governo crei un portale unico a livello nazionale per caricare le CILAS Superbonus, con un costo uniforme in tutta Italia. Ad oggi, invece, vige il principio: Comune che vai, procedura che trovi.

Lo stesso vale per l’iter autorizzativo di allaccio alla rete. A livello burocratico ci sono miglioramenti da apportare per standardizzare i processi sia a livello regionale che comunale, ma soprattutto occorre a mio avviso avviare una cabina di regia comune che sappia guardare l’iter autorizzativo dall’inizio alla fine. Sarebbe auspicabile mettere allo stesso tavolo ENEA, GSE, Terna, E-distribuzione e Agenzia delle Entrate per standardizzare i processi in modo univoco.

Per quanto riguarda invece le comunità energetiche, aspettiamo ancora diversi chiarimenti. Rappresentano sicuramente una grande opportunità per l’efficienza dei condomini e per l’energia autoprodotta da fonte rinnovabile. In materia ci sono alcune normative in recepimento, ma occorrerebbe anche qui una cabina di regia unica che cercasse di semplificare l’iter autorizzativo e che riuscisse a dare indicazioni chiare.

Anche nell’ambito degli impianti grid-scale, per il permitting si parla di attese di anni, per cui anche qui vale lo stesso principio: il mercato si muove, può e vuole fare tanto, ma poi rimane bloccato a livello autorizzativo in una giungla di processi infiniti e di burocrazia a livello comunale. Con la conseguenza che gli sforzi imprenditoriali delle aziende spesso si traducono in scarsi risultati. Ecco perché, come dicevo prima, gli obiettivi del PNIEC sembrano irraggiungibili, a meno che non venga messa mano alla semplificazione dei processi autorizzativi di tutti gli incentivi fiscali. Finché non si svilupperà a una volontà comune di semplificazione, non vedo la possibilità di raggiungere i volumi attesi a livello nazionale.

Le Comunità Energetiche hanno aperto nuovi scenari per i sistemi di accumulo. È un mercato che sta evolvendo?

Le Comunità Energetiche presentano sicuramente scenari innovativi e ci permettono di pensare anche all’aggregazione di più siti di produzione. In realtà noi lo stiamo già facendo dal 2016 con la sonnenCommunity: una vera e propria comunità energetica a livello europeo. La nuova normativa che introduce le Comunità Energetiche ci offre naturalmente nuove opportunità, ma è in fase di evoluzione e siamo in attesa degli ultimi chiarimenti. É un mercato che secondo me permetterà anche al mondo dei condomini di dotarsi di un sistema di accumulo, abbinato a un impianto fotovoltaico comune. Le aree urbane, dove è maggiore la presenza di condomini, non sono mai state aggredite dal settore delle rinnovabili perché, per installare gli impianti su un tetto condiviso tra i condòmini, l’iter di autorizzazione risulta più complesso. Anche in questo caso una semplificazione normativa ci potrà portare molti vantaggi: sui condomini nelle aree urbane potrebbero essere installati impianti fotovoltaici a disposizione di tutti i condòmini, seguendo lo stesso principio della caldaia centralizzata per il riscaldamento. Mi aspetto quindi che si apra un altro canale molto importante sia per i sistemi di accumulo che per le rinnovabili in generale.

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