I sistemi di accumulo stanno diventando una componente sempre più strategica per la transizione energetica, perché consentono di gestire la variabilità delle fonti rinnovabili e garantire flessibilità e adeguatezza al sistema elettrico. In Italia il mercato dello storage è in forte crescita, con quasi 12 GW di capacità installata e nuovi strumenti di mercato come il MACSE per lo sviluppo degli accumuli. Di queste prospettive – tra evoluzione normativa europea, crescita del mercato e sviluppo della filiera industriale – si è discusso nel corso di un evento organizzato da ANIE durante la fiera KEY – The Energy Transition Expo.

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L’incertezza del sistema energetico e il ruolo strategico dello storage

La transizione energetica europea procede a ritmo sostenuto, ma resta attraversata da una variabile sempre più evidente: l’incertezza del sistema energetico, in particolare nei paesi fortemente dipendenti dal gas come l’Italia.

È da questa consapevolezza che si è aperto il confronto tra operatori, industria e istituzioni dedicato ai sistemi di accumulo energetico, tecnologie ormai considerate centrali per l’evoluzione del sistema elettrico.

A sottolinearlo è stato Matteo Lionetti, Coordinatore Utility Scale del Gruppo Accumuli di ANIE Federazione, che ha richiamato l’attenzione sul contesto energetico attuale e sulle implicazioni per il mercato dello storage.

Secondo Lionetti, gli eventi recenti hanno riportato al centro del dibattito una realtà spesso trascurata: l’elevato grado di incertezza che caratterizza il mix energetico italiano, ancora fortemente legato alla volatilità dei prezzi del gas.

In questo scenario il compito del regolatore diventa decisivo. L’obiettivo dovrebbe essere quello di ridurre l’incertezza strutturale del sistema attraverso politiche di lungo periodo chiare e ambiziose, capaci di accompagnare l’evoluzione del mix energetico nazionale. Un percorso che, inevitabilmente, passa anche attraverso lo sviluppo su larga scala dei sistemi di accumulo.

Accanto a questo quadro di incertezza, tuttavia, arrivano anche segnali incoraggianti dal mercato. Lionetti ha richiamato i risultati della prima asta MACSE, il mercato dedicato alla capacità di stoccaggio, che ha dimostrato come sia possibile approvvigionare quantità significative di storage a tariffe competitive.

«È un primo passo – ha osservato – ma dimostra che lo storage è una tecnologia che può essere sviluppata e realizzata anche in Europa».

Il messaggio ha anche una dimensione industriale: l’accumulo non è soltanto uno strumento per integrare le rinnovabili, ma anche un’opportunità per costruire una filiera europea delle tecnologie energetiche.

Resta però un elemento che continua a pesare sulle decisioni degli operatori: l’incertezza normativa. Alcune iniziative legislative recenti, come il cosiddetto decreto “Bollette”, pur non essendo ancora operative, sono sufficienti a generare dubbi nel mercato e a rallentare alcune decisioni di investimento, soprattutto nei progetti merchant.

Secondo Lionetti, tuttavia, la direzione del mercato appare ormai tracciata.

«Il trend è abbastanza evidente – ha spiegato – e queste tecnologie dovranno necessariamente essere introdotte per raggiungere gli obiettivi energetici che ci siamo dati».

 

Normativa europea: il 2026 anno chiave per lo storage

Se il contesto nazionale evidenzia opportunità e criticità, il livello europeo appare ancora più dinamico. Jacopo Tosoni, Deputy Secretary General della Energy Storage Europe Association, ha illustrato le principali direttrici normative che interesseranno il settore dello storage nei prossimi anni.

Secondo Tosoni, il 2026 rappresenta un anno decisivo per la regolazione europea dell’accumulo. Dopo un periodo di relativa stabilizzazione normativa, la Commissione europea sta lavorando su numerosi dossier che coinvolgono direttamente o indirettamente i sistemi di accumulo: politiche industriali, sicurezza energetica, pianificazione della rete, market design e governance climatica.

Uno degli elementi più critici riguarda la distanza tra decisioni europee e implementazione nazionale. Diversi studi evidenziano infatti ritardi significativi nell’attuazione delle raccomandazioni europee sullo storage, con effetti che rischiano di rallentare lo sviluppo della tecnologia.

 

Green Package e permitting: accelerare connessioni e autorizzazioni

Tra le iniziative più rilevanti illustrate da Tosoni figura il cosiddetto Green Package, che introduce una serie di misure destinate a favorire l’integrazione dello storage nel sistema energetico europeo.

Uno degli aspetti più innovativi riguarda la revisione delle regole di accesso alla rete. L’obiettivo è superare il principio tradizionale del first come, first served, sostituendolo con un criterio più orientato alla maturità dei progetti: first ready, first served.

Il cambio di approccio mira a evitare l’accumulo di richieste speculative o non mature nelle code di connessione, privilegiando invece i progetti realmente pronti alla realizzazione.

Parallelamente, la revisione della direttiva sulle energie rinnovabili introduce misure per accelerare i processi autorizzativi, riconoscendo lo storage come infrastruttura di interesse pubblico prevalente. L’obiettivo è ridurre i tempi di permitting e digitalizzare le procedure amministrative, rendendo più rapido lo sviluppo dei progetti.

 

Il mercato dello storage in Italia: numeri, scenari e nodi regolatori

Se il quadro europeo definisce la cornice strategica, è l’analisi del mercato italiano dello storage a offrire gli elementi più concreti per comprendere la fase attuale del settore. Su questo punto si è concentrato l’intervento di Fabio Zanellini, Coordinatore della Commissione Tecnica del Gruppo Accumuli di ANIE Federazione, che ha proposto una lettura articolata dell’evoluzione del comparto, tra crescita delle installazioni, sviluppo dei meccanismi di mercato e sfide ancora aperte sul piano regolatorio.

 

Zanellini ha innanzitutto ricordato i numeri che fotografano lo stato attuale del sistema. Secondo i dati aggiornati al 31 gennaio 2026, disponibili anche attraverso la dashboard pubblicata da Terna, in Italia risultano installati circa 11.800 MW di capacità di accumulo. Di questi, circa 6.000 MW sono rappresentati dai tradizionali sistemi di pompaggio idroelettrico, mentre una quota ormai analoga è costituita da sistemi elettrochimici, segno di un cambiamento ormai strutturale nella composizione del parco di accumulo nazionale.

La capacità energetica complessiva si colloca intorno ai 70 GWh, con circa 50-53 GWh riconducibili ai pompaggi esistenti e una ventina di GWh alle batterie. Numeri che confermano come l’accumulo elettrochimico non sia più una tecnologia marginale o sperimentale, ma una componente sempre più stabile del sistema elettrico.

Un elemento che caratterizza il caso italiano è la forte presenza di sistemi di piccola e media taglia, spesso associati a impianti fotovoltaici residenziali o commerciali. Proprio su questo punto Zanellini ha proposto una riflessione significativa: una parte importante degli accumuli installati oggi svolge principalmente una funzione di autoconsumo, ma potrebbe contribuire molto di più alla gestione del sistema elettrico.

Secondo ANIE, infatti, gli strumenti regolatori per abilitare queste risorse ai servizi di rete — sia a livello locale sia nazionale — esistono già in larga parte. Ciò che manca è piuttosto una domanda più esplicita di flessibilità da parte del sistema elettrico, capace di valorizzare anche la capacità distribuita.

 

L’ingresso degli impianti utility scale nel sistema elettrico

Un altro passaggio chiave evidenziato da Zanellini riguarda il ruolo crescente degli impianti di accumulo di grande taglia. Il 2025 ha rappresentato un anno particolarmente significativo perché ha segnato il definitivo ingresso dei sistemi BESS utility scale nel sistema elettrico italiano.

Non si tratta più di tecnologie in fase sperimentale: gli impianti sono connessi, operativi e stanno iniziando a dimostrare sul campo la loro affidabilità sia sul mercato dell’energia sia nei mercati dei servizi di rete.

Nel corso del 2025 sono stati installati quasi 2 GW di nuovi sistemi utility scale, portando la capacità elettrochimica complessiva a circa 18 GWh. La distribuzione territoriale di questi impianti riflette anche le dinamiche del capacity market, con una maggiore concentrazione nelle aree del Nord Italia e in Sardegna, dove le aste hanno incentivato l’ingresso di nuova capacità.

Accanto a questo sviluppo si conferma però la presenza di una vasta base di accumuli distribuiti: circa 5 GW di sistemi di piccola e media taglia, che rappresentano una risorsa già disponibile ma ancora in gran parte sottoutilizzata dal punto di vista sistemico.

  

Dai 20 ai 70 GWh entro il 2030: la crescita prevista dello storage

Guardando al medio periodo, Zanellini ha richiamato gli scenari elaborati da Terna e Snam, nonché le indicazioni contenute nel PNIEC, che delineano una crescita significativa della capacità di accumulo nel sistema elettrico italiano.

Secondo queste analisi, l’Italia dovrà passare dagli attuali circa 20 GWh di accumulo elettrochimico a circa 70 GWh entro il 2030. Una crescita importante, che riflette soprattutto l’espansione prevista delle fonti rinnovabili, in particolare del fotovoltaico.

L’accumulo, ha ricordato Zanellini, non è un elemento primario del sistema energetico, ma una infrastruttura funzionale all’integrazione delle rinnovabili. Se cambia la distribuzione territoriale o il ritmo di crescita delle fonti rinnovabili, è naturale che cambino anche le esigenze di accumulo.

Da questo punto di vista non sorprende che gli scenari siano periodicamente aggiornati. Rispetto alle previsioni precedenti, ad esempio, la stima del fabbisogno di accumulo è stata ridotta di circa 20 GWh, ma ciò non rappresenta un segnale negativo: è semplicemente il risultato dell’evoluzione delle ipotesi di sviluppo delle rinnovabili.

 

Time shifting, overgeneration e limiti tecnologici

Un passaggio particolarmente interessante dell’intervento di Zanellini riguarda l’analisi del ruolo dello storage nel funzionamento del sistema elettrico.

L’accumulo svolge innanzitutto una funzione di time shifting, cioè di spostamento dell’energia nel tempo. Tuttavia, non tutte le scale temporali presentano lo stesso grado di maturità tecnologica.

Secondo le analisi di sistema richiamate nel corso del convegno:

• il time shifting giornaliero è oggi tecnicamente ed economicamente gestibile con le batterie;
• lo spostamento settimanale presenta costi più elevati;
• lo spostamento stagionale, almeno con le tecnologie elettrochimiche attuali, risulta ancora difficilmente sostenibile.

Per questo motivo gli scenari al 2030 puntano soprattutto su accumuli in grado di gestire la variabilità giornaliera della produzione rinnovabile.

Un altro elemento interessante riguarda il tema della overgeneration, cioè della produzione rinnovabile eccedente rispetto alla domanda. Secondo alcune analisi di Terna, eliminarla completamente potrebbe risultare economicamente inefficiente, perché richiederebbe investimenti molto elevati in accumulo e infrastrutture di rete.

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Time shifting dell’energia: perché lo storage è fondamentale per le rinnovabili

Uno dei principali servizi offerti dai sistemi di accumulo è il cosiddetto time shifting, cioè la capacità di spostare l’energia nel tempo, immagazzinando la produzione quando è abbondante e rilasciandola quando la domanda è più elevata.

Non tutte le scale temporali presentano però lo stesso livello di maturità tecnologica ed economica:

• Time shifting giornaliero
  È il caso più comune: l’energia prodotta nelle ore centrali della giornata (ad esempio da impianti fotovoltaici) viene accumulata e rilasciata nelle ore serali. Le batterie elettrochimiche rappresentano oggi la soluzione tecnologica più diffusa ed efficiente per questo tipo di applicazione.
• Time shifting settimanale
  Lo spostamento dell’energia su periodi di alcuni giorni è tecnicamente possibile, ma comporta costi più elevati e richiede sistemi di accumulo con maggiore capacità energetica.
• Time shifting stagionale
  Consiste nello stoccare energia prodotta in una stagione per utilizzarla mesi dopo. Con le tecnologie elettrochimiche attuali questa soluzione risulta ancora economicamente difficile e richiede lo sviluppo di tecnologie di accumulo di lunga durata (Long Duration Energy Storage).

Per questo motivo, negli scenari energetici al 2030, il ruolo principale dello storage è quello di gestire la variabilità giornaliera delle fonti rinnovabili, in particolare del fotovoltaico.

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Capacity market e MACSE: i meccanismi di mercato sotto osservazione

Un capitolo importante dell’intervento di Zanellini è stato dedicato ai meccanismi di mercato che sostengono gli investimenti nello storage.

Il primo è il capacity market, che nelle ultime aste ha premiato in larga parte nuovi impianti di accumulo. Secondo Zanellini questo rappresenta un segnale molto interessante: il mercato stesso sta indicando che lo storage può svolgere un ruolo rilevante nell’adeguatezza del sistema.

Il secondo strumento è il MACSE (Mercato a Termine della Capacità di Stoccaggio), la cui prima asta si è svolta nel settembre 2025. L’esito è stato positivo sul piano economico, con prezzi competitivi rispetto alle attese, ma ha anche evidenziato alcune criticità.

In particolare, a fronte di 10 GWh di capacità approvvigionata, la potenza associata è risultata pari a 1,7 GW, segno di un meccanismo ancora troppo polarizzato sull’energia accumulata rispetto alla potenza disponibile.

Secondo Zanellini, se si vuole che il MACSE contribuisca in modo più efficace all’adeguatezza del sistema, sarà necessario intervenire sui coefficienti che regolano il rapporto tra energia e potenza.

MACSE: cos’è il mercato a termine della capacità di stoccaggio
Il MACSE (Mercato a Termine della Capacità di Stoccaggio Elettrico) è il meccanismo introdotto in Italia per approvvigionare nuova capacità di accumulo destinata a supportare l’integrazione delle fonti rinnovabili e la stabilità del sistema elettrico.
Gestito da Terna, il MACSE prevede aste competitive attraverso le quali gli operatori offrono capacità di stoccaggio disponibile per il sistema in un determinato orizzonte temporale. Gli impianti selezionati ricevono una remunerazione per la disponibilità della capacità, a fronte dell’obbligo di garantire determinati servizi di sistema.
Il meccanismo ha l’obiettivo di:
▶ favorire lo sviluppo di nuovi sistemi di accumulo utility scale;
▶ garantire flessibilità e adeguatezza della rete;
▶supportare l’integrazione di grandi volumi di energia rinnovabile non programmabile.
La prima asta MACSE, svolta nel settembre 2025, ha consentito di approvvigionare circa 10 GWh di capacità di accumulo, segnando un passaggio importante nella costruzione del mercato italiano dello storage

  

Il rischio di remunerare due volte la stessa prestazione

Uno dei passaggi più critici dell’intervento riguarda la possibile sovrapposizione tra i diversi meccanismi di mercato.

Capacity market e MACSE, pur avendo finalità diverse, rischiano in alcuni casi di approvvigionare prestazioni simili. Dal punto di vista fisico, infatti, un sistema BESS è la stessa macchina indipendentemente dal mercato in cui è selezionato.

Questo significa che la distinzione tra flessibilità e adeguatezza non è sempre così netta come appare nei modelli di mercato. Secondo Zanellini, occorre quindi evitare il rischio di remunerare due volte la stessa funzione, introducendo inefficienze nel sistema.

 

Valorizzare la flessibilità diffusa

Nella parte finale del suo intervento Zanellini ha richiamato l’attenzione su un tema spesso trascurato: la flessibilità distribuita.

In Italia esiste già una base significativa di accumuli collegati alla rete di distribuzione, ma il loro contributo al sistema è ancora limitato. Secondo ANIE, questa risorsa potrebbe essere valorizzata attraverso strumenti di aggregazione e nuovi meccanismi di mercato.

Il punto, ha sottolineato Zanellini, è che la tecnologia esiste e gli strumenti regolatori sono in gran parte già disponibili. Ciò che manca è una domanda più esplicita di flessibilità da parte dei gestori di rete.

Se questo passaggio verrà compiuto, lo storage potrà svolgere un ruolo ancora più rilevante nella gestione del sistema elettrico.

   

Storage, industria e competitività europea

Accanto alle questioni regolatorie e di mercato, il convegno ha dedicato spazio al tema della filiera industriale europea dello storage.

Nel confronto tra Matteo Lionetti e Davide Tinazzi, coordinatori dei segmenti utility scale e small/medium scale del Gruppo Accumuli ANIE, è emersa con forza l’esigenza di trovare un equilibrio tra competitività dei progetti e rafforzamento dell’industria europea.

Secondo i relatori, la costruzione di una filiera europea dello storage è un obiettivo strategico, ma deve avvenire in modo graduale e realistico, partendo dai segmenti della catena del valore in cui l’industria europea è già presente.

Allo stesso tempo, è necessario che il mercato riconosca pienamente il valore dei sistemi di accumulo. Non solo come strumenti per aumentare l’autoconsumo, ma come tecnologie capaci di fornire servizi avanzati al sistema elettrico: bilanciamento, flessibilità, stabilità della rete e integrazione delle rinnovabili.

 

Storage e transizione energetica: una tecnologia ormai imprescindibile

Dal confronto tra operatori, industria e istituzioni emerge un quadro ormai chiaro: lo storage è entrato definitivamente nella fase della maturità industriale e sistemica.

La tecnologia esiste, il mercato sta crescendo e la domanda di flessibilità del sistema elettrico è destinata ad aumentare con l’espansione delle rinnovabili.

La vera sfida riguarda ora il contesto regolatorio e di mercato. Servono regole più stabili, strumenti di approvvigionamento coerenti e una strategia industriale capace di rafforzare la filiera europea.

Se queste condizioni verranno soddisfatte, i sistemi di accumulo potranno diventare una delle infrastrutture fondamentali del nuovo sistema energetico europeo.

E, come emerso dal dibattito, la transizione energetica passerà inevitabilmente anche dalla capacità di integrare rinnovabili e storage in modo efficiente, stabile e competitivo.