Sistemi di accumulo e flessibilità di rete: quali scenari regolatori e industriali per il 2026?

La crescente penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili impone una revisione strutturale del sistema elettrico. In questo scenario, i sistemi di accumulo assumono un ruolo centrale per garantire stabilità di rete, adeguatezza di potenza e gestione efficiente della flessibilità.

Il tema sarà al centro dell’appuntamento in programma a KEY - The Energy Transition Expo, evento organizzato da ANIE, che riunirà istituzioni, operatori e industria per analizzare il nuovo quadro regolatorio e le prospettive della filiera dello storage in Italia e in Europa.

In vista dell’incontro, approfondiamo i principali nodi tecnici e industriali insieme a Raffaello Teani, Presidente del Gruppo Accumuli di ANIE Federazione, che nell’intervista che segue offre una lettura puntuale delle criticità normative, dei meccanismi di mercato e delle opportunità di sviluppo per il settore.

Sistemi di accumulo e stabilità della rete elettrica: potenza, energia e tempi di risposta nei servizi ancillari

Stefania Alessandrini
In che modo i sistemi di accumulo contribuiscono oggi a stabilità di rete, adeguatezza di potenza e integrazione delle rinnovabili, e quali grandezze tecniche ne evidenziano il valore (potenza, energia, tempi di risposta)?

Raffaello Teani
I sistemi di accumulo giocano un ruolo centrale nel garantire stabilità della rete elettrica, adeguatezza della potenza e una maggiore integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili. I sistemi di accumulo, però, possono avere caratteristiche tecnologiche diverse.

Si passa da quelli storici a pompaggio a quelli più moderni come supercondensatori, batterie a volano, batterie ad aria compressa, accumuli a CO₂, accumuli termici, idrogeno e batterie elettrochimiche tra cui quelle più note sono le batterie a flusso e quelle agli ioni di sodio o di litio.

I pompaggi e le batterie elettrochimiche agli ioni di litio sono le tecnologie più diffuse non solo in Italia, ma anche nel resto del mondo.

Focalizzandoci sulle batterie agli ioni di litio, dal punto di vista della stabilità di rete, esse forniscono servizi ancillari globali e locali con tempi di risposta estremamente più rapidi - anche nell’ordine di millisecondi - rispetto ai pompaggi nel fornire regolazione primaria e secondaria di frequenza, controllo della tensione, inerzia sintetica, servizi di regolazione ultrarapida di frequenza, servizi di bilanciamento. Questa rapidità consente di contrastare squilibri istantanei tra domanda e offerta, aumentando la resilienza della rete.

Sul piano dell’adeguatezza, le batterie agli ioni di litio contribuiscono alla sicurezza del sistema garantendo capacità disponibile ad immettere energia elettrica in rete nei momenti di picco della domanda o in caso di indisponibilità improvvisa di altri impianti di generazione. In questo caso è determinate la combinazione tra la capacità che può essere immessa in rete (potenza in MW) e la durata dell’erogazione (energia in MWh).

Non va però sottovalutata la funzionalità bivalente del sistema di accumulo che può anche assorbire energia elettrica prelevandola dalla rete nei momenti di alta produzione da fonti rinnovabili intermittenti, come eolico e fotovoltaico, riducendo i fenomeni di curtailment di queste ultime.

Net-Zero Industry Act e filiera europea dei sistemi di accumulo: localizzazione produttiva e competitività industriale

Stefania Alessandrini
Quali effetti concreti potrà avere il Net Zero Industry Act sulla localizzazione produttiva, sulle catene di fornitura e sulla competitività industriale dei sistemi di accumulo in Europa e in Italia?

Raffaello Teani
Il Net Zero Industry Act (NZIA) è la normativa europea pensata per rafforzare la filiera interna delle tecnologie green e garantirne maggiore resilienza tecnologica in modo tale da arrivare a coprire al 2030 il 40% del fabbisogno europeo di queste tecnologie.

L’obiettivo è riportare in Europa una parte significativa della produzione di tecnologie strategiche, inclusi i sistemi di accumulo a batteria, riducendo così la dipendenza dai mercati extra UE e aumentando la sicurezza delle catene di approvvigionamento, tra cui anche quelle delle materie prime. Questo avverrà anche attraverso l’introduzione, nelle aste, di criteri di resilienza e sostenibilità, detti “criteri non di prezzo” che potrebbero premiare componenti realizzati all’interno dell’Unione Europea.

Tali misure possono stimolare nuovi investimenti industriali in Europa e in Italia e accrescere la competitività industriale che oggi soffre di una forte pressione concorrenziale, ma non costituiscono uno strumento adeguato a traguardare l’obiettivo. L’NZIA, infatti, esclude la partecipazione alle aste dei soli paesi da cui l’Europa importa più del 50% di un determinato componente tecnologico. Si tratta di un’esclusione sulla base del codice doganale dell’origine di importazione del prodotto.

Una politica industriale più adeguata allo scopo dovrebbe prevedere, invece e più semplicemente, volumi contingentati che portino gli investitori approvvigionarsi dalle aziende che hanno stabilimenti produttivi ubicati in Europa. Parallelamente, sarebbe opportuno promuovere, accanto ai poli produttivi, attività di ricerca e sviluppo, così da favorire l’innovazione industriale verso soluzioni tecnologiche sempre più performanti e sicure.

Normativa europea su autorizzazioni e accesso alla rete: RED III e servizi di flessibilità per gli accumuli

Stefania Alessandrini
Quali novità regolatorie europee incidono maggiormente su autorizzazione, connessione e accesso ai mercati dei servizi di rete per gli accumuli?

Raffaello Teani
L’Italia ha avviato il percorso di recepimento della direttiva europea in materia di fonti rinnovabili UE 2023/2413, la cosiddetta RED III, che raccomanda agli Stati membri di istituire un quadro che affronta gli ostacoli che ancora si frappongono al raggiungimento di un elevato livello di fornitura di energia elettrica da fonti rinnovabili - inclusi quelli relativi alle procedure di rilascio delle autorizzazioni - e allo sviluppo delle necessarie infrastrutture di trasmissione, distribuzione e stoccaggio, incluso lo stoccaggio dell’energia co-ubicato.

La Commissione Europea, infatti, sottolinea la necessità di accelerare e semplificare l’accesso alla rete, viste le congestioni esistenti e l’urgenza di espandere le infrastrutture di rete per accogliere accumuli e nuove rinnovabili. Lo storage viene così riconosciuto come tecnologia pienamente abilitata a fornire servizi di flessibilità e stabilizzazione della rete, in linea con il regolamento UE 2019/943.

Sistemi di accumulo in Italia: autorizzazioni, connessioni e criticità regolatorie per i progetti utility scale

Stefania Alessandrini
Dal punto di vista degli operatori, quali aspetti della regolazione nazionale rappresentano oggi i principali colli di bottiglia per lo sviluppo dei progetti storage?

Raffaello Teani
Dal punto di vista degli operatori, i principali ostacoli regolatori allo sviluppo dei progetti storage in Italia riguardano autorizzazioni, connessioni alla rete e accesso ai mercati.

Nonostante il TUFER (D.Lgs. 190/2024) abbia introdotto semplificazioni, per molti progetti di grande taglia l’iter di autorizzazione unica depositato prima della sua entrata in vigore è bloccato da anni al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE). Molti progetti poi sono impantanati nelle lunghe procedure di compatibilità ambientale presso il MASE perché abbinati ad impianti FER e, anche in questo caso, si parla di ritardi di anni.

Con riferimento alle connessioni, un elemento di incertezza riguarda la soluzione di connessione che potrebbe subire modifiche qualora, durante l’iter autorizzativo, i gestori delle infrastrutture di rete di distribuzione e di trasmissione comunicassero la saturazione del nodo di rete a cui si sarebbe dovuto connettere l’impianto di accumulo.

In questo caso bisognerà, pertanto, modificare la soluzione di connessione, riavviare l’iter di connessione e ripresentare nell’ambito del procedimento autorizzativo la relativa soluzione tecnica, con un conseguente allungamento dei tempi.

Per preservare diverse iniziative di investimento di grande taglia è auspicabile che si salvaguardino nel DL 21/2026 i progetti che abbiano già ottenuto parere positivo di compatibilità ambientale e una soluzione tecnica validata da Terna, in quanto non tutelare tali iniziative significherebbe compromettere la certezza del diritto e minare la fiducia degli investitori nel sistema autorizzativo italiano.

Per gli impianti di grande taglia, inoltre, ANIE ritiene opportuno che si revisioni la disciplina del MACSE introducendo per ogni zona di mercato elettrico un tetto massimo di capacità ed un tetto massimo di taglia di impianto aggiudicabili da un operatore. Riguardo invece il Capacity Market è in corso una consultazione di Terna volta ad aumentare il derating dei sistemi di accumulo a batteria.

Servizi di rete e valorizzazione economica dello storage: fast reserve, capacity market e MACSE

Stefania Alessandrini
Quali servizi di rete (bilanciamento, riserva, capacity market, congestion management) risultano oggi più rilevanti per la valorizzazione economica dei sistemi di accumulo?

Raffaello Teani
Sono i sistemi di accumulo elettrochimici di grande taglia che oggi trovano le maggiori opportunità nei servizi di rete. In particolare, quelli che richiedono rapidità di intervento, come ad es. la fast reserve, e una durata limitata. È in questo ambito che le batterie elettrochimiche riescono a dare il meglio: hanno tempi di risposta rapidissimi e una grande precisione nel modulare la potenza, qualità che le rendono molto competitive rispetto alle tecnologie tradizionali.

In linea generale, il business plan interamente a mercato di un operatore si basa sul revenue stacking, che però ha molte incognite per concretizzarsi effettivamente. Per questo motivo si adottano i meccanismi di supporto come quelli del capacity market e del MACSE.

Quest’ultimo è indirizzato prevalentemente al time shifting dell’energia elettrica, che testimonia il ruolo crescente nella gestione delle congestioni di rete (congestion management). Con la rapida crescita delle rinnovabili, le reti si trovano spesso sotto stress ed i sistemi di accumulo possono giocare un ruolo decisivo per alleviare le congestioni e ridurre il curtailment.

Integrazione storage–fotovoltaico ed eolico: configurazioni stand-alone, DC coupled e hybrid power plant

Stefania Alessandrini
Quali configurazioni impiantistiche risultano oggi più efficaci per l’integrazione storage–fotovoltaico/eolico in ambito utility scale e C&I?

Raffaello Teani
Le configurazioni più efficaci per integrare storage e rinnovabili, sia negli impianti utility scale sia in ambito C&I, dipendono dalla scala e dall’obiettivo dell’impianto.

A livello Utility Scale la configurazione più diffusa è quella stand-alone, mentre per il C&I è quella behind the meter, dove rinnovabili e batterie sono collocati e condividono lo stesso punto di connessione, sfruttando al meglio la capacità disponibile, massimizzando l’autoconsumo, riducendo i picchi di potenza in prelievo e aumentando la flessibilità grazie al time-shifting e fornendo servizi di rete.

Molto apprezzate, soprattutto nel fotovoltaico, sono poi le soluzioni DC coupled, i cui moduli e batterie sono collegati in corrente continua. In questo modo l’energia prodotta dal pannello può fluire direttamente nella batteria senza passare per la conversione AC, riducendo le perdite.

Nel caso degli impianti rinnovabili utility scale, ci si sta affacciando ad un modello più evoluto: le hybrid power plant. Si tratta di impianti ibridi con controllo centralizzato che permettono di rendere più stabile e programmabile la produzione. La co-locazione apre alle soluzioni di connessione flessibili, perché permette di modulare l’immissione di energia elettrica in rete in funzione della produzione dalle fonti rinnovabili.

Ma si parla anche di ibridizzazione tra fotovoltaico ed eolico: aspetto rilevante se si pensa al problema della saturazione virtuale dell’infrastruttura di rete, in quanto questa modalità permetterebbe di utilizzare lo stesso punto di connessione aumentando i volumi di energia immessi in rete a parità di potenza.

Accumuli utility scale e small/medium scale: differenze tecniche, regolatorie e modelli di business

Stefania Alessandrini
Quali differenze tecniche e regolatorie caratterizzano questi due segmenti in termini di modelli di business e ritorni attesi?

Raffaello Teani
Gli impianti di accumulo utility scale sono prevalentemente in configurazione stand-alone e, pertanto, sono direttamente connessi all’infrastruttura di rete e operano con modelli di business orientati ai mercati dell’energia e dei servizi di rete, con ritorni basati principalmente su vendite di energia e remunerazione dei servizi ancillari. I loro iter di connessione e autorizzazione sono sottoposti a procedure più complesse. Gli impianti connessi alla rete di trasmissione rispondono ai requisiti imposti dal Codice di rete di Terna tra cui l’Allegato A.79.

Gli impianti di accumulo small/medium scale sono co-locati con impianti a fonte rinnovabile e servono principalmente a ridurre i costi energetici del consumatore finale principalmente mediante autoconsumo. La regolazione per questa tipologia di impianti è generalmente più semplice e i modelli di business sono orientati al risparmio diretto più che alla partecipazione ai mercati dell’energia ed a quello dei servizi di rete. Gli impianti connessi alla rete di distribuzione rispondono ai requisiti imposti dalle norme tecniche CEI 0-16 per la media tensione e CEI 0-21 per la bassa tensione.

Sistemi di accumulo per le imprese: peak shaving, autoconsumo e partecipazione ai mercati elettrici

Stefania Alessandrini
Per un’azienda manifatturiera, quali benefici concreti offre lo storage in termini di riduzione dei picchi, autoconsumo e partecipazione ai mercati elettrici?

Raffaello Teani
Per un’azienda manifatturiera, lo storage consente di ridurre i picchi di domanda: la batteria si scarica nei momenti di maggiore assorbimento, evitando costi elevati legati alla potenza di punta. Inoltre, permette di massimizzare l’autoconsumo dell’energia prodotta da un eventuale impianto fotovoltaico, immagazzinando l’energia in eccesso e utilizzandola quando serve (il cosiddetto time-shifting) con un risparmio diretto in bolletta. Grazie al sistema di accumulo si può partecipare ai mercati elettrici immettendo l’energia quando il suo valore economico è più alto e prelevandola quando il suo valore è più basso. Infine, lo storage consente di fornire un più ampio ventaglio di servizi di rete al fine di generare una fonte aggiuntiva di ricavi.

Evoluzione tecnologica delle batterie: nuove chimiche, densità energetica ed EMS per lo storage

Stefania Alessandrini
Quali sviluppi ritiene più promettenti: nuove chimiche, maggiore densità energetica, aumento dei cicli di vita, integrazione con EMS e piattaforme digitali?

Raffaello Teani
Tra le innovazioni più promettenti nel settore si segnalano, nel breve periodo, i miglioramenti nella densità energetica, nella durata delle batterie e l’integrazione con sistemi di gestione intelligenti. Avere una maggiore densità energetica consente di ridurre l’impronta sul suolo, mentre avere un numero di cicli maggiore rende i progetti più affidabili. Questi due aspetti concorrono a ridurre i costi di investimento.

Allo stesso tempo, l’integrazione con sistemi di gestione energetica EMS e piattaforme digitali permette di ottimizzare automaticamente i cicli di carica e scarica, prevedere la produzione rinnovabile, interagire coi mercati elettrici e ridurre l’usura stessa della batteria. È uno dei progressi più immediati e visibili, che aumenta il valore del sistema anche senza cambiare la chimica della batteria.

Sul fronte tecnologico vero e proprio, si segnalano poi gli sviluppi legati alle nuove chimiche: soluzioni come le batterie al sodio, allo stato solido o basate su materiali alternativi, ma si tratta di tecnologie ancora in fase di maturazione. Anche sulla chimica agli ioni di litio vi sono sviluppi interessanti volti, ad esempio, a ridurne l’impronta ambientale: si pensi alle celle water-based.

Pianificazione energetica integrata: coordinamento tra reti, rinnovabili e sistemi di accumulo

Stefania Alessandrini
In che modo una pianificazione coordinata di reti, generazione e accumuli può favorire lo sviluppo industriale del settore?

Raffaello Teani
In primis occorre che si consolidino gli scenari. Infatti, comparando quelli elaborati da Terna-Snam del 2022 e del 2024 si registra una decurtazione del fabbisogno nazionale di capacità di accumulo da 95 a 75 GWh. La pianificazione rappresenta l’implementazione concreta dello scenario, e perché sia efficace è fondamentale che gli strumenti di policy — sia quelli a supporto della bancabilità dei progetti, sia quelli collegati all’NZIA, all’Industrial Accelerator Act europeo e al Made in UE — si stabilizzino, favorendo lo sviluppo industriale.

Il coordinamento è necessario perché si tratta di investimenti ingenti e nessuno può permettersi di sperperare denaro sia pubblico che privato. Bisogna sfruttare al massimo le peculiarità di questi diversi asset, che siano reti, fonti rinnovabili o accumuli.

Se si progetta la crescita delle fonti rinnovabili insieme allo sviluppo degli accumuli, la rete può essere dimensionata correttamente (e viceversa se si progetta la crescita di fonti rinnovabili e di infrastruttura di rete, lo sviluppo degli accumuli sarà consequenziale) e questo dà agli investitori un quadro molto più stabile e prevedibile. Inoltre, è importante che la crescita sia indirizzata a livello geografico, tant’è che sia nel decreto FER X che nel MACSE sono previsti requisiti locazionali. In tutto ciò riveste un ruolo fondamentale anche un’altra variabile da tenere in considerazione: la domanda elettrica.

Un altro aspetto importante è che una pianificazione integrata permette di coordinare gli investimenti pubblici e privati. Se reti, generazione ed accumuli seguono una traiettoria coerente, si riduce il rischio regolatorio ed aumentano gli investimenti generando un effetto volano per tutta la filiera industriale: produttori di tecnologie, costruttori di impianti, società di servizi, produttori di energia.

Infine, una pianificazione armonizzata favorisce la creazione di un ecosistema industriale più competitivo. Avere una visione condivisa sugli obiettivi e sulle priorità permette alle aziende di investire in capacità produttiva, innovazione e digitalizzazione, sapendo che troveranno un mercato stabile e in crescita.

Roadmap dello storage: confronto tra MASE, regolatori, TSO e industria

Stefania Alessandrini
Quanto è strategico il confronto tra MASE, regolatori, TSO e industria per definire una roadmap credibile sullo storage?

Raffaello Teani
Il confronto è assolutamente strategico. Oggi il settore evolve molto rapidamente, ma spesso le regole, le infrastrutture e i modelli di mercato non avanzano allo stesso ritmo. Avere un dialogo costante tra istituzioni e operatori permette, prima di tutto, di allineare visione e priorità: capire se e dove servirà più flessibilità, se e quali servizi di rete saranno maggiormente richiesti, se gli obiettivi di politica industriale sono perseguibili.

Il confronto è fondamentale anche per ridurre l’incertezza regolatoria, che è uno dei principali fattori che rallenta gli investimenti. Senza un quadro stabile e prevedibile – su autorizzazioni, connessioni, mercati e remunerazione dei servizi – la filiera fatica a crescere. Coinvolgere fin da subito TSO e regolatori permette di definire regole più aderenti alla realtà tecnica e operativa, evitando strozzature che spesso emergono solo nella fase di implementazione.

Dall’altra parte, l’industria può portare ai tavoli decisionali una conoscenza diretta delle tecnologie e dei costi, permettendo alle istituzioni di definire politiche davvero efficaci. Questo scambio rende più semplice costruire una roadmap realistica, condivisa e attuabile, capace non solo di favorire l’installazione di accumuli, ma anche di sostenere lo sviluppo di una filiera produttiva nazionale.

In sintesi, senza un confronto strutturato e continuo tra tutte le parti, il rischio è di avere regole che inseguono il mercato anziché guidarlo.

Sistemi di accumulo a KEY 2026: contenuti tecnici e utilità operativa per progettisti e operatori

Stefania Alessandrini
Quali contenuti tecnici distintivi emergeranno dal convegno e che utilità pratica avranno per progettisti e operatori?

Raffaello Teani
Il convegno offrirà una panoramica ampia sulle novità normative europee, con particolare attenzione a Grids Package, Electrification Action Plan, Energy Security Directive e Industrial Accelerator Act; un focus particolare riguarderà gli scenari futuri, anche se quest’anno sarà pubblicato il nuovo documento degli scenari Terna-Snam.

L’intervento di ANIE si concentrerà sullo stato dell’arte, sugli strumenti di supporto oggi disponibili, su proposte di modifica di alcuni strumenti di supporto per i tre segmenti di mercato: residenziale, commerciale&industriale ed utility scale. Nella tavola rotonda si approfondiranno gli argomenti di politica industriale per la crescita della filiera con particolare sguardo al Made in UE e all’NZIA e i meccanismi di supporto per gli impianti medium ed utility scale, la cui normativa è in fase di aggiornamento.

Dati dell’evento
▶ Data: 5 marzo 2026
▶ Orario: 10:30 – 12:00
▶ Luogo: KEY, Rimini Fiera – Sala Neri 2, Hall Sud

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