Presentato oggi a Vicenza, nell’ambito della prima edizione di SSEC – Storage & Solar Expo Conference, lo studio “Rinnovabili, flessibilità ed innovazione: i nuovi modelli di business per produttori e industrie”, presentato da Marco Carta, Amministratore Delegato di AGICI (foto).
- Entro il 2030 l’Italia potrebbe raggiungere 131 GW di potenza rinnovabile installata e avrà bisogno di circa 122 GWh di capacità di accumulo, di cui 72 GWh riconducibili a nuova capacità elettrochimica, per gestire la crescente variabilità della produzione da fotovoltaico ed eolico.
- Il rapporto tra rischio e rendimento nello stoccaggio non è lineare:
- gli accumuli stand-alone sostenuti da meccanismi che garantiscono ricavi più stabili presentano rischi e rendimenti contenuti, mentre le configurazioni interamente esposte al mercato assumono rischi maggiori senza ottenere ritorni proporzionalmente più elevati.
- l’abbinamento tra una batteria e un sito di consumo è la configurazione più redditizia tra quelle analizzate: combinando più servizi di flessibilità, il ritorno sull’investimento può superare il 9%. Anche l’integrazione tra fotovoltaico e batterie migliora la redditività rispetto al solo impianto fotovoltaico, seppure in misura più contenuta.
Vicenza, 23 settembre 2026 – La rapida crescita delle fonti rinnovabili sta modificando profondamente il funzionamento del sistema elettrico. A trainare l’aumento della capacità installata è soprattutto il fotovoltaico, con una produzione che tende a concentrarsi nelle stesse ore della giornata e nei periodi di maggiore insolazione. Il risultato è un sistema in cui, proprio nelle ore centrali e nei mesi di maggiore produzione solare, può ampliarsi il divario tra l’energia prodotta e quella richiesta dal sistema.
Cresce così il fabbisogno di flessibilità, vale a dire la capacità del sistema di assorbire l’energia prodotta in eccesso, immagazzinarla e renderla disponibile quando necessario. È in questo scenario che si inserisce il nuovo studio di AGICI “Rinnovabili, flessibilità ed innovazione: i nuovi modelli di business per produttori e industrie”, dedicato al mercato italiano ed europeo, all’evoluzione delle tecnologie, al quadro regolatorio e ai profili di rischio e rendimento delle principali soluzioni.
Una batteria può infatti essere utilizzata in configurazioni molto diverse: come impianto stand-alone di grande taglia, abbinata a un sito industriale o commerciale oppure integrata con un impianto di produzione da fonti rinnovabili. A seconda della configurazione può inoltre accedere a meccanismi di remunerazione e mercati differenti. Lo studio AGICI sistematizza questo quadro articolato e mette a confronto i diversi modelli per individuare quelli che offrono oggi il miglior equilibrio tra rischio e rendimento.
Questi i temi al centro delle due tavole rotonde dell’evento, dedicate rispettivamente agli accumuli e alle soluzioni di flessibilità di grande taglia e alle applicazioni presso i clienti finali, con particolare riferimento all’installazione di batterie in siti industriali e della grande distribuzione.
Rischio e rendimento: l’integrazione fa la differenza
Lo studio confronta sistemi di accumulo a batteria, o BESS, pompaggi idroelettrici, fotovoltaico ed eolico, insieme alle principali configurazioni ibride. La prima evidenza che emerge è che un rischio maggiore non determina necessariamente un rendimento più elevato.
Da un lato, i grandi accumuli stand-alone sostenuti da meccanismi che assicurano ricavi più stabili – come il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE), dedicato alla nuova capacità di stoccaggio – presentano un profilo di rischio contenuto, ma anche livelli di rendimento limitati. Dall’altro, le configurazioni full merchant, interamente esposte ai prezzi di mercato, assumono rischi sensibilmente maggiori senza ottenere, allo stato attuale, ritorni proporzionalmente più elevati. Più in generale, anche batterie e pompaggi stand-alone faticano ancora a produrre ritorni particolarmente attrattivi.
Il quadro cambia soprattutto quando l’accumulo viene integrato con i consumi e può svolgere più funzioni. Una batteria installata presso un sito industriale o commerciale raggiunge un ritorno sull’investimento di circa il 6% attraverso la partecipazione al servizio di ex interrompibilità, che remunera la disponibilità a modulare rapidamente i consumi. Considerando anche il servizio di modulazione dei prelievi, il ROI stimato supera il 9%.
A determinare questo risultato è il cosiddetto revenue stacking, cioè la possibilità di combinare sullo stesso impianto più servizi e differenti fonti di ricavo. Il modello presenta tuttavia un elemento di incertezza: alcuni di questi servizi vengono assegnati attraverso aste annuali, una durata che rende meno prevedibili le entrate nel medio-lungo periodo e può complicare la pianificazione degli investimenti.
Fotovoltaico e batterie, un vantaggio più contenuto
Il vantaggio dell’integrazione non è uguale in tutte le configurazioni. Se l’abbinamento tra batteria e sito di consumo produce il risultato più rilevante, anche associare un sistema di accumulo a un impianto fotovoltaico migliora il rendimento rispetto al solo fotovoltaico, ma in misura più contenuta.
La condivisione del terreno, della connessione alla rete e di altre infrastrutture permette infatti di contenere i costi complessivi. Nel modello elaborato da AGICI, il costo di investimento della batteria nella configurazione ibrida è inferiore del 15% rispetto al caso stand-alone. L’energia accumulata può inoltre essere venduta nelle ore in cui i prezzi sono più elevati, spostandone l’immissione sul mercato verso i momenti più remunerativi.
Il beneficio aumenta al crescere della potenza della batteria e delle opportunità di arbitraggio disponibili. Gli impianti rinnovabili sostenuti dal meccanismo incentivante FER X mantengono invece un profilo di rischio contenuto e buoni livelli di rendimento anche senza i ricavi derivanti dai servizi di flessibilità. La partecipazione al mercato del bilanciamento può aumentare ulteriormente le entrate, ma anche la loro volatilità.
Più rinnovabili, più bisogno di flessibilità
La necessità di sviluppare queste soluzioni è destinata ad aumentare insieme alla capacità rinnovabile installata. Tra il 2022 e il 2025 la potenza fotovoltaica in Italia è cresciuta di circa il 75%. Per raggiungere gli obiettivi previsti dal PNIEC al 2030, il fotovoltaico dovrebbe continuare ad aumentare mediamente del 12,7% all’anno, mentre per l’eolico sarebbe necessario un incremento medio annuo del 15,7%.
Ipotizzando una crescita lineare, nel 2030 l’Italia potrebbe disporre di un parco rinnovabile di circa 131 GW, composto da 79 GW di fotovoltaico, 28 GW di eolico, 19 GW di idroelettrico e circa 5 GW riconducibili ad altre fonti. I gigawatt misurano la potenza complessiva degli impianti, cioè quanta potenza possono mettere a disposizione del sistema in un determinato momento.
Più capacità rinnovabile significa però anche più energia da gestire nei momenti in cui la produzione si concentra. Quando il fotovoltaico produce più di quanto il sistema richieda, gli accumuli possono assorbire l’eccesso e restituirlo alla rete nelle ore successive, limitando gli sprechi di produzione, riducendo il ricorso agli impianti termoelettrici e contribuendo alla sicurezza del sistema.
Lo scenario di riferimento richiamato dallo studio individua per il 2030 un fabbisogno complessivo di circa 122 GWh di capacità di accumulo. Si tratta di una grandezza diversa dai 131 GW: se questi ultimi descrivono la potenza degli impianti rinnovabili, i gigawattora indicano invece quanta energia batterie e pompaggi dovranno essere in grado di immagazzinare e successivamente restituire alla rete.
Dei 122 GWh complessivi, 50 GWh saranno assicurati dai pompaggi idroelettrici già esistenti, mentre circa 72 GWh dovranno provenire da nuova capacità elettrochimica: 50 GWh da impianti di grande scala, 14 GWh da accumulo distribuito e 8 GWh da capacità aggiudicata attraverso il Capacity Market.
La nuova capacità sarà concentrata soprattutto nelle aree caratterizzate dalla maggiore espansione di fotovoltaico ed eolico. Sud, Sicilia e Sardegna assorbiranno complessivamente circa due terzi del fabbisogno, confermando il ruolo degli accumuli nella gestione locale degli eccessi di produzione.
Sistema Italia catalizzatore di investimenti in stoccaggio, in un contesto globale in forte crescita
Le strategie delle principali imprese energetiche confermano la crescente centralità dello storage. Il 90% degli operatori analizzati da AGICI include lo stoccaggio elettrochimico nel proprio portafoglio, con il 50% che dispone di capacità BESS, per un totale di circa 13 GW nel 2025. Quasi il 20% della capacità è localizzato in Italia, mentre la parte restante si concentra soprattutto in Nord America e Australia. Sul fronte dei pompaggi idroelettrici, la capacità supera invece i 19 GW ed è distribuita tra diversi mercati europei.
Anche la prima asta dedicata all’approvvigionamento di lungo termine di nuova capacità di stoccaggio segnala un’accelerazione del mercato italiano, pur evidenziando una forte concentrazione dei progetti. Sono stati assegnati circa 1,5 GW e 10 GWh, distribuiti tra 14 impianti e sette aggiudicatari, per investimenti complessivi stimati in circa un miliardo di euro. Oltre la metà della capacità selezionata è localizzata in Puglia, seguita da Basilicata e Isole.
Le condizioni per trasformare il fabbisogno in investimenti
La crescita degli accumuli dovrà però essere accompagnata da un’evoluzione parallela delle regole e delle infrastrutture. Tra gli interventi prioritari individuati dallo studio figura il completamento della disciplina dei mercati locali gestiti dagli operatori delle reti di distribuzione, con criteri omogenei per l’acquisto dei servizi e un maggiore coordinamento con la rete di trasmissione nazionale.
Lo studio AGICI sottolinea inoltre la necessità di semplificare l’accesso al mercato per gli aggregatori – i soggetti che coordinano più risorse diffuse – per i consumatori industriali e per le comunità energetiche, riducendo gli ostacoli amministrativi e finanziari e introducendo servizi di durata più breve, adatti anche a risorse disponibili soltanto in determinate ore o periodi dell’anno.
A questi interventi si aggiungono la revisione del regime che disciplina gli impianti indispensabili alla sicurezza del sistema, orientandolo verso meccanismi maggiormente competitivi, il rafforzamento dei segnali di prezzo territoriali e l’accelerazione degli investimenti nelle infrastrutture digitali: misuratori intelligenti, piattaforme di mercato in tempo reale e strumenti avanzati per prevedere la produzione rinnovabile e la domanda.
«Oggi operatori e clienti si muovono in un quadro molto articolato di tecnologie, mercati e meccanismi di remunerazione. Lo studio mostra che il rapporto tra rischio e rendimento non è scontato e che proprio l’integrazione tra accumuli, consumi e produzione rinnovabile può aprire le prospettive più interessanti», ha commentato Marco Carta, Amministratore Delegato di AGICI. «Per trasformare questo potenziale in investimenti serve però un quadro regolatorio più completo e stabile, che favorisca la partecipazione di nuovi soggetti e renda più prevedibili i flussi di ricavo. A questo devono affiancarsi una maggiore digitalizzazione delle reti e segnali di prezzo capaci di indirizzare le risorse dove possono offrire il contributo maggiore al sistema».
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