Il mercato italiano si è posizionato come hub strategico per l’accumulo. Merito anche dei meccanismi di supporto e della strategia di operatori di settore, come Enel, che hanno acquisito know-how e investito in tecnologia. Basti pensare che solo negli ultimi tre anni, la capacità rinnovabile installata del Gruppo in Italia è aumentata del 15%, arrivando a circa 17 GW a fine 2025
Il boom globale dei sistemi di accumulo BESS
Anche in Italia è un concetto ormai insostituibile: non si può prescindere dall’espansione delle rinnovabili. Per l’economia, per lo sviluppo, per le imprese, per i consumi delle famiglie e più in generale per il sistema-Paese. In un’epoca in cui la geopolitica e i cambiamenti climatici rendono sempre più preziosa e necessaria la componente energia, occorre procedere a passo spedito verso il raggiungimento della transizione energetica e la decarbonizzazione. E occorre farlo in fretta. Lo hanno capito bene e per tempo anche le principali utility del nostro Paese, come Enel, che lavorano per far sì che l’energia pulita e “green” diventi sempre più dominante.
Negli ultimi tre anni, infatti, la capacità rinnovabile installata da Enel in Italia è aumentata del 15%, arrivando a circa 17 GW a fine 2025, un deciso cambio di passo considerando che nel periodo 2013-2022 era diminuita del 4%. Negli ultimi tre anni anche a livello di Gruppo la capacità rinnovabile installata è aumentata di circa il 15%, arrivando a un totale di 68 GW, con la previsione di aggiungere ulteriori 15 GW entro il 2028 grazie a 20 miliardi di investimenti. Un incremento che è andato di pari passo con il miglioramento dei risultati economico-finanziari del Gruppo. Tra le principali direttrici di questo cambiamento c’è il settore dell’accumulo, ormai entrato nel vocabolario comune del settore grazie ai BESS.
I sistemi di accumulo tramite batterie (BESS – Battery Energy Storage Systems) rappresentano, infatti, oggi la tecnologia energetica in più rapida crescita a livello globale. Lo confermano i dati dell’Agenzia internazionale dell’Energia, secondo cui solo lo scorso anno sono stati installati nel mondo 108 GW di nuovi stoccaggi elettrochimici: il 40% in più rispetto al 2024 e addirittura il 1100% in più rispetto al 2021.
Il motivo di questo successo non è un mistero. Con la progressiva diffusione degli impianti eolici e fotovoltaici, i BESS sono diventati uno degli strumenti critici per la stabilizzazione della rete e il raggiungimento dei target di decarbonizzazione. Da un lato permettono di superare il limite strutturale della non programmabilità delle fonti rinnovabili, agendo come una sorta di “power bank” di scala industriale, dall’altro garantiscono la resilienza del sistema elettrico, riducendo contestualmente la necessità di ricorrere a impianti di backup alimentati da combustibili fossili.
In questo scenario di crescita globale ci sono, tuttavia, paesi che stanno facendo meglio di altri. Cina a parte, che sulla distribuzione delle tecnologie pulite gioca ormai una partita a sé, i mercati più dinamici sono essenzialmente due: quello statunitense (+18,9 GW nel 2025) e quello europeo (+9,4 GW).
BESS, il modello California
Negli States la California è leader assoluta della crescita, al punto da essere divenuta un modello da imitare. Basti pensare che solo nel 2020 il California Independent System Operator (CAISO), l’operatore della rete di trasmissione, disponeva di quasi 1 GW di capacità di accumulo a batteria connessa; alla fine del 2025, tale cifra era cresciuta a oltre 16,9 GW, e oggi i BESS californiani rappresentano circa il 12% della capacità nominale del sistema. Un tasso di penetrazione senza eguali in qualsiasi altro mercato energetico statunitense, merito di una serie di normative, riforme di mercato ed esigenze di affidabilità legate alla massiccia sovrapproduzione fotovoltaica durante il giorno e a un rapido aumento della domanda al tramonto.
Ora il mercato dell’energy storage californiano è maturato al punto da rispondere dinamicamente ai segnali di mercato e di offrire valore di capacità indipendentemente dal momento in cui l’energia viene generata, passando dai soli accumuli legati ai progetti rinnovabili ai grandi BESS di rete.
Basti pensare che nel 2025, le batterie californiane hanno fornito regolarmente quasi un quinto della domanda di elettricità durante i picchi serali, limitando sempre di più la necessità di ricorrere al gas, e divenendo un un punto di riferimento globale per molti altri mercati, Italia compresa.
L’accumulo a batteria in Italia
Secondo il think tank Ember, il Belpaese sta ricalcando il “modello California“, mettendo l’accumulo a batteria su una traiettoria di crescita accelerata.
I numeri parlano da soli. Lo scorso anno la potenza degli accumuli elettrochimici in Italia è aumentata di 1,7 GW (+ 4,8 GWh la capacità), arrivando ad un totale cumulato di circa 7,4 GW. A titolo di confronto, nel 2022 vantava appena una capacità cumulata di 2,75 GWh per una potenza complessiva di 1,53 GW. Oggi l’Italia gestisce circa il 20% della capacità operativa dei grandi impianti a batterie dell’Unione Europea, con 1,9 GW installati e una pipeline di sviluppo che prevede ulteriori 10 GW di progetti autorizzati o in costruzione.
Secondo gli analisti di Aurora Energy Research, le leve che alimentano questo trend ci hanno resi uno dei mercati BESS più attrattivi d’Europa insieme a Germania e Gran Bretagna, e il secondo per rapidità di crescita nell’Unione europea.
Ma come siamo arrivati a questo punto? E quali sono le prospettive per il mercato nazionale? Per comprenderlo dobbiamo guardare a due elementi in particolare: i meccanismi di supporto e gli operatori di settore.
Le leve della crescita
Al pari di quanto avvenuto in California, anche in Italia l’accelerazione dei grandi BESS è stata sostenuta da una serie di riforme che favoriscono l’integrazione dello storage nei meccanismi di mercato. Uno di questi è sicuramente il MACSE, acronimo di Mercato di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico e strumento cardine per la remunerazione della capacità nel lungo termine e principale leva di mercato per i BESS di grande taglia assieme al Capacity Market.
Con 10 GWh di capacità d’accumulo già assegnati e altri 16 GWh previsti in gara a settembre 2026, il MACSE si è dimostrato da subito efficace nell’attrarre capitali grazie ad un’architettura finanziaria che bilancia stabilità e rendimento. Gli sviluppatori beneficiano infatti di una remunerazione fissa garantita per quindici anni, a cui si aggiunge il 20% dei profitti generati sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) e la possibilità di operare liberamente sul mercato al termine del periodo contrattuale. Al contempo Terna si approvvigiona della capacità di storage necessaria a migliorare l’integrazione delle FER in rete focalizzandosi su aree cruciali – Sud e Isole – per risolvere le congestioni legate a fotovoltaico ed eolico, e quindi, di conseguenza, di ottimizzare i costi di gestione del sistema elettrico e ridurre gli oneri energetici.
Ad accrescere la redditività e la competitività commerciale dei BESS è oggi anche l’adozione dei prezzi all’ingrosso con intervalli di quindici minuti, che si integra in modo ottimale con la rapidità e l’efficienza dei sistemi BESS. Rispetto alle centrali tradizionali, i sistemi di storage a batteria rispondono in modo immediato alle variazioni della rete catturando le repentine oscillazioni tra domanda e offerta che prima venivano diluite su archi temporali più lunghi, e permettendo quindi di valorizzare economicamente questa prontezza, oltre ovviamente ad efficientare la gestione dei picchi di consumo e la stabilità del sistema energetico.
I risultati? È ancora presto per eguagliare la California, ma la strada sembra la medesima. Nella seconda metà del 2025, i sistemi di accumulo italiani hanno contribuito a soddisfare la domanda nelle ore di picco dei consumi di gas, una tendenza che potrebbe accelerare rapidamente con la realizzazione dei progetti in pipeline. La quota appare ancora bassa (a settembre 2025 si attestava su un 3% della domanda nella fascia tra le 19:00 e le 20:00), ma è destinata ad aumentare, riducendo di conseguenza il potere di mercato degli impianti che attualmente fissano il prezzo e abbassando così i prezzi dell’elettricità all’ingrosso.
Il ruolo dell’innovazione made in Italy
Le riforme strutturali tuttavia non spiegano tutto. Parte della crescita dello stoccaggio elettrochimico in Italia, nel segmento dei grandi impianti, si deve anche a chi ha saputo guardare oltre i target di capacità fissati a livello nazionale, adottando strategie orientate al mercato libero e valorizzando la flessibilità e la capacità di rispondere tempestivamente ad eventuali criticità del sistema.
E c’è chi come Enel lo ha fatto muovendosi in anticipo e puntando sull’innovazione tecnologica come fattore primario. Il parallelismo è interessante dal momento che il Gruppo guidato da Flavio Cattaneo è una delle realtà che hanno contribuito all’energy storage applicando un modello fatto di innovazione e know-how. Lo stesso che ha attuato entro i confini nazionali e con cui oggi ha raggiunto 3,4 GW di capacità BESS operativa a livello globale, di cui 1,5 GW negli Stati Uniti, 0,2 GW in Cile.
In Italia, in particolare, c’è stato un aumento significativo della capacità che ha raggiunto 1,8 GW – gestiti in gran parte dalla società Enel Libra Flexsys – rispetto ai circa 1,2 GW del 1Q 2025, con un incremento di oltre il 50% anno su anno.
Oggi la società – che ha inserito i BESS tra gli elementi centrali della propria strategia per la transizione energetica – mostra come massimizzare il valore dei progetti aumentando al tempo stesso la resilienza di rete e imprese. Un esempio è il progetto BESS4HYDRO, che ha sperimentato l’integrazione di una batteria al litio da 4 MW (con un’autonomia di 2 ore) in un impianto idroelettrico a bacino situato a Dossi, in provincia di Bergamo.
L’idea alla base dell’iniziativa era quella di combinare idroelettrico e storage per migliorare la capacità di risposta agli sbalzi e ai picchi della rete elettrica, rendendo il sistema più resiliente e meno dipendente dalle fonti fossili. Nella pratica, tuttavia, ha garantito alcuni benefici in più.
L’integrazione permette alla batteria di operare come un “secondo bacino virtuale” al fine di ottimizzare l’uso dell’acqua e aumentare la capacità di stoccaggio. Non solo. Delegando all’accumulo elettrochimico la gestione dei servizi di rete, le turbine idroelettriche non devono più subire continue variazioni di carico e possono funzionare in modo costante al loro massimo rendimento termodinamico. Questo esercizio lineare riduce le sollecitazioni meccaniche sui componenti idraulici, diminuisce l’usura complessiva dei macchinari e ne prolunga la durata nel tempo.
Il progetto, che ha ricevuto il riconoscimento dell’Innovation Fund europeo e il sigillo STEP (Strategic Technologies for Europe Platform), dovrebbe entrare in esercizio nella primavera-estate del 2026.
