42 o 170 GWh? Quanto storage servirà davvero all’Italia

Aste FER X, Macse, Energy Release, futura architettura FER Z, impianti merchant, autoconsumo industriale, data center, mobilità elettrica e nuovi consumi flessibili spingono tutti nella stessa direzione: più rinnovabili, più elettrificazione, più variabilità e quindi più bisogno di accumulo.

Il periodo 2026-2030 sarà ricordato come il quinquennio nel quale il sistema elettrico italiano ha cambiato davvero faccia. Lo storage non sarà più considerato un accessorio del fotovoltaico, ma una infrastruttura trasversale del sistema elettrico: utile per l’adeguatezza, la stabilità della rete, il contenimento del curtailment, la valorizzazione dell’energia rinnovabile e la riduzione della dipendenza dal gas nelle ore critiche.

Ma quanto accumulo servirà davvero?

Il punto di partenza è Terna. Nel documento più recente sul fabbisogno di nuova capacità di stoccaggio al 2029, gli scenari indicati sono molto diversi: nella sensitivity conservativa, come sappiamo, il dimensionamento efficiente al 2030 è pari a 42±2 GWh, sostanzialmente in linea con l’ordine di grandezza del PNIEC; nel caso base, invece, Terna indica circa 104 GWh di accumuli al 2030, fino ad arrivare a circa 134 GWh al 2035, comprensivi dei 10 GWh già approvvigionati nella prima asta.

I 42 GWh di cui molti operatori parlano rappresentano quindi una base cauta, che guarda principalmente all’adeguatezza del sistema. I 104 GWh mostrano invece cosa potrebbe accadere quando si considerano in modo più completo i benefici dell’overgeneration evitata, il costo del gas, il valore dell’energia rinnovabile non tagliata, la riduzione dei costi delle batterie e il bisogno di flessibilità di un sistema elettrico sempre più rinnovabile.

Se guardiamo allo storage solo come capacità di sicurezza, il mercato sembra più piccolo. Se lo guardiamo come infrastruttura di integrazione delle rinnovabili, la scala cambia.

Una batteria, infatti, non serve solo a garantire adeguatezza nelle ore critiche. Serve ad assorbire energia rinnovabile che altrimenti verrebbe persa, ridurre congestioni, limitare la cannibalizzazione dei prezzi nelle ore solari, migliorare il profilo degli impianti rinnovabili, ridurre il ricorso al gas nelle rampe serali e rendere più bancabili nuovi investimenti merchant.

Ma perché allora Terna parla anche di 42 GWh per il 2030?

Perché Terna sta probabilmente procedendo per gradi. La prima asta Macse, con consegna 2028, ha assegnato 10 GWh di capacità. Per il 2029, Mase e Terna hanno approvato un ulteriore fabbisogno di 16 GWh. Ma se il caso base Terna porta già a 104 GWh al 2030, allora i 26 GWh complessivi tra 2028 e 2029 non sono il traguardo. Sono l’avvio del ciclo.

La questione centrale non è se lo storage avrà ancora spazio dopo il secondo Macse La questione è quanto velocemente questo spazio verrà riconosciuto dai meccanismi regolatori. Quando il fotovoltaico inizierà a correre davvero, il rischio non sarà avere troppe batterie. Il rischio sarà arrivare corti.

Il Rapporto Adeguatezza Italia 2025 di Terna conferma che a fine 2025 la capacità installata di eolico e solare è arrivata a 57 GW, a fronte di un target PNIEC 2030 pari a 107 GW. In cinque anni, quindi, il sistema dovrebbe compiere un salto enorme. Più cresce la quota di fonti rinnovabili non programmabili, più diventa necessario spostare energia nel tempo, ridurre gli sprechi e dare stabilità al mercato.

Il FER X, finalmente approvato, può trasformare una quota importante di progetti fermi in investimenti bancabili, stabilizzando i ricavi e migliorando la finanziabilità. Ma non elimina i problemi fisici dell’integrazione rinnovabile. Anzi, li rende più urgenti: se molti impianti fotovoltaici entrano insieme in esercizio, l’energia prodotta nelle ore solari dovrà essere assorbita, trasportata, valorizzata o tagliata. Per questo il FER X non è alternativo allo storage. È uno dei motivi per cui lo storage diventerà sempre più necessario.

Anche la dinamica dei costi spinge nella stessa direzione. Le batterie stanno diventando più competitive, bancabili e scalabili. Se il gas resta rilevante nel fissare il prezzo marginale e se il costo degli accumuli continua a scendere, aumenta il valore economico dell’energia rinnovabile non tagliata. E aumenta la quantità efficiente di storage che il sistema può assorbire.

È qui che lo scenario da oltre 100 GWh al 2030 diventa comprensibile: non perché qualcuno voglia “riempire l’Italia di batterie”, ma perché un sistema con più fotovoltaico, più volatilità, più congestioni potenziali e più elettrificazione avrà bisogno di molta più capacità di spostare energia dalle ore in cui vale poco alle ore in cui serve davvero.

Il Macse sarà il principale pilastro regolato dello storage italiano, soprattutto nel Sud e nel Centro-Sud. Ma non sarà tutto il mercato. Fuori dal Macse, e soprattutto nelle aree a maggiore produzione rinnovabile, cresceranno progetti merchant, ibridi, C&I, retail e strategie di portafoglio.

Il Capacity Market potrà attrarre alcuni BESS e contribuire alla bancabilità di diversi progetti, anche fuori dalle aree più esposte al Macse. Ma difficilmente potrà sostituirlo, perché remunera soprattutto il valore di adeguatezza, mentre una parte crescente del valore delle batterie sarà legata all’integrazione delle rinnovabili, alla gestione degli spread orari, alla riduzione del curtailment e alle strategie merchant.

E poi c’è il FER Z. Se il prodotto richiesto sarà assimilabile a un profilo rinnovabile più programmabile, non basterà installare fotovoltaico puro. Serviranno portafogli multi-tecnologia, sovradimensionamento, aggregazione e soprattutto storage. Se partirà con regole efficaci, potrà aggiungere un nuovo strato di domanda BESS tra il 2028 e il 2035.

Anche il mercato merchant spingerà nella stessa direzione. Se il prezzo dell’energia nelle ore solari scende, se aumentano curtailment e congestioni e se il Capex delle batterie continua a ridursi, il BESS diventa una copertura naturale del rischio merchant. Non tutti gli impianti installeranno storage, ma una parte crescente del nuovo fotovoltaico nascerà già pensando alla batteria.

Infine c’è il mercato distribuito. Lo storage residenziale e C&I non è equivalente a un BESS utility scale, ma resta una componente importante della flessibilità futura. Con autoconsumo, Industria 5.0, gestione della potenza impegnata, ricarica elettrica, pompe di calore, backup, tariffe dinamiche e volatilità del prezzo del gas, anche questo segmento può tornare a crescere in modo significativo.

Per tutte queste ragioni, penso che al 2030 la traiettoria più probabile va verso 80-110 GWh complessivi, mentre se ci spingiamo con scenari ambiziosi ma  raggiungibili ancora un po’ più in là, un fabbisogno tra 130 e 170 GWh al 2035 è tutt’altro che irrealistico.

La corsa agli accumuli in Italia, in ogni caso, è appena iniziata.