Disporre di elettricità e non poterla “vendere” in rete quando il prezzo sale sembra un controsenso a chi si ritrova con più energia nel proprio sistema di accumulo domestico di quella che possa usare.
In realtà, nel nostro Paese, non esiste un divieto generalizzato, ma un insieme di condizioni tecniche, economiche e regolatorie rendono questa operazione complessa e anche molto meno conveniente di quanto possa sembrare all’apparenza, anche là dove fosse più semplice farla.
In altre parole, nel nostro Paese, ci sono dei buoni motivi per cui gli storage domestici non immettono solitamente elettricità in rete, o perlomeno motivi coerenti con le scelte di fondo che l’Italia ha fatto per lo sviluppo diffuso delle rinnovabili sul territorio.
Non è un divieto regolatorio, ma un assetto tecnico
Il tema riaffiora periodicamente, sintetizzato nella domanda: “Se il prezzo è alto, perché non immettere energia dalla batteria e guadagnare?” È un ragionamento comprensibile, che però ignora livelli di analisi legati a impianto, mercato, regolazione e politiche energetiche, portando a conclusioni fuorvianti.
Il primo equivoco riguarda la possibilità fisica di immettere energia in rete. Gli accumuli domestici, nel quadro normativo italiano, non sono esclusi dall’immissione visto che sono trattati come risorse di produzione (pdf) e potrebbero scambiare energia con la rete.
Il problema nasce quando si passa dal principio generale alla configurazione concreta degli impianti domestici.
Nella maggior parte dei casi, le batterie residenziali sono installate “dietro il punto di prelievo” (POD) e gestite con logiche di autoconsumo. Questo significa che il sistema di controllo dell’impianto – inverter ed energy management system – è programmato per utilizzare l’energia localmente e solo in ultima istanza immettere eventuali eccedenze.
In molti casi, inoltre, l’immissione attiva dalla batteria è tecnicamente disabilitata. Può trattarsi di impostazioni di “zero immissione”, di limiti contrattuali sulla potenza esportabile oppure semplicemente di configurazioni standard adottate dagli installatori per semplificare la gestione dell’impianto e ridurre complessità autorizzative.
A questo si aggiunge un secondo livello, meno visibile ma altrettanto rilevante: la catena amministrativa e informativa che collega distributore, sistema GAUDÌ e Gestore dei servizi energetici (GSE). I sistemi di accumulo devono essere sempre registrati in GAUDÌ, in quanto assimilati a impianti di produzione. Tuttavia, la modalità con cui l’impianto è configurato e integrato nei sistemi di misura e nei regimi commerciali può di fatto limitarne le modalità operative, in particolare per quanto riguarda l’immissione attiva dalla batteria.
Infine, c’è un aspetto ancora più strutturale: molti impianti domestici non sono progettati per funzionare come unità di immissione programmabile. Mancano spesso sistemi di misura oraria o quartoraria e soprattutto un’integrazione con i meccanismi di mercato e di dispacciamento. Senza questi elementi, anche un impianto tecnicamente in grado di immettere energia non può farlo in modo coerente con le regole del sistema elettrico.
Il risultato è che ciò che l’utente percepisce come un divieto ingiustificato è in realtà l’effetto combinato di scelte progettuali, configurazioni tecniche e requisiti di sistema che non sono pensati per un utilizzo “attivo” delle batterie domestiche sul mercato. Questo non necessariamente per una “dimenticanza” o una “scelta sbagliata” del legislatore o regolatore, ma anche per motivi economici.
Prezzi, bolletta e batteria: perché l’arbitraggio non regge
Uno dei principali equivoci riguarda infatti il valore economico dell’energia. Il prezzo di mercato che un utente vede, ad esempio 0,29 €/kWh, non coincide con quello che può ottenere vendendo energia in rete. Quel valore include diverse componenti – rete, oneri di sistema, imposte – mentre l’energia venduta viene remunerata solo per la componente “materia energia”, generalmente allineata ai prezzi all’ingrosso.
Questo crea un primo squilibrio strutturale: un chilowattora autoconsumato vale molto più di uno venduto. Il beneficio dell’autoconsumo include tutte le componenti variabili della bolletta, mentre la vendita riguarda solo una parte del prezzo. In una bolletta domestica italiana, la materia energia pesa poco più della metà del totale, mentre il restante 40-50% è composto da costi di rete, oneri e imposte, oltre a quote fisse che non vengono recuperate vendendo energia.
“Non sarebbe conveniente fare questo topo di arbitraggio”, ci dice Federico Scansaroli, ingegnere esperto di energia e proprietario di un impianto fotovoltaico con accumulo.
Limiti tecnici e di mercato
A questo si aggiunge un secondo limite, legato al funzionamento stesso della batteria. I sistemi domestici sono progettati per cicli giornalieri di carica e scarica, non per operazioni di trading continuo.
Scaricare la batteria nelle ore di prezzo elevato significa semplicemente non avere energia disponibile nelle ore successive, e quindi doverla riacquistare dalla rete a condizioni meno favorevoli. Come spiega a QualEnergia.it Fabrizio Bonemazzi, esperto indipendente in fonti rinnovabili e sistemi di accumulo, questo porta a una situazione in cui “la mia batteria risulterebbe scarica prematuramente e durante la notte sarei obbligato a prelevare dalla rete”.
Anche senza considerare perdite energetiche e degrado della batteria, il margine economico si riduce rapidamente. C’è poi un ulteriore elemento: le eccedenze che attualmente gli impianti domestici potrebbero teoricamente immettere in rete sono piccoli. Ma in uno scenario di diffusione a tappeto dello storage casalingo, se questo comportamento diventasse comune, i suoi effetti si annullerebbero.
Un aumento generalizzato dell’offerta domestica nelle ore di prezzo elevato contribuirebbe infatti a ridurre il prezzo stesso, comprimendo ulteriormente i possibili guadagni e allo stesso tempo a spostare il picco di carico nelle ore successive quando le batterie sono ormai scariche.
Nel complesso, l’arbitraggio domestico appare quindi giustificato dal punto di vista intuitivo, ma fragile quando viene confrontato con il funzionamento reale del sistema elettrico. Non è solo una questione di regole: è una combinazione di prezzi, struttura della bolletta e limiti tecnici che rende questa strategia, nella maggior parte dei casi, poco sostenibile e conveniente.
In altri termini, se la batteria è correttamente dimensionata e si fa arbitraggio, ci si ritrova poi con la batteria scarica anzitempo; se la batteria è sovradimensiono si creano invece diseconomie individuali e di sistema.
Il “costo zero” non è zero
Una parte del dibattito propone di consentire l’immissione da piccoli accumuli “a costo zero”, cioè con una remunerazione al prezzo pieno di mercato e senza oneri aggiuntivi. In pratica, l’idea è che un utente possa scaricare la batteria quando il prezzo è alto e incassare direttamente e in toto quel valore.
Il problema è che ogni scambio con la rete comporta costi reali: utilizzo delle infrastrutture, misura dei flussi, gestione degli sbilanciamenti. Proprio per evitare distorsioni, la regolazione distingue anche i casi in cui l’energia viene prelevata e poi reimmessa, introducendo meccanismi specifici come l’energia immessa negativa.
Se questi costi non fossero attribuiti a chi li genera, verrebbero trasferiti sugli altri utenti. Quel 40-50% del costo totale legato a rete, oneri e imposte non sparisce quando si immette energia, e deve comunque essere finanziato.
Anche a livello europeo, i clienti attivi possono partecipare al mercato, ma devono farlo contribuendo ai costi in modo coerente. Il “costo zero” non appare quindi un obiettivo realistico: la questione non è eliminare i costi, ma integrarli correttamente nel sistema.
In Europa non è più facile, ma è più chiaro
Rimanendo in ambito europeo, l’obiezione italiana più frequente è che in altri Paesi l’immissione dei piccoli impianti è comunque possibile e che lo dovrebbe essere pure da noi.
In realtà, il confronto è spesso fuorviante: non esistono contesti nazionali Ue in cui il piccolo accumulo domestico possa fare arbitraggio libero e a costo zero.
Nei diversi Paesi Ue, esistono piuttosto modelli più leggibili. In Spagna, ad esempio, la normativa distingue chiaramente tra autoconsumo con e senza eccedenze. In Francia, il surplus degli impianti domestici viene valorizzato con meccanismi dedicati e non attraverso una vendita “opportunistica”. In Germania, infine, la flessibilità è più integrata nei mercati di sistema, ma tramite aggregazione (pdf) e con requisiti tecnici e contrattuali precisi.
Pertanto, il fatto non è che altrove sia consentito ciò che in Italia è vietato, ma che altrove il ruolo del piccolo accumulo è incanalato in schemi più semplici o più maturi, mentre in Italia il percorso resta più complesso e meno accessibile.
Il ruolo reale delle batterie nel sistema elettrico
Il punto più strutturale riguarda però la funzione stessa della generazione distribuita. Non si tratta semplicemente di produrre e immettere energia, ma di avvicinare il più possibile nello spazio e nel tempo produzione e consumo.
“Il principio che fonda la generazione distribuita è che essa debba tendere a minimizzare il percorso medio degli elettroni fra generazione e consumo”, ci spiega Bonemazzi (nella foto).
Questo principio risponde a due esigenze concrete: ridurre le perdite di rete e limitare la necessità di potenziamenti infrastrutturali. In questa logica, la batteria domestica è progettata per accumulare energia su base giornaliera e utilizzarla quando serve, non per alimentare la rete nelle ore di prezzo elevato.
“I sistemi di accumulo dovrebbero essere dimensionati in modo che sia i prelievi dalla rete che le immissioni vengano minimizzati o al limite azzerati”, sottolinea Bonemazzi, indicando che se ci sono eccedenze troppo pronunciate o per troppo tempo in batteria, vuol dire che l’impianto FV è stato sovradimensionato o progettato senza ottimizzarne il funzionamento per l’utenza interessata.
In entrambi i casi si sarebbero spesi inutilmente dei soldi, spingendo il proprietario a cercare di recuperare i costi immettendo energia in rete. Ma il problema è più a monte nelle scelte progettuali che non a valle nella difficoltà o impossibilità di immettere in rete l’eccesso di elettricità.
La direzione reale: flessibilità e aggregazione
Se l’obiettivo è valorizzare le batterie domestiche e il loro abbinamento al fotovoltaico residenziale, la strada più promettente non è quella della vendita diretta di energia, ma quella della flessibilità.
“Tutto il mondo della gestione della domanda potrebbe dare grande flessibilità al sistema elettrico, ma il regolatore è troppo cauto”, osserva Bonemazzi.
In questo ambito, le batterie domestiche possono contribuire in modo efficace, attraverso modelli diversi: aggregazione, servizi di rete, partecipazione coordinata ai mercati del dispacciamento (Pro e contro dei servizi di rete dello storage domestico).
Non si tratta di un’attività individuale, ma di un’integrazione nel sistema che per ragioni abbastanza ovvie di gestione e organizzazione deve passare tramite degli aggregatori professionali o tramite il coordinamento delle utility cui gli impianti sono collegati.
Un “buon senso” comprensibile, ma fuorviante
L’obiettivo di privilegiare l’autoconsumo e ridurre al minimo il trasporto di elettroni è anche il principio fondante delle Comunità dell’energia rinnovabile e dei Gruppi di autoconsumo, che nelle intenzioni del legislatore dovrebbero in qualche modo sostituire lo Scambio sul posto (SSP), pur non essendo sovrapponibili come schemi e meccanismi di funzionamento.
Si può ritenere che le nuove configurazioni siano troppo macchinose e difficili da attuare rispetto alla semplicità per l’utente del sistema SSP, ma questo diventerebbe un dibattito diverso.
La percezione di “non poter usare” la propria batteria nei momenti più favorevoli provoca una “frustrazione” comprensibile e riflette un’intuizione economica apparentemente di buon senso. Tuttavia, questa intuizione non tiene conto delle regole, degli equilibri di mercato e delle scelte “filosofiche” che governano il sistema elettrico italiano.
Il problema non è tanto consentire l’immissione polverizzata e autonoma di migliaia di accumuli domestici, quanto rendere più accessibile e coerente la loro partecipazione ai meccanismi di flessibilità del mercato.
La batteria domestica resta uno strumento fondamentale per ridurre i consumi e aumentare l’autonomia energetica. Ma trasformarla in uno strumento di trading, almeno nelle condizioni attuali, è un’ipotesi che resta più teorica che reale.
