L’aggiornamento del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC), trasmesso alla Commissione europea, conferma l’ambizione: circa 131 GW di capacità rinnovabile installata al 2030, con il fotovoltaico chiamato a un balzo storico.
Ma dietro i target di potenza installata si nasconde la variabile più trascurata del dibattito energetico nazionale: la capacità di accumulo necessaria per integrare quei gigawatt nel sistema elettrico.
Senza una infrastruttura di accumulo proporzionata alla penetrazione delle rinnovabili, ogni GW addizionale di solare o eolico rischia di tradursi non in energia pulita utile, ma in curtailment crescente, congestioni di rete e mantenimento prolungato dei programmi di backup termico.
Il fabbisogno italiano: numeri e ordini di grandezza
Gli scenari di sviluppo del sistema elettrico italiano stimano un fabbisogno di accumulo elettrochimico complessivo nell’ordine di circa 71 GWh al 2030, di cui circa 57 GWh solo di utility-scale e circa 14 GWh relativi a operatori di piccola taglia.
Si tratta di un fabbisogno distinto dallo stock dei pompaggi idroelettrici, che è invece pianificato separatamente nelle stesse analisi di sistema, e include una quota tecnica di nuova capacità di breve-media durata accanto a una quota crescente di applicazioni a durata estesa (long duration).
Sono numeri che, rapportati allo stock attuale, implicano una traiettoria di investimenti senza precedenti nel settore elettrico nazionale.
La prima asta del MACSE, svoltasi nel 2025, ha assegnato circa 10 GWh di nuova capacità di accumulo, ma la realizzazione effettiva dei progetti aggiudicati è subordinata a un percorso autorizzativo che resta uno dei principali fattori di rallentamento. La distanza tra capacità contrattualizzata e capacità effettivamente operativa entro le scadenze del Piano è oggi la metrica più significativa per misurare lo stato di salute della transizione italiana.
Il MACSE e il nuovo quadro regolatorio
Una delle novità più rilevanti del 2024-2025 è appunto il varo del Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE), istituito con il Decreto MASE n. 346 del 10 ottobre 2024 e attuato attraverso una Disciplina dedicata che ne definisce durate contrattuali, modalità di partecipazione e regole d’asta, ai sensi dell’art. 18 del D.Lgs. 210/2021. ARERA, nel corso del 2025, ha completato il quadro definendo premi massimi e meccanismi di copertura dei costi (in particolare con la delibera 362/2025).
Si tratta di un’asta competitiva specifica per l’accumulo, che integra e affianca il capacity market esistente. L’obiettivo dichiarato è di garantire la disponibilità, nel medio-lungo periodo, di una capacità di stoccaggio sufficiente a sostenere l’integrazione delle rinnovabili.
Il disegno del MACSE riflette una scelta di policy precisa: separare la remunerazione della capacità di stoccaggio da quella della generazione termoelettrica, riconoscendo il ruolo specifico e non sostituibile dell’accumulo. Per il mercato, significa segnali di una più stabile visione di lungo periodo. Per il sistema, un meccanismo finalmente proporzionato al ruolo strategico dello storage.
I sistemi di accumulo elettrochimico rappresentano la tecnologia più matura e scalabile per soddisfare i requisiti del MACSE, soprattutto nelle fasce di durata che il meccanismo intende remunerare con maggiore continuità.
Per approfondire le architetture, le applicazioni e gli aspetti tecnici di questo tipo di soluzioni, si veda sul sito Enel una risorsa specificamente dedicata ai sistemi di accumulo elettrochimico o BESS.
Short duration, long duration, ibridi: il mosaico delle soluzioni
La discussione sull’accumulo italiano è troppo spesso ridotta a un’unica dimensione: le batterie agli ioni di litio per applicazioni di breve durata (2-4 ore). In realtà, per coprire l’intero spettro dei servizi necessari al sistema, il mix tecnologico dovrà comprendere almeno tre fasce:
- Storage di breve durata (1-4 ore): batterie elettrochimiche, prevalentemente al litio-ferro-fosfato (LFP), per servizi di regolazione e arbitraggio quotidiano.
- Storage di durata media (4-10 ore): combinazioni di batterie sovradimensionate o tecnologie complementari, per coprire la transizione tra produzione solare e domanda serale.
- Storage di lunga durata (oltre 10 ore): tecnologie diverse (pompaggi idroelettrici, batterie a flusso, accumulo termico, idrogeno) necessarie per gestire la variabilità su scala settimanale e stagionale.
Il PNIEC riconosce, almeno sul piano qualitativo, la necessità di un mix tecnologico. Nella pratica, però, i meccanismi di sostegno e i percorsi autorizzativi privilegiano tuttora le soluzioni mature di breve durata.
Il risultato è che la pipeline italiana di progetti long duration resta sottodimensionata rispetto alle esigenze prospettiche del sistema.
I problemi sul fronte autorizzativo
Sul piano autorizzativo, l’accumulo elettrochimico stand-alone ha beneficiato di alcune semplificazioni introdotte negli ultimi anni, in particolare per gli impianti collocati in aree industriali o adiacenti a stazioni elettriche esistenti. Restano però rilevanti margini di intervento:
- I tempi medi tra presentazione del progetto e autorizzazione completa possono superare i 18-24 mesi in molti casi, soprattutto per la pluralità di livelli amministrativi coinvolti.
- I criteri di valutazione paesaggistica vengono applicati in modo non omogeneo da Regione a Regione, generando incertezza per gli sviluppatori.
- L’integrazione tra autorizzazione del BESS e iter di connessione di rete, sebbene migliorata, resta un possibile attrito.
Questi colli di bottiglia non sono questioni amministrative residuali, ma il principale fattore che separa la capacità contrattualizzata da quella effettivamente operativa entro le scadenze del PNIEC.
Il rischio di un PNIEC “asimmetrico”
Lo scenario più concreto, in assenza di un’accelerazione sull’accumulo, è quello di un PNIEC asimmetrico: target rinnovabili in larga parte raggiunti, ma capacità di accumulo significativamente inferiore al fabbisogno tecnico.
Gli effetti di un simile scenario sono già osservabili in mercati elettrici comparabili al nostro:
- Aumento del curtailment, con quote crescenti di energia rinnovabile prodotta e non utilizzata.
- Volatilità estrema dei prezzi orari, con segnali negativi sempre più frequenti nelle ore di massima irradiazione.
- Mantenimento prolungato di centrali a gas come backup obbligato, con un costo di sistema crescente nel tempo.
In altre parole: senza accumulo, l’aumento delle rinnovabili rischia di tradursi in una decarbonizzazione contabile più che reale, in cui la quota di rinnovabili sulla potenza installata sale ma la quota di generazione effettivamente sostituita rispetto al fossile cresce meno del previsto.
Cosa serve nei prossimi tre anni
Per evitare questo scenario, il triennio 2026–2028 sarà decisivo. Tre direttrici appaiono prioritarie:
- Accelerazione autorizzativa, con l’introduzione di tempistiche certe per la valutazione dei progetti di accumulo e una standardizzazione dei criteri di compatibilità ambientale.
- Diversificazione tecnologica del MACSE, per evitare che l’intero sostegno regolatorio si concentri sul solo storage elettrochimico di breve durata.
- Coordinamento con la pianificazione di rete, per garantire che le nuove capacità di accumulo siano localizzate dove producono il massimo valore di sistema.
Lo storage non è un dettaglio tecnico del PNIEC. È la variabile che determina se l’Italia raggiungerà davvero gli obiettivi di decarbonizzazione che si è data, oppure se li conseguirà meramente nei numeri della potenza installata.
Una distinzione tutt’altro che cosmetica, che il prossimo aggiornamento del Piano dovrà affrontare con strumenti operativi adeguati.
