La capacità europea di rinnovabili abbinate allo stoccaggio energetico crescerà di oltre il 450% entro il 2030. Nel Mediterraneo l’Italia è considerata il mercato più dinamico, sostenuta da regole nuove e dal meccanismo Macse, la cui prima asta ha già assegnato 10 GWh di capacità di accumulo.
Per anni la transizione energetica si è espressa sostanzialmente con campi eolici e parchi fotovoltaici. Ora il focus si è spostato su un componente meno visibile ma decisivo: i sistemi di accumulo, le batterie (BESS – Battery Energy Storage Systems). Senza un sistema capace di immagazzinare l’energia prodotta quando il sole e il vento abbondano, e di restituirla quando serve, la corsa alle rinnovabili rischia di sprecare proprio l’elettricità più pulita. Peraltro l’ultimo rapporto di Boston Consulting Group, Flexibility, Not Capacity, Will Decide Renewable Energy’s Future, conferma un paradosso: più cresce la produzione, più ne scende il valore economico.
Per questo lo stoccaggio attira oggi una delle ondate di investimento più consistenti del settore elettrico europeo. E secondo le analisi più recenti, è proprio il Sud Europa il laboratorio in cui questa partita si sta giocando prima, con l’Italia in posizione di testa.
Una corsa che vale decine di miliardi
Il mercato europeo degli impianti rinnovabili abbinati a sistemi di accumulo sta accelerando in modo netto. Secondo i dati di Aurora Energy Research ripresi da Reuters, la capacità di questi progetti dovrebbe passare da 6,3 gigawatt nel 2025 a circa 35 gigawatt nel 2030. La logica economica è semplice: tenere insieme generazione rinnovabile e batterie permette di evitare di vendere energia nelle ore in cui il prezzo è basso o addirittura negativo, spostando la produzione verso le finestre in cui vale di più.
Lo storage di rete, da solo, segue una traiettoria altrettanto ripida. Sempre secondo Aurora, la capacità europea di accumulo su scala di rete crescerà dai 7,1 gigawatt del 2023 a 51 gigawatt entro il 2030, per arrivare a 98 gigawatt nel 2050. Dietro questi numeri c’è una mole imponente di capitali in cerca di collocazione: le stime parlano di oltre 30 miliardi di euro di opportunità di investimento entro il 2030, una cifra che potrebbe salire fino a un valore compreso tra i 78 e gli 80 miliardi entro il 2050.
Perché il Sud Europa è il banco di prova
La ragione per cui il Mediterraneo conta più di altre aree sta nell’incrocio di tre fattori. Il primo è la forte crescita delle rinnovabili, che riempie la rete di elettricità nelle ore centrali della giornata. Il secondo è l’aumento delle ore a prezzo negativo, il segnale che in certi momenti l’energia prodotta vale meno di zero. Il terzo è una stagione di riforme regolatorie che sta aprendo nuovi spazi agli investitori.
Il fenomeno dei prezzi negativi è ormai strutturale. Nel 2025 le ore in cui i prezzi sono scesi sotto lo zero sono aumentate con forza in diversi mercati europei: Spagna, Paesi Bassi e Germania hanno superato ciascuna le 500 ore negative. L’Italia, in questo, resta un caso a parte: le regole del nostro mercato elettrico fissano per ora un limite minimo pari a zero, sotto il quale i prezzi non possono scendere. È un’eccezione nel panorama continentale, dove ormai le quotazioni negative sono la norma, ma una barriera che diversi analisti considerano temporanea. In parallelo cresce il curtailment, cioè l’energia rinnovabile prodotta ma non immessa in rete perché non c’è modo di assorbirla: si stima un salto da oltre 10 terawattora nel 2024 a circa 33 terawattora nel 2030. Ogni ora di prezzo negativo e ogni terawattora tagliato sono, per chi possiede una batteria, un’occasione di guadagno.
L’Italia in pole position
In questo quadro l’Italia emerge come uno dei mercati più interessanti d’Europa per l’accumulo, accanto a Regno Unito e Irlanda, grazie a modelli di ricavo più solidi e a un contesto di regole favorevole. Alcune analisi spingono oltre e definiscono il nostro paese il mercato dello storage più vivace d’Europa nel 2024 e il più attraente dell’intero Sud Europa.
Il motore principale ha un nome tecnico: Macse, il Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico. Funziona come un mercato a termine in cui Terna, la società che gestisce la rete elettrica di trasmissione nazionale, acquista oggi, tramite aste, la disponibilità futura di capacità di accumulo, garantendo agli investitori ricavi stabili a fronte del servizio reso alla rete. La prima asta si è chiusa il 30 settembre 2025 e ha assegnato tutti i 10 gigawattora messi a gara, con consegna prevista nel 2028. Le offerte sono arrivate per un volume oltre quattro volte superiore alla richiesta, e il prezzo medio di aggiudicazione si è fermato a 12.959 euro per megawattora all’anno, molto al di sotto del tetto fissato a 37 mila euro.
Per l’amministratrice delegata di Terna Giuseppina Di Foggia gli esiti confermano una forte competizione e un interesse marcato del mercato. Il volume di investimenti collegato a questa sola asta è stimato intorno al miliardo di euro. Ed è solo l’inizio: le future aste europee potrebbero assegnare oltre 15 gigawatt di capacità di accumulo entro il 2030, e circa 9 gigawatt sarebbero riconducibili proprio al meccanismo italiano.
Il paradosso della cannibalizzazione
C’è però un rovescio della medaglia che gli investitori più accorti già guardano con attenzione. La stessa diffusione delle batterie che oggi rende il mercato così promettente rischia domani di comprimerne i margini. Il meccanismo è intuitivo: più impianti di accumulo entrano in funzione, più si riducono le differenze di prezzo tra le ore della giornata, e con esse l’opportunità di comprare basso e vendere alto su cui si fonda gran parte della redditività. Aurora prevede entro il 2027 una contrazione per la Sicilia del 41% e dell’Italia settentrionale di circa il 35%.
È qui che entrano in gioco gli impianti ibridi, quelli che mettono insieme generazione rinnovabile e accumulo nello stesso progetto. Permettono di catturare valore su due fronti: l’ottimizzazione dell’energia da una parte, i servizi di flessibilità alla rete dall’altra. Ma il loro rendimento dipende sempre meno dal semplice possesso dell’impianto e sempre più da tre variabili: la scelta del mercato, il punto della rete in cui ci si connette e la strategia con cui si vende l’energia.
Come si difende il valore
Dalle analisi del settore di Aurora emergono alcune strategie ricorrenti per proteggere i rendimenti. La prima è privilegiare i mercati dove esistono meccanismi regolati o semiregolati, come le aste, in grado di ridurre la volatilità dei ricavi. La seconda è combinare generazione e accumulo in portafogli ibridi, una formula che migliora la finanziabilità dei progetti e il profilo di rischio e rendimento. La terza è scegliere con cura la localizzazione e il nodo di connessione, perché congestioni di rete e differenziali di prezzo pesano sempre di più sulla redditività. L’ultima, forse la più sofisticata, è valutare non solo i ricavi di mercato di oggi ma la loro tenuta in uno scenario in cui le batterie saranno molto più numerose.
La conclusione degli esperti di Aurora è chiara. Investire nello stoccaggio e negli asset ibridi nel Sud Europa resta promettente, ma il valore non dipende più dal solo possesso dell’impianto. Dipende dalla capacità di costruire una strategia commerciale e regolatoria sofisticata, capace di difendere i margini in un mercato sempre più affollato. Il Sud Europa, e l’Italia in particolare, non è soltanto l’area dove l’accumulo cresce più in fretta: è il luogo dove si vede per prima la tensione tra boom delle rinnovabili, congestione della rete, prezzi negativi e nuove forme di remunerazione della flessibilità.
