Sembra che l’economia dei sistemi di accumulo in Europa sia destinata a crescere. Secondo un’analisi di Rystad Energy, infatti, le modifiche introdotte a ottobre nella struttura dei prezzi dell’energia dell’Unione Europea (UE) aprono scenari molto più promettenti, con diversi Paesi che potrebbero vedere i profitti dei BESS crescere di oltre il 15%.
Dati che arrivano in concomitanza con l’applicazione del Regolamento (UE) 2023/1542, che ha introdotto un quadro normativo ambizioso per garantire la sostenibilità ambientale e sociale delle batterie immesse sul mercato europeo, e di cui si sta discutendo anche recentemente in Italia (per l’adeguamento della normativa nazionale). Entrambi i provvedimenti indicano chiaramente la direzione intrapresa: l’Europa punta a un futuro energetico più efficiente, sostenibile e redditizio.
Il panorama italiano
Secondo le informazioni fornite dall’Osservatorio sistemi di accumulo ANIE, che elebora i dati del sistema di Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ) di Terna, in Italia, nel secondo trimestre 2025, il mercato dei sistemi di accumulo mostra segnali di forte ripresa, grazie soprattutto al traino dei grandi impianti utility scale.
Nel complesso, la potenza installata nel Bel Paese raggiunge 817 MW (+47% rispetto allo stesso periodo 2024), con una capacità che si attesta a 2.728 MWh (+73%).
Le installazioni sono invece scese a 38.016 unità (-31%), segno di un mercato sempre più orientato a progetti di grande scala.
Con la tecnologia al litio che domina il mercato (99,7%), differenze territoriali significative e il 92% degli accumuli sotto i 20 kWh, in quanto abbinati a impianti fotovoltaici residenziali, l’obiettivo italiano di installare 71,5 GWh entro al 2030 sembra ancora molto lontano. Considerata la situazione attuale, infatti, per raggiungere tale traguardo si dovrebbero installare 10 GWh all’anno, mentre al momento l’asta MACSE con consegna al 1° gennaio 2028, prevede in tutto un contingente nazionale di 10 GWh.
Come funziona il nuovo sistema europeo
Il concetto di fondo è che il passaggio a intervalli di trading più brevi può aumentare significativamente i ricavi per gli operatori europei dello storage.
Il nuovo sistema europeo, in pratica, calcola i prezzi dell’energia ogni 15 minuti, anziché ogni ora, dando agli operatori dei BESS (Battery Energy Storage System) la possibilità di acquistare elettricità quando costa poco e venderla, invece, quando i prezzi schizzano verso l’alto.
Basti pensare che, da quando è stato introdotto, il potenziale di arbitraggio è aumentato in media del 14% nei mercati elettrici europei. Paesi come Austria e Slovacchia hanno registrato guadagni superiori al 20%, mentre altre nazioni, tra cui Portogallo, Norvegia e Svezia, hanno visto progressi più modesti.
Lo studio evidenzia che, grazie a queste fluttuazioni dei prezzi, per una batteria un incremento del 20% annuo può tradursi in un rendimento complessivo sull’investimento superiore del 3% in 20 anni.
Cosa accadeva prima
Fino a poco tempo fa, i prezzi dell’elettricità nell’UE venivano aggiornati solo ogni ora. Con l’introduzione dei cosiddetti Market Time Units (MTU) da 15 minuti, le opportunità di guadagno sono moltiplicate. Ad esempio, quando il mercato day-ahead europeo è passato agli MTU da 15 minuti, gli scambi energetici su base “quartoraria” si sono rivelati molto più redditizi di quelli orari: in Lituania ad esempio, lo spostamento di energia in 15 minuti ha generato circa 263 dollari per megawattora (MWh), il 14% in più rispetto al trading orario, mentre in Germania l’arbitraggio quartorario ha superato quello orario del 16%.
I vantaggi per la produzione di energia rinnovabile
Tradizionalmente, nei Paesi con minore flessibilità nella produzione e nel consumo di energia, un’elevata quota di rinnovabili, per natura intermittenti, provoca oscillazioni di prezzo significative anche nell’arco di un’ora. Intervalli di trading più brevi, invece, catturano queste variazioni rapide, offrendo maggiori opportunità per gli asset flessibili. Al contrario, in Paesi con forniture più stabili, come Norvegia e Portogallo, i prezzi restano relativamente costanti, riducendo la differenza tra profitti su base 15 minuti e profitti orari.
C’è però un avvertimento: gli attuali margini di arbitraggio, insolitamente alti (circa 150 dollari per MWh), non si manterranno per i prossimi 10–20 anni. Una media più realistica si aggira intorno ai 60 dollari per MWh, con un tasso interno di rendimento (IRR) di circa il 6% solo dall’arbitraggio energetico. Con una maggiore granularità del mercato, i ricavi medi potrebbero salire a circa 70 dollari per MWh, aggiungendo circa tre punti percentuali all’IRR.
Volatilità dei prezzi la vera sfida
La vera sfida resta la volatilità dei prezzi, difficile da prevedere. I mercati a 15 minuti sono attivi in Europa solo da due mesi, mentre in Australia, dove si è passati dai 30 minuti ai 5 minuti nel 2021, la maggiore frequenza ha costantemente aumentato i profitti da arbitraggio. Ad esempio, nel New South Wales, i prezzi a 5 minuti hanno generato ricavi annui circa del 20% superiori rispetto al vecchio sistema a 30 minuti; in Victoria, i ricavi da arbitraggio di un’ora sono aumentati del 15% negli ultimi quattro anni grazie agli intervalli più brevi.
In sintesi, l’arbitraggio rappresenta un indicatore prezioso del potenziale massimo di guadagno per un progetto BESS. Tuttavia, nella realtà, i ricavi nei mercati day-ahead saranno più contenuti una volta considerate perdite di efficienza, disponibilità del sistema, liquidità del mercato e strategie di copertura che riducono la dipendenza da picchi di prezzo isolati.
