Il mercato italiano dei sistemi di accumulo a batteria cambia pelle: il residenziale arretra da undici trimestri, mentre commerciale e industriale e utility-scale reggono. I numeri dell’Osservatorio Anie Rinnovabili e la lettura di un operatore del segmento industriale, tra obiettivi al 2030 e aste di capacità
Tra aprile e giugno 2026 la capacità di accumulo installata in Italia è calata dell’82% rispetto allo stesso trimestre del 2025, mentre la potenza ha perso il 68%.
Eppure il parco complessivo, al 30 giugno, ha toccato i 19,3 GWh. Un mercato che frena in modo brusco e che continua comunque a crescere in termini assoluti: la spiegazione sta nella sua composizione.
Il mercato dei Bess in numeri
Secondo l’Osservatorio Sistemi di Accumulo di Anie Rinnovabili, al 30 giugno 2026 risultavano installati circa 942.000 sistemi, per una potenza complessiva di 7.961 MW. Nel solo primo semestre sono entrati in esercizio 60.030 nuovi impianti: 593 MW e 1,35 GWh di capacità. Negli ultimi dodici mesi la nuova capacità installata è scesa del 58% e la nuova potenza del 42%.
Il segmento domestico pesa ancora per quasi la metà della capacità totale, circa 9,5 GWh, ma ha chiuso l’undicesimo trimestre consecutivo di calo: nel secondo trimestre 2026 la capacità residenziale è scesa del 36% su base annua.
Diverso il quadro per il commerciale e l’industriale (C&I), che l’Osservatorio definisce come l’insieme dei sistemi tra 20 e 1.000 kWh. Supera i 2,2 GWh complessivi e nel primo trimestre 2026 ha collegato 91 MWh, contro i 54 MWh dello stesso periodo del 2025.
Il dato resta sotto i 130 MWh del quarto trimestre 2025, quindi la crescita annua convive con un rallentamento rispetto a fine anno. L’utility-scale, cioè gli impianti sopra 1 MW, vale circa il 28% della capacità totale e nei primi sei mesi del 2026 ha mostrato segnali di ripresa, trainata anche dalle aste Macse (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico) e dai primi progetti di accumulo standalone.
Perché l’industria tiene mentre il domestico frena
Per Stefano Percoco, Industrial key account manager di Sparq, il quadro va letto come un cambio di fase più che come una crisi. Interpellato sulla differenza di rotta tra i segmenti, indica anzitutto la composizione della domanda: se un anno fa a trainare la crescita era il residenziale, oggi il contributo maggiore arriva dagli impianti di taglia media e grande.
Le imprese, spiega, continuano a investire in accumulo per ottimizzare i consumi e stabilizzare la propria utenza. Altre ragioni sono la partecipazione ai servizi di flessibilità e la riduzione dell’esposizione alla volatilità dei prezzi dell’energia.
Sul perché il domestico si sia fermato, Percoco non indica una causa unica. Segnala la maggiore complessità degli iter autorizzativi, che a suo avviso pesa probabilmente di più sul residenziale che sul C&I, pur toccando entrambi.
A questo si somma una maturità diversa del mercato: progetti più strutturati, modelli di business costruiti su servizi ancillari e arbitraggio energetico.
Autorizzazioni, costi delle batterie e rete
Alla domanda su quali siano oggi gli ostacoli concreti per il comparto industriale, la risposta parte dalla burocrazia. Lo snellimento degli iter è, secondo Percoco, un tema sempre presente ai tavoli degli addetti ai lavori. Nonostante i segnali di espansione del settore, però, non si è visto finora nessun alleggerimento tangibile degli aspetti documentali.
Il secondo fronte è economico. Per i sistemi sopra 1 MW Percoco cita una forchetta di Capex (spesa in conto capitale) tra 280 e 450 euro al kWh, un’ampiezza che riflette la volatilità dei prezzi delle batterie. A questo si aggiunge la congestione di rete.
Il risultato, per le aziende, è la necessità di competenze progettuali e di capacità di integrazione sempre più elevate: i progetti Bess personalizzati, pensati per stabilizzare i consumi industriali e integrare impianti fotovoltaici aziendali, restano richiesti, ma la loro realizzazione si complica.
Pniec e burden sharing: lo scarto da recuperare
Il contesto in cui si muove il comparto è quello del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima. Nell’aggiornamento più recente, ricorda Percoco, il piano fissa per il 2030 una copertura del 39% dei consumi energetici totali e del 63% della domanda elettrica con fonti rinnovabili.
Per arrivarci la capacità installata dovrà passare dagli attuali 86 GW a 130 GW: circa 44 GW in poco più di quattro anni, con solare ed eolico in posizione dominante.
A scandire il percorso è il burden sharing, il meccanismo con cui l’Unione europea ripartisce gli obiettivi tra Stati membri e, all’interno di ciascuno, tra regioni. Per l’Italia la roadmap di nuova potenza rinnovabile prevede 8,3 GW nel 2026, 10 GW nel 2027, 11 GW nel 2028, 13 GW nel 2029 e 15 GW nel 2030.
A fine 2025 il Paese si trovava con circa 1,6 GW di vantaggio sulla tabella di marcia, grazie alle installazioni degli anni precedenti. Con 2,9 GW di nuovi impianti e 550 MW di repowering nel primo semestre 2026, l’avanzamento complessivo arriva a circa 5 GW. Restano oltre 3 GW per centrare il target annuale, a ottobre. Secondo Percoco, serve una decisa accelerazione.
Sul fronte dello storage, le stime di Terna integrate nel Pniec indicano per il 2030 una capacità di accumulo complessiva di circa 122 GWh, contro i 18-19 GWh di oggi. Il piano segnala inoltre il bisogno di circa 50 GWh (6-8 GW) di nuova capacità utility-scale, localizzata soprattutto al Sud e nelle Isole, a cui si sommano 4 GW di accumuli distribuiti, residenziali e C&I.
Che cosa può fare la differenza per gli operatori
Chiesto quale spazio si apra per i player industriali come Sparq Technology, Percoco parte dai numeri del piano: installare 44 GW di rinnovabili e 50 GWh di storage utility-scale in quattro anni crea un mercato strutturale di lungo periodo.
I campi su cui concentrarsi, a suo avviso, sono i Bess integrati con il fotovoltaico industriale, i progetti di flessibilità e i servizi ancillari.
Il fattore competitivo, aggiunge, è la capacità di offrire progetti chiavi in mano: dalla progettazione alla gestione operativa, fino alla partecipazione ai mercati della flessibilità e alle aste Macse.
Mettere insieme competenze tecniche, capacità di sviluppo e conoscenza del quadro normativo permetterebbe, nella sua lettura, di posizionarsi come interlocutore per utility, grandi utenze e sviluppatori di parchi rinnovabili. Resta una valutazione di parte, formulata da un operatore del settore.
Il banco di prova arriva dal 2027, quando il burden sharing sale a 10 GW di nuova potenza rinnovabile all’anno. Se gli iter autorizzativi resteranno quelli di oggi, l’accumulo industriale dovrà reggere un obiettivo più alto senza che la burocrazia diventi più leggera.
Crediti immagine: Depositphotos
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