Dai progetti sulla carta alle batterie in funzione: così cambia il mercato dell’energia e cresce il valore dello storage
Bollette dell'elettricità domestica sempre pesanti, eppure sul mercato all'ingrosso qualche operatore può perfino essere pagato per consumare energia. È uno dei paradossi prodotti dalla crescita delle rinnovabili: sole e vento producono quando possono, non quando la rete ne ha bisogno, e nei momenti di sovrapproduzione i prezzi possono diventare negativi.
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Per questo servono enormi batterie, i BESS (Battery Energy Storage System), capaci di assorbire l'energia in eccesso e restituirla più tardi. Il loro ruolo è così strategico da aver generato una vera e propria corsa all'oro, di cui l'Italia è protagonista.
Batterie, in Italia 300 GW di richieste di connessione
A fine 2025 le richieste di connessione per sistemi di accumulo in alta e altissima tensione presentate a Terna avevano raggiunto 300 GW. Ma di questi soltanto 56 avevano ottenuto il nulla osta e appena 6,8 GW risultavano pronti ad avviare i lavori.
Gli accumuli già installati disponevano invece di 7,4 GW di potenza e 17,9 GWh di capacità. Terna stima per il 2030 un fabbisogno di circa 72 GWh, destinato a salire negli scenari al 2040.
I 300 GW richiesti non sono quindi soltanto impianti destinati a entrare presto in esercizio: sono anche una gigantesca prenotazione sul sistema elettrico futuro.
Nel discorso sullo Stato dell’Unione del 16 settembre scorso, Ursula von der Leyen ha ricordato che nel 2025 l'Europa ha installato oltre 80 GW di nuova capacità rinnovabile, mentre una capacità sei volte superiore attende ancora la connessione alla rete. "Dobbiamo investire più in fretta. Accelerare le connessioni alla rete. Sviluppare lo storage", ha detto.
Germania, la corsa alle batterie è ancora più grande
La Germania mostra la dinamica in forma ancora più estrema. Nel solo 2025 i gestori di rete hanno ricevuto 18.158 richieste per grandi sistemi di accumulo, pari a 573,5 GW.
Le offerte di connessione emesse coprivano 54,2 GW; gli impianti effettivamente in esercizio dalla media tensione in su erano 3,6 GW.
La Bundesnetzagentur avverte inoltre che una parte delle domande è duplicata: lo stesso sviluppatore può presentare il medesimo progetto in più punti della rete e scegliere solo in seguito dove costruire.
In pratica, prima ancora delle batterie si comprano opzioni.
Quando arrivano le banche: lo storage diventa un investimento
La storia della tedesca Kyon Energy mostra quanto rapidamente sia cambiata anche la finanza del settore. Nel gennaio 2024 TotalEnergies l’ha rilevata dai tre fondatori pagando 90 milioni di euro subito, più ulteriori earn-out. Kyon aveva già sviluppato 770 MW e una pipeline avanzata di altri 2 GW.
All’epoca il cofondatore Philipp Merk spiegava che finanziare grandi batterie era ancora difficile: Kyon costruiva inizialmente con capitale proprio e cercava il rifinanziamento bancario soltanto dopo l’entrata in esercizio.
Due anni dopo il quadro è diverso. Nel 2026 TotalEnergies ha ceduto ad Allianz Global Investors il 50% di undici progetti Kyon, per 789 MW e 1.628 MWh; a luglio è stato annunciato un project financing da circa 440 milioni di euro sottoscritto da dieci istituzioni finanziarie.
Gli accordi strutturati di tolling, una sorta di affitto della capacità della batteria, assicurano una quota di ricavi contrattuali e rendono più prevedibili i flussi di cassa.
Il vero valore può nascere prima della costruzione
È il meccanismo descritto anche da Stefano Endrizzi, partner di MergersCorp, che si occupa di operazioni di finanza straordinaria anche nel settore delle energie rinnovabili.
"Quanti hanno la potenza economica di costruire? Pochissimi, forse uno su cinquanta", osserva. Molti possono però bloccare un terreno e sviluppare il progetto "tutto sulla carta". Il valore si crea quindi prima ancora della costruzione.
I grandi fondi di investimento e le società energetiche o di progettazione e costruzione, gli EPC, preferiscono acquisire i progetti autorizzati ed entrare direttamente nella fase di sviluppo: un modo pratico per comprare tempo senza perdersi nei meandri dei processi autorizzativi e burocratici.
In Italia la prima asta per le batterie fa il pieno di offerte
In Italia la competizione è già visibile. Alla prima asta MACSE del settembre 2025 Terna ha assegnato 10 GWh di capacità, tutti in batterie agli ioni di litio.
Le offerte hanno superato di oltre quattro volte la domanda e il prezzo medio ponderato è sceso a 12.959 euro/MWh-anno, contro un premio di riserva di 37.000 euro: circa il 65 per cento in meno.
Intanto il capitale affluisce. Modo Energy ha censito nel 2025 82 operazioni BESS in Europa, contro 25 un anno prima, per un valore dichiarato di 8,6 miliardi di euro. Il debito reso pubblico è salito da 1,4 a 6,1 miliardi; il project finance rappresenta metà delle operazioni.
La stretta contro i “progetti fantasma”
La Commissione europea ha ormai riconosciuto esplicitamente il problema. Negli orientamenti sulle connessioni alla rete del dicembre 2025 individua nelle richieste speculative e nei progetti che non maturano una delle cause delle code.
Cita l'accaparramento della capacità di rete, le domande multiple per uno stesso progetto e persino casi in cui una connessione viene bloccata con l'obiettivo di rivenderne successivamente i diritti.
Tra le contromisure propone criteri legati alla maturità dei progetti, scadenze, penalità e depositi finanziari che possano essere persi se l'investimento non si realizza.
Italia, nuove regole contro la saturazione della rete
L'Italia ha già iniziato a correggere il tiro. Il decreto Bollette del febbraio 2026 ha introdotto una riforma contro la "saturazione virtuale" della rete: la capacità dovrà essere assegnata definitivamente ai progetti autorizzati e alcune connessioni ottenute da iniziative ancora immature potranno decadere.
Il decreto attuativo del MASE è stato firmato l'8 settembre; manca ancora l'ultimo passaggio regolatorio dell'ARERA.
Il paradosso è che la stretta arriva dopo anni in cui Bruxelles e gli Stati hanno cercato di accelerare proprio quelle procedure che oggi devono anche rendere più selettive.
La direttiva RED III ha imposto termini più brevi per molte autorizzazioni e previsto corsie accelerate per rinnovabili e storage collegato agli impianti; in Italia sono state semplificate nel tempo anche le procedure per i BESS stand-alone.
Progetti energetici, semplificare non significa rendere tutto semplice
"È un lavoro immane - dice Endrizzi - Anche solo per 4 o 5 megawatt parliamo di migliaia di documenti".
Ma l'esborso necessario per sviluppare il progetto resta una frazione di quello richiesto per costruire l'impianto, mentre un progetto autorizzato può acquistare un valore proprio ed essere ceduto.
Ed è qui che nasce un secondo paradosso. Per ripulire le code, le autorità possono chiedere garanzie finanziarie più consistenti e prove di maturità. Ma così diventa più difficile per i piccoli sviluppatori mantenere per anni una posizione, mentre utility, fondi e grandi gruppi dispongono del capitale necessario.
La lotta alla speculazione può quindi favorire anche la concentrazione.
La corsa alla terra per rinnovabili, BESS e data center
La corsa finanziaria torna infine a toccare terra. Fotovoltaico, agrivoltaico, eolico e BESS cercano siti e connessioni, mentre anche i data center stanno aumentando rapidamente la domanda potenziale di rete.
Il CREA calcola in circa 22.400 euro per ettaro il valore medio dei terreni agricoli italiani nel 2024 e segnala l'effetto sui prezzi della diffusione degli impianti rinnovabili; in alcuni casi documenta offerte fotovoltaiche nell'ordine dei 60.000 euro a ettaro.
Secondo l'esperienza di Endrizzi, terreni agricoli che nel Nord Italia possono valere 15-25 mila euro l'ettaro arrivano, quando diventano interessanti per lo sviluppo energetico, a richieste nell'ordine dei 90-100 mila.
Perché nel nuovo mercato energetico il valore di un terreno non dipende più soltanto da ciò che può crescervi sopra. Dipende anche da quanta energia può passarvi accanto e dalla possibilità di prenotare oggi una posizione nel sistema elettrico di domani.
Le parole dello storage: le definizioni da conoscere
GW (gigawatt) - Misura la potenza, cioè quanto rapidamente una batteria può assorbire o restituire energia.
GWh (gigawattora) - Misura la capacità, cioè quanta energia una batteria può immagazzinare. Un sistema da 1 GW che può erogare quella potenza per quattro ore ha una capacità di 4 GWh.
Arbitraggio - È il meccanismo con cui si carica la batteria quando l'elettricità costa poco, o quando il prezzo diventa negativo, per poi rivendere l'energia quando il prezzo sale.
Merchant - Indica ricavi direttamente esposti all'andamento del mercato elettrico, senza una remunerazione fissa garantita da un contratto.
Tolling - Un operatore paga un corrispettivo per poter utilizzare, secondo contratto, la capacità della batteria. Il proprietario ottiene così una componente di ricavo più prevedibile.
Pompaggio idroelettrico - È una forma di accumulo che usa l'elettricità in eccesso per riportare acqua in quota, dal bacino inferiore a quello superiore. L'acqua può poi ricadere attraverso le turbine e generare nuova energia.