L’Italia ha 18 GW di batterie che non può usare

Il parco batterie domestiche vale 18 GW ma resta escluso dai mercati dell’energia

Già nel 2025, otto impianti fotovoltaici residenziali su dieci, in Italia, venivano allacciati alla rete con una batteria di accumulo a bordo. Il dato, riportato ieri da un’analisi pubblicata su pv magazine, disegna una traiettoria precisa: il nostro Paese siede oggi su una base di accumulo distribuito stimata intorno ai 18 GW di capacità installata. Non è un numero da poco. Equivale a circa un terzo della potenza fotovoltaica cumulativa raggiunta a fine 2025, e supera di parecchio la taglia di qualunque centrale termoelettrica italiana. Eppure, quel capitale tecnico giace inerte: non partecipa ai mercati dell’energia, non offre flessibilità alla rete, non genera rendimento per chi lo possiede se non in forma di autoconsumo domestico. Siamo davanti a un paradosso che non ha a che fare con la tecnologia, ma con la grammatica delle regole.

Il paradosso dei 18 GW invisibili

Per capire la scala del fenomeno basta un confronto. L’Italia ha chiuso il 2025 con oltre 37 GW di potenza fotovoltaica installata, di cui circa un terzo nel segmento residenziale. Su questa fetta, la penetrazione dell’accumulo è stata massiccia: l’80% delle nuove installazioni domestiche dello scorso anno è arrivato con una batteria. Tradotto in numeri assoluti, secondo l’analisi, ciò significa che nel solo 2025 si sono aggiunte centinaia di migliaia di nuove unità di storage distribuito, andando a ingrossare una flotta che oggi viene stimata, cumulativamente, attorno ai 18 GW.

Che cosa rappresentano 18 GW di batterie distribuite? Dal punto di vista della potenza, potrebbero assorbire o rilasciare una quantità di elettricità paragonabile a quella di una dozzina di grandi centrali a gas. In un sistema elettrico che punta a gestire una quota crescente di fonti rinnovabili intermittenti, un simile parco batterie sarebbe una risorsa di flessibilità straordinaria: potrebbe assorbire i picchi di produzione solare nelle ore centrali della giornata e restituire energia la sera, riducendo la necessità di accendere impianti termoelettrici e contenendo i picchi di prezzo. Ma qui si apre la contraddizione. Perché questo potenziale, oggi, resta confinato dietro al contatore di casa, utile solo ad aumentare la quota di autoconsumo della singola utenza, senza alcuna possibilità di aggregazione e commercializzazione su scala di rete.

Il motivo è semplice e al tempo stesso ostinatamente tecnico: non esiste un quadro di regole che consenta a quell’accumulo distribuito di partecipare ai mercati dei servizi di flessibilità. In altre parole, mancano le condizioni per trasformare una miriade di batterie private in una risorsa collettiva, remunerata e gestibile. La stima di 18 GW ci restituisce allora non una potenza effettivamente disponibile per il sistema, ma la misura esatta del gap tra ciò che è stato fisicamente installato e ciò che la regolazione è in grado di valorizzare. Un capitale tecnico che aspetta soltanto un’infrastruttura normativa.

La spinta del Superbonus e il vuoto normativo

La risposta a come siamo arrivati fin qui sta in un intreccio di incentivi fiscali e ritardi regolatori. A trainare la corsa all’accumulo domestico è stato in primo luogo il Superbonus, che ha riscritto la geografia del residenziale fotovoltaico italiano: come evidenzia l’analisi, con il Superbonus gli impianti residenziali sono diventati, di fatto, sistemi fotovoltaico più accumulo. Non più pannelli da soli, ma pacchetti integrati che massimizzano l’autoconsumo e, con esso, il risparmio in bolletta. A questo si affianca l’eco-bonus, che agisce sotto forma di detrazione IRPEF e continua a sostenere la domanda anche dopo il ridimensionamento del Superbonus.

L’effetto è stato un’onda di installazioni che non ha eguali in Europa per densità e velocità. Ma mentre il residenziale galoppava, il segmento commerciale e industriale — il cosiddetto C&I — è rimasto al palo. I numeri raccontano un’altra storia: nel C&I italiano si installano circa 300 MW all’anno di accumulo, ma con una dinamica definita di continuo stop-and-go. Non esiste, in quel segmento, un vero mercato dello storage. Le imprese faticano a trovare un modello di ritorno economico chiaro, perché non possono contare su un quadro regolatorio stabile che valorizzi la flessibilità che le loro batterie sarebbero in grado di offrire alla rete. Il contrasto è netto: da una parte un mercato domestico drogato dagli incentivi, dall’altra un comparto produttivo che aspetta segnali di prezzo e regole certe.

Ed è proprio qui che il paradosso si fa più acuto. L’Italia dispone già di 18 GW di batterie distribuite che potrebbero fornire flessibilità al sistema elettrico, ma il quadro normativo per commercializzare questa risorsa non è ancora stato implementato. L’analisi lo dice senza giri di parole: il mercato per aggregare e remunerare l’accumulo distribuito semplicemente non esiste. Mentre altri Paesi europei hanno cominciato a sperimentare piattaforme di aggregazione e contratti standard per i servizi di bilanciamento, in Italia manca ancora il decreto attuativo che dovrebbe sbloccare le Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) e altre forme di partecipazione collettiva ai mercati della flessibilità. Finché quel tassello non sarà incastrato, i 18 GW resteranno celle al litio silenziose, buone solo per abbassare la bolletta del singolo proprietario.

Il gigante (quasi) in rampa di lancio

E infatti Terna e i grandi operatori stanno già posando le fondamenta di un’altra partita: quella dell’accumulo autonomo su larga scala. Le proiezioni indicano che entro la fine del decennio l’Italia sarà vicina ai 50 GWh di capacità di storage stand-alone. Non più batterie distribuite dietro il contatore di casa, ma impianti utility-scale collegati direttamente alla rete di trasmissione, pensati per offrire servizi di bilanciamento, riserva e arbitraggio sui prezzi all’ingrosso. L’asta MACSE e i progetti di Terna stanno tracciando una traiettoria ambiziosa, e diversi player internazionali hanno già annunciato investimenti per centinaia di milioni di euro.

Tuttavia, anche il gigante utility-scale non basta da solo a coprire il fabbisogno di flessibilità di un sistema che vuole arrivare al 2030 con oltre 80 GW di rinnovabili. Senza sbloccare i 18 GW distribuiti, la flessibilità resterà monca: ci affideremo a poche decine di grandi batterie, rinunciando a un esercito di piccole unità già installate e pagate, in gran parte, con denaro pubblico. Il vero numero da tenere d’occhio, allora, non è la capacità installata attuale né il target al 2030, ma la data di pubblicazione del decreto che permetterà all’accumulo distribuito di uscire dalla sua prigione domestica e diventare finalmente una risorsa di sistema.