L’idroelettrico di pompaggio torna in gioco per l’accumulo stagionale
A luglio 2026 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha autorizzato 819 MW di nuovi progetti di accumulo. Sette sono impianti BESS – Battery Energy Storage, batterie al litio su larga scala – ma uno è diverso da tutti gli altri: un’iniziativa di pompaggio idroelettrico. In un mese dominato dall’elettrochimico, la comparsa di un pompaggio, tecnologia che sposta acqua tra due bacini a quote diverse per immagazzinare energia potenziale, segnala che la strategia italiana sull’accumulo non è monocorde. I numeri intanto parlano chiaro: nei primi sette mesi del 2026 il Paese ha autorizzato oltre 2,7 GW di sistemi di accumulo elettrochimico. Un ritmo che, se mantenuto, porterebbe a sfiorare i 5 GW annui.
Luglio 2026: non solo batterie, anche pompaggio
Il dettaglio dei provvedimenti firmati dal Mase racconta una geografia ampia. I sei decreti di autorizzazione unica pubblicati il 13 luglio coprono 720 MW di impianti BESS distribuiti su cinque regioni: Puglia, Basilicata, Veneto, Molise e Toscana. A questi si aggiunge un progetto da 99 MW in Molise, approvato la scorsa settimana. Il totale mensile tocca così quota 819 MW, ma la cifra comprende anche l’impianto di pompaggio, un’anomalia statistica che merita attenzione.
Il pompaggio idroelettrico non è una tecnologia nuova: in Italia operano già impianti come quelli di Entracque o Presenzano, costruiti decenni fa con logiche di modulazione del carico termoelettrico. Oggi il contesto è radicalmente diverso. Con una penetrazione fotovoltaica che a maggio 2026 ha coperto oltre il 30% della domanda elettrica in alcune ore centrali, il fabbisogno di accumulo non è più solo giornaliero ma potenzialmente stagionale. Le batterie al litio eccellono nei cicli infra-giornalieri – carica a mezzogiorno, scarica alle 20 – ma iniziano a perdere convenienza economica quando si parla di immagazzinare energia per settimane. Il pompaggio, con efficienze di andata e ritorno intorno al 75-80% contro il 90-95% delle batterie, compensa con una durata di vita di 50-80 anni e una capacità di accumulo che può raggiungere le centinaia di gigawattora. Non è un ritorno al passato: è una scelta di sistema per coprire un buco che le batterie da sole non possono riempire.
Dietro questa accelerazione autorizzativa c’è un meccanismo che ha iniziato a funzionare. A giugno il ministero aveva già approvato dieci progetti di accumulo a batteria per circa 1,1 GW. Sommati ai 720 MW BESS di luglio (più i 99 MW del Molise), fanno quasi 2 GW in due mesi. Il totale dei primi sette mesi – oltre 2,7 GW – è più di quanto l’Italia abbia installato in tutto il 2024. L’ingranaggio amministrativo sta girando, ma la quantità non è tutto.
L’Italia nella corsa europea: la torta cresce, ma le fette si assottigliano
L’obiettivo dichiarato dal governo è ambizioso: 15 GW di capacità BESS entro il 2030 per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento. Con i ritmi attuali di autorizzazione, la pipeline sembra allinearsi. Il problema è che l’Italia non corre da sola. Secondo i dati pubblicati a fine giugno da SolarPower Europe, nel 2025 Germania, Regno Unito e Italia sono rimasti i tre maggiori mercati europei per le installazioni di storage. Ma la loro quota combinata sulle nuove installazioni è crollata: dal quasi 80% del biennio 2023-2024 al 47% del 2025. In termini assoluti, le installazioni europee hanno raggiunto il record di 36 GWh.
In termini relativi, la torta si sta ridistribuendo.
Questo significa che nuovi mercati – Spagna, Polonia, Paesi Bassi, Grecia – stanno entrando con forza, attratti dagli stessi fondamentali che hanno spinto l’Italia: prezzi elettrici volatili, canoni di capacità in fase di strutturazione, penetrazione rinnovabile in crescita. Per uno sviluppatore che valuta dove allocare capitale, il confronto non è più tra Italia e nulla, ma tra Italia e un numero crescente di giurisdizioni con iter autorizzativi più snelli, costi di connessione inferiori o mercati dei servizi ancillari più profondi.
L’Italia parte con un vantaggio: il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico) ha assegnato contratti a lungo termine che offrono una visibilità sui ricavi che pochi altri mercati europei possono eguagliare. Ma la concorrenza per i capitali si sta intensificando proprio mentre la pipeline autorizzativa italiana porta sul mercato volumi che rischiano di saturare la domanda di servizi di rete. La finestra è aperta, ma non resterà tale per sempre.
Cosa cambia per sviluppatori e gestori: il vero collo di bottiglia non è l’autorizzazione
Per chi progetta un BESS in Italia, il quadro è chiaro: ottenere l’autorizzazione unica non è più la strozzatura principale. Il problema si è spostato a valle, sulla connessione alla rete di trasmissione. Terna sta potenziando le dorsali, ma la capacità di allaccio nelle aree ad alta irradiazione – Puglia, Sicilia, Basilicata – è contesa tra fotovoltaico, eolico e accumulo. Un’autorizzazione in mano senza una connessione economicamente sostenibile è un pezzo di carta. E con centinaia di megawatt che entreranno in esercizio nei prossimi 18-24 mesi, il rischio di congestione sulle linee e di saturazione dei mercati dei servizi ancillari – dove i BESS guadagnano la maggior parte dei ricavi – è concreto. Le autorizzazioni servono, ma da sole non bastano: la corsa ai 15 GW si vince sulla rete e sulla capacità di attrarre capitali in un’Europa sempre più affollata.
