Costo degli accumuli energetici aziendali e incentivi per gli investimenti 5.0

L’elevata domanda di batterie per i grid scale Energy Storage Systems (ESS) sta innescando un trend rialzista anche del costo degli accumuli energetici aziendali C&I (Commercial & Investment).

Si stima che nel 2025 le installazioni di ESS a livello globale siano cresciute di 273 GWh. E per il 2026 si prevede un’accelerazione con l’aggiunta di 359 GWh, di cui la metà in Cina. Tant’è che dopo anni di calo, sta tornando a salire il prezzo del litio (sebbene a dicembre 2025 il carbonato di litio costasse ancora ben l’80% in meno rispetto ai picchi di fine 2022).

Carlo Degli Esposti, Managing Partner di BSDE ed esperto di energia di Faro, avverte che trainante sul possibile rialzo del costo degli accumuli energetici aziendali anche in Europa è la domanda crescente di sistemi di backup dei data center. La buona notizia, comunque, è che per alleggerire il Capex degli investimenti in BESS (Battery Energy Storage Systems) nel segmento C&I le imprese energivore possono combinare due tipologie di incentivi.

Sono infatti fruibili l’iper ammortamento 2026 sui beni strumentali del Piano Transizione 5.0 e le agevolazioni CSEA relative a diagnosi energetiche, interventi di efficienza e copertura dei consumi da fonti rinnovabili.

Il tema delle tecnologie BESS per le imprese industriali, energivore e non, nel contesto del nuovo quadro regolatorio previsto dal Testo Integrato sul Dispacciamento Elettrico (Tide) di Arera è stato oggetto del 33° Smart Faro Focus sull’efficientamento energetico. «La tecnologia per trasformare l’azienda energivora in un “prosumer” flessibile, efficiente e sostenibile è matura e disponibile», ha sottolineato Carlo Degli Esposti. «La combinazione di incentivi statali, calo dei costi delle batterie e disponibilità di combustibili low-carbon crea oggi le condizioni ideali per investimenti ad alto rendimento strategico».

È assodato che i sistemi di accumulo elettrochimico per applicazioni Commercial & Industrial non sono più sperimentali. Sono diventati un asset maturo, per massimizzare l’autoconsumo di energia da fonti rinnovabili intermittenti, gestire i profili di carico e ridurre i picchi (peak shaving).

La tecnologia dominante delle batterie è basata sulla chimica litio-ferro-fosfato (LFP), preferita per sicurezza, costi inferiori e maggiore ciclo di vita. In particolare, le soluzioni con raffreddamento a liquido assicurano una round-trip efficiency superiore al 90%, grazie a distribuzione termica uniforme, riduzione dei consumi ausiliari ed elevata densità energetica.

Quattro le raccomandazioni di Degli Esposti in tema di gestione energetica aziendale per il periodo 2026-2030: sfruttare gli incentivi Transizione 5.0, adottare soluzioni ibride Power Quality, diversificare i vettori termici, puntare su digitalizzazione e aggregazione.

Il costo dei pacchi batterie LFP dei BESS C&I è in calo a causa della sovra capacità produttiva cinese. Secondo l’analisi di Degli Esposti, i prezzi si sono aggirati nel 2025 tra i 60 e i 70 euro a kWh. Mentre il costo degli accumuli energetici aziendali “chiavi in mano” (Capex del sistema completo installato) si è situato in una forbice tra i 200 e i 300 euro a kWh.

Ma i system integrator italiani come Energy spa e Socomec Italia si aspettano una ripresa dei prezzi nel 2026.

Rispetto al costo degli accumuli energetici aziendali, invece, quello per gli investimenti in BESS utility-scale è la metà. Un report Ember aggiornato a ottobre 2025 e basato sui risultati di aste in Italia, India e Arabia Saudita indica un Capex all-in di 125 dollari a kWh per progetti di BESS utility-scale di stoccaggio energetico di lunga durata (4 ore o più). Di cui, 75 dollari a kWh per i pacchi batteria e le attrezzature core di origine cinese. Il costo livellato di accumulo (LCOS) è di 65 dollari a kWh.

Secondo gli esperti consultati da Ember, il Capex di 120 dollari a kWh dei progetti utility scale che si sono aggiudicati la prima asta Macse a settembre 2025 a 13 euro per kWh si suddivide in 70 dollari per pacchi batteria ed equipaggiamento core e 50 dollari per i contratti di rendimento energetico EPC. Con tempi di ritorno dell’investimento in otto anni.

I sistemi di accumulo energetico C&I non devono essere necessariamente installati in azienda. Possono infatti fare riferimento anche a impianti esterni di produzione da fonti rinnovabili, non solo fotovoltaico, oggetto di contratti di PPA – Power Purchase Agreement. Al fine di accedere agli incentivi per la transizione energetica gli investimenti in BESS devono essere comunque inseriti in un progetto che contribuisce alla riduzione complessiva dei consumi con l’adozione di avanzati sistemi digitali e formazione del personale.

Fondamentale, secondo l’evoluzione del mercato e del dispacciamento elettrico avviata nel 2025 con il Tide, è il concetto di Balance Responsible Party. Essenziale infatti per le aziende che si dotano di BESS e di Supercapacitor di potenza legati alle energie rinnovabili intermittenti è la responsabilità d’equilibrio composta da produttore e consumatore.

Non è quindi solo una questione di miglioramento dell’efficienza energetica interna.

Se si vuole cogliere le opportunità del Tide occorre infatti che ci sia anche un’interfaccia del prosumer con il gestore di rete Terna in grado di assicurare la controllabilità. Cioè, è necessario che il sistema sia in grado di ricevere segnali dal gestore quando occorre bloccare l’immissione in rete energia, se questa rischia di squilibrare la frequenza costante di 50 Hertz, convogliandola nelle batterie ed evitando il curtailment.

Con i BESS abbinati a inverter di ultima generazione e a sistemi digitali avanzati ci sono pertanto opportunità di ottimizzazione non solo dei consumi aziendali, ma anche del rapporto con Terna nell’ultimo quarto d’ora prima della consegna dell’energia. Cosa che in Italia finora fanno solo i grandi operatori energetici dotati di impianti abilitati.

In Italia il trade di libero scambio tra operatori di mercato si chiude 15 minuti prima della consegna. Nell’ultimo quarto d’ora, il cosiddetto tempo reale, l’unico cliente all’ingrosso di energia in vendita e acquisto è il gestore di rete nazionale Terna, responsabile ultimo per il mantenimento dell’equilibrio della rete a una frequenza costante di 50 Hertz.

Con il nuovo assetto di mercato regolato dal Tide e le adeguate tecnologie, le aziende prosumer possono entrare nel mercato dei servizi di bilanciamento elettrico per la flessibilità e la stabilità della rete e di approvvigionamenti energetici diretti transfrontalieri. Ed essere premiate economicamente per questo utile servizio. Di fatto, la gestione molto più precisa del consumo energetico aziendale sarà possibile in sinergia con fornitori di servizi di gestione dell’impianto di produzione e accumulo (trader).

Più opportunità quindi, ma anche maggiori rischi da gestire su cui fare hedging.

Per esempio: ci saranno per i prosumer opportunità di guadagni rilevanti in caso di sistema molto “corto”, in cui la rete elettrica è sotto stress (alto consumo, bassa produzione) e i prezzi di acquisto dell’energia per il bilanciamento salgono (in situazioni estreme possono arrivare a centinaia di migliaia di euro al MWh). In quel caso, chi mette in campo l’ultimo MWh che serve a evitare blackout, sarà pagato molto bene.

L’altra faccia della medaglia, però, è che saranno penalizzate economicamente i prosumer che in quel momento di stress commetteranno l’errore di prelevare corrente dalla rete anziché immetterne.

Occorre dunque prestare molta attenzione, perché servono adeguate scelte tecnologiche, operative e contrattuali plasmate sulle nuove regole del Tide.