Flessibilità e sistemi di accumulo (BESS): il quadro giuridico per investire nel mercato italiano

Quando si decide di investire in un sistema di accumulo a batteria (Battery Energy Storage Systems – BESS) per operare nel mercato della flessibilità elettrica, ci si confronta con un ecosistema normativo articolato, che coinvolge autorizzazioni edilizie e ambientali, regolazione dei mercati, obblighi di compliance e strutture contrattuali specializzate. Comprendere questo quadro nella sua interezza non è un esercizio teorico: è la condizione per costruire un investimento solido, bancabile e conforme.

L’Italia sta vivendo una fase di forte accelerazione nella domanda di risorse flessibili. Il target PNIEC di 131 GW di capacità rinnovabile installata entro il 2030 — di cui 80 GW di fotovoltaico e 28 GW di eolico — amplifica strutturalmente gli squilibri tra generazione intermittente e consumo. I BESS si stanno affermando come la tecnologia chiave per rispondere a questo fabbisogno, grazie alla riduzione dei costi delle batterie agli ioni di litio, a un’efficienza di carica-scarica che raggiunge il 95% e alla capacità di effettuare il cosiddetto time-shifting dell’energia: immagazzinare l’eccesso di produzione rinnovabile e restituirlo alla rete nei momenti di picco della domanda.

1. Il regime autorizzativo: tre percorsi in base alla taglia e all’ubicazione

Il primo aspetto da definire è il titolo abilitativo necessario per la realizzazione dell’impianto. Il Testo Unico FER (D.lgs. 190/2024), in vigore dal 30 dicembre 2024, ha introdotto ulteriori semplificazioni — tra cui la soppressione della DILA (dichiarazione di inizio lavori asseverata) — e oggi il regime si articola su tre livelli.

Edilizia libera: i BESS con potenza inferiore a 10 MW non richiedono titoli abilitativi, fatti salvi gli atti di assenso previsti dal Codice dei beni culturali (D.lgs. 42/2004) e i pareri antincendio degli enti competenti.

Procedura Abilitativa Semplificata (PAS): si applica ai BESS ubicati all’interno di aree industriali di qualunque natura — anche non più operative o in dismissione — nonché presso impianti elettrici FER o fossili di potenza inferiore a 300 MW termici, aree di cava o siti di produzione di idrocarburi in dismissione, a condizione che non comportino ampliamento delle aree esistenti, aumento degli ingombri in altezza né variante urbanistica.

Autorizzazione Unica (AU): è necessaria per i BESS stand-alone ubicati fuori da aree industriali e per quelli in aree con impianti fossili di potenza pari o superiore a 300 MW termici. L’AU è di competenza del MASE (ai sensi dell’art. 1, comma 2-quater, lett. b, del D.L. 7/2002). Per i BESS stand-alone non sono richieste valutazioni ambientali ai sensi del D.lgs. 152/2006 né l’Intesa regionale. Il Testo Unico FER prevede inoltre l’AU regionale o provinciale per i BESS stand-alone con potenza superiore a 200 MW destinati a servizi di rete su scala nazionale.

Per i BESS integrati a impianti FER di nuova costruzione, si segue l’AU regionale/provinciale (art. 12, D.lgs. 387/2003). Se lo storage è aggiunto a un impianto FER esistente senza occupazione di nuove aree, è sufficiente la procedura di modifica non sostanziale.

2. Modelli di ricavo: il revenue stacking come strategia integrata

I BESS generano valore non da un’unica fonte, ma dalla combinazione simultanea di più stream di ricavo. Questa logica di revenue stacking è ciò che rende l’investimento economicamente sostenibile.

Arbitraggio energetico. Il modello più immediato: acquistare energia nelle ore di prezzo basso (tipicamente le ore centrali, con sovrapproduzione fotovoltaica) e rivenderla nei momenti di picco serale. Con la granularità quartoraria introdotta dal TIDE, gli spread di prezzo sono diventati più frequenti e più marcati. Un BESS con almeno 2 ore di durata può effettuare uno o più cicli giornalieri di carica/scarica, con margini che dipendono dalla volatilità dei mercati day-ahead e intraday.

Incentivi CER. I sistemi di accumulo possono essere integrati in Comunità Energetiche Rinnovabili ai sensi del D.lgs. 199/2021 e del Decreto CACER (DM 414/2023). Il GSE ha confermato espressamente che l’energia accumulata viene considerata, tramite appositi algoritmi, come energia condivisa ai fini del calcolo della tariffa incentivante (FAQ MASE n. 25 CER).

Servizi di rete (BSP). Il proprietario del BESS può delegare la gestione operativa a un Balance Service Provider, che aggrega risorse flessibili e le offre sul Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento (MBR), ricevendo una remunerazione per la disponibilità a modulare produzione o consumo su richiesta di Terna.

3. Il contratto di tolling: lo strumento che rende bancabile l’investimento

Il contratto di tolling si sta affermando come il modello contrattuale di riferimento per la valorizzazione dei BESS nel mercato italiano. La sua funzione economica essenziale è separare nettamente la componente industriale dalla componente commerciale dell’investimento.

Come funziona. L’Asset Owner — proprietario del BESS — mantiene la titolarità dell’impianto, la responsabilità per costruzione, manutenzione e conformità normativa, e ne rende disponibile la capacità di stoccaggio al Toller, tipicamente un trader energetico o un operatore di mercato specializzato. Il Toller acquisisce il diritto di gestire autonomamente i cicli di carica e scarica, operando sui mercati dell’energia e dei servizi ancillari secondo le proprie strategie di ottimizzazione. L’energia immessa e prelevata resta di proprietà esclusiva del Toller.

Struttura del corrispettivo. Il tolling può prevedere: (i) un corrispettivo fisso (fixed tolling fee), che garantisce all’Asset Owner un flusso di cassa stabile e prevedibile; (ii) una formula mista con un valore minimo garantito (floor) e una ripartizione dei ricavi eccedenti (profit sharing); (iii) formule a condivisione integrale del rischio, con corrispettivo interamente variabile. La scelta dipende dalla propensione al rischio delle parti e dalle esigenze di bancabilità: i contratti a corrispettivo fisso massimizzano la prevedibilità del cash flow, le formule ibride consentono di catturare parte dell’upside di mercato.

Clausole critiche da negoziare. Le restrizioni sui cicli di carica/scarica (per preservare la vita utile della batteria), gli obblighi di disponibilità con relativi meccanismi di penale e bonus, la responsabilità per la manutenzione ordinaria e straordinaria, la durata contrattuale (tipicamente da 5 a 15 anni), i meccanismi di aggiustamento in caso di degrado delle prestazioni e la disciplina della cessazione anticipata.

4. I ruoli di mercato nel TIDE: BRP e BSP

Il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), in vigore dal 1° gennaio 2025 (delibera ARERA 345/2023/R/eel), ha riformato in profondità l’architettura del dispacciamento italiano, recependo il Regolamento (UE) 2019/943 e la Direttiva (UE) 2019/944. La riforma introduce una netta separazione tra fase commerciale e fase fisica dei mercati e ridefinisce due figure operative centrali.

Il BRP (Balance Responsible Party) è il soggetto responsabile degli sbilanciamenti tra il programma commerciale (impegno a immettere o prelevare energia) e l’effettivo livello di immissione o prelievo. Opera sui mercati dell’energia (day-ahead, intraday) e gestisce portafogli di risorse, stipulando con Terna un unico contratto di dispacciamento.

Il BSP (Balance Service Provider) è il soggetto che fornisce servizi di dispacciamento aggregando risorse flessibili — produzione, consumo e stoccaggio — e rendendole disponibili per la modulazione su richiesta del TSO o del DSO. La remunerazione avviene tramite il MBR, ora strutturato su periodi quartorari. BRP e BSP possono coincidere o essere soggetti distinti.

5. Obblighi REMIT: la compliance come prerequisito operativo

Ogni operatore che gestisce o controlla una capacità complessiva superiore a 10 MW e partecipa ai mercati energetici all’ingrosso è soggetto agli obblighi del Regolamento REMIT (Reg. UE 1227/2011, come modificato dal Reg. UE 2024/1106). Per un investitore in BESS utility-scale, la compliance REMIT non è facoltativa: è una condizione strutturale dell’attività.

Gli obblighi comprendono: registrazione nel Registro REMIT di ARERA; reporting delle transazioni ad ACER tramite i Registered Reporting Mechanisms (RRM); pubblicazione delle informazioni privilegiate; divieto di insider trading e di manipolazione del mercato, con obbligo di segnalazione delle operazioni sospette (STOR). Le sanzioni possono arrivare fino al 10% del fatturato annuo.

Considerazioni conclusive

Il mercato della flessibilità elettrica rappresenta oggi una delle aree di maggiore crescita e complessità del settore energetico italiano. Per un investitore che intenda sviluppare o acquisire asset BESS, la sfida non è soltanto tecnologica o finanziaria, ma anzitutto regolatoria e contrattuale.

Il quadro normativo — dal Testo Unico FER al TIDE, dal regime autorizzativo semplificato agli obblighi REMIT — delinea un mercato maturo ma in rapida evoluzione, dove la corretta strutturazione dell’operazione, la scelta del modello contrattuale e la piena compliance normativa sono condizioni imprescindibili per la sostenibilità dell’investimento nel medio-lungo periodo.