Italia: dalla sovvenzione diretta alla flessibilità di mercato
Il sistema elettrico italiano si trova in una fase di profonda transizione normativa. Il regime incentivante per le fonti rinnovabili (FER) – storicamente fondato sul Conto Energia e, successivamente, sui meccanismi asta gestiti dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) – si è evoluto verso strumenti di mercato più sofisticati, tra cui il contratto per differenza bidirezionale (two-way CfD) introdotto dai Decreti FER 2 e FER X Transitorio Watson Farley – Decreto FER X Transitorio (DM 30.12.2024). Parallelamente, l'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha progressivamente ridefinito le regole tariffarie per i sistemi di accumulo elettrochimico (BESS), rimuovendo la storica doppia imposizione sugli oneri di rete attraverso la Delibera 109/2021/R/eel e le successive delibere 560/2021, 285/2022, 472/2022 e 596/2023 Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. Sul versante della programmazione della rete, Terna – il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN) – ha lanciato nel 2020 il pilota Fast Reserve (249,9 MW aggiudicati), seguito dal Mercato per l'Acquisizione della Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE), istituito con il Decreto Ministeriale 10 ottobre 2024 n. 346 Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025. La borsa elettrica è gestita dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) attraverso il Mercato del Giorno Prima (MGP) e i mercati infragiornalieri (MI/XBID). L'Italia ha recepito con notevole ritardo la riforma europea del mercato elettrico (Regolamento UE 2024/1747 e Direttiva UE 2024/1711): la scadenza del 17 gennaio 2025 è stata disattesa e solo il 1° ottobre 2025 il Consiglio dei Ministri ha approvato in via preliminare lo schema di decreto legislativo attuativo Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025). Il quadro complessivo registra tensioni irrisolte: la crescita esplosiva delle rinnovabili non programmabili (+7,5 GW attesi nel 2025) amplifica le ore di prezzo negativo – 88 ore sotto 30 €/MWh nel 2024, rispetto a 57 nel 2023 – e le congestioni di rete impongono una flessibilità che solo i sistemi di accumulo possono fornire su larga scala. Quanto segue è una rassegna tecnica destinata a operatori professionali; non costituisce consulenza legale. Da verificare prima di decisioni d'investimento.
Il quadro normativo italiano per BESS e FER
Un operatore di sistema di accumulo in Italia deve orientarsi in quattro ambiti normativi strettamente interconnessi: regime incentivante e regola dei prezzi negativi, obblighi di flessibilità e riduzione della produzione (curtailment), tariffe di rete e accesso ai mercati dell'energia.
Prezzi negativi ed erogazione degli incentivi FER
Il regime incentivante italiano per le fonti rinnovabili è oggi articolato principalmente attorno al meccanismo del contratto per differenza bidirezionale (two-way CfD), nel quale il GSE eroga la differenza positiva tra il prezzo d'asta aggiudicato e il prezzo di riferimento del Mercato del Giorno Prima (MGP) e, viceversa, recupera la differenza negativa quando i prezzi di mercato superano il prezzo aggiudicato Watson Farley – Decreto FER X Transitorio (DM 30.12.2024). Il Decreto FER X Transitorio (DM 30 dicembre 2024, in vigore dal 28 febbraio 2025) introduce una regola specifica per le ore di prezzo nullo o negativo sul MGP: per gli impianti di potenza pari o superiore a 200 kW, l'erogazione dell'incentivo è sospesa nei periodi in cui si registrano prezzi pari a zero o negativi sulla borsa elettrica nazionale PwC Italia – FER X Transitorio: meccanismo incentivi e regola prezzi negativi. Questa disciplina recepisce l'orientamento europeo – già presente nell'articolo 4 della Direttiva UE 2018/2001 (RED II), confermato dal Regolamento UE 2024/1747 – che impone di non remunerare l'immissione in rete quando il segnale di prezzo segnala sovrabbondanza strutturale. Il confronto con il modello tedesco (§ 51 EEG: sospensione dopo 3 ore consecutive di prezzo negativo) evidenzia una scelta italiana più immediata: nessuna franchigia minima di ore consecutive è esplicitamente prevista nel decreto transitorio; la sospensione scatta all'ora in cui il prezzo MGP risulta ≤ 0 PwC Italia – FER X Transitorio: meccanismo incentivi e regola prezzi negativi. Per gli impianti sottoposti a riduzione per ordine del dispacciamento (curtailment), il decreto garantisce tuttavia il pagamento sulla base dell'energia «producibile» e non sulla sola energia immessa in rete, preservando così il flusso di cassa del produttore anche in caso di ordine di riduzione da parte di Terna. La soglia di 200 kW si applica al Decreto FER X Transitorio (capacità totale incentivabile: 14,65 GW); il Decreto FER 2, rivolto agli impianti innovativi, segue regole analoghe. Gli impianti di potenza inferiore a 200 kW accedono a incentivi a tariffa fissa diretta, con minor esposizione alla volatilità del MGP. L'esistenza di una franchigia oraria minima (come nel modello tedesco) non risulta confermata in modo univoco nelle fonti consultate: da verificare nel testo integrale del decreto e nelle successive istruzioni operative del GSE.
Abregelung (curtailment) e obbligo di flessibilità per le FER
Il problema del curtailment delle fonti rinnovabili rappresenta una delle maggiori criticità operative del sistema elettrico italiano. La crescita accelerata delle installazioni fotovoltaiche ed eoliche – con oltre 6 GW di nuova capacità BESS già installata (prevalentemente dietro il contatore nel Nord Italia) e un obiettivo Terna di oltre 70 GWh al 2030 Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025 – ha amplificato le congestioni zonali, in particolare nelle zone Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna. Terna gestisce la riduzione della produzione rinnovabile attraverso il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD), nel quale gli impianti programmabili presentano offerte di riduzione; le FER non programmabili subiscono invece ordini di curtailment non remunerati, salvo quanto previsto dai meccanismi d'incentivo (vedi Pilastro 1) Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025. La Delibera ARERA 385/2025/R/EEL (5 agosto 2025) ha introdotto l'obbligo di installare un Controllore Centrale di Impianto (CCI) per tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici connessi in media tensione con potenza superiore a 100 kW, in conformità alla norma CEI 0-16 con funzionalità PF2. Il CCI consente al distributore di limitare in remoto la potenza attiva dell'impianto, segnando il passaggio da reti passive a reti attive nelle quali la generazione distribuita partecipa attivamente alla regolazione di sistema Regran – ARERA 385/2025/R/EEL: CCI obbligatorio per FV ed eolico >100 kW in MT. Contestualmente, la categoria GDPRO (riduzione manuale su richiesta del distributore) è stata abolita: la risposta agli ordini di dispacciamento deve avvenire in modo automatico e certificato. Per i sistemi di accumulo di grande taglia (>10 MW), la Delibera ARERA 98/2023/R/EEL ha esteso l'obbligo di riserva primaria di frequenza – già vigente per le centrali termiche e idroelettriche rilevanti – anche alle unità di produzione elettrochimica (BESS), a partire dal 1° luglio 2023 Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. Il meccanismo MACSE (vedi Pilastro 4) è concepito proprio come strumento strutturale per ridurre il curtailment: le batterie aggiudicate nelle aste erogano servizi di time-shifting a Terna, assorbendo energia nelle ore di eccesso e restituendola nelle ore di punta, riducendo la necessità di ordini di riduzione alla fonte Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025. L'obiettivo dichiarato del Piano di Sviluppo della Rete è raggiungere una capacità di stoccaggio elettrochimico di circa 9 GW / 71 GWh entro il 2030, concentrata prevalentemente nelle zone meridionali e insulari dove la congestione è più acuta Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025.
Tariffe di rete per i sistemi di accumulo: doppia imposizione ed esenzioni
La questione della doppia imposizione tariffaria per i sistemi di accumulo – storicamente tassati sia in fase di carica (come consumatori) sia in fase di immissione (come produttori) – è stata affrontata in modo progressivo da ARERA attraverso una serie di delibere fondamentali. La Delibera 109/2021/R/EEL (16 marzo 2021) ha segnato la svolta: il suo articolo 13 ha eliminato l'obbligo di sottoscrivere un contratto di fornitura separato per i prelievi funzionali ai servizi ausiliari e ai sistemi di accumulo, qualificando l'energia ritirata dalla rete per la successiva immissione come «iniezione negativa» esente dalle componenti di trasporto e distribuzione Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. Le delibere successive – 560/2021, 285/2022, 472/2022 e 596/2023 – hanno affinato e consolidato questa disciplina, estendendo le possibilità di esenzione e chiarendo le procedure di accesso Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. L'accesso all'esenzione richiede la presentazione di una relazione tecnica certificata da un ingegnere qualificato indipendente all'operatore di rete competente, che ha 4 mesi per approvare o respingere la richiesta; il procedimento si conclude con la costituzione di un'Unità di Produzione per i Servizi Ausiliari (UPSA) e l'attribuzione della rappresentanza del dispacciamento. Attenzione alla scadenza transitoria: l'articolo 16 del Testo Integrato Trasporto (TIT, allegato alla Delibera AEEG 654/2015), che costituiva il precedente regime agevolativo, è stato formalmente abrogato il 31 dicembre 2023; la sua funzione è stata assorbita dall'articolo 13 della Delibera 109/2021, il cui regime transitorio è previsto fino al 31 dicembre 2026 Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. Dopo tale data, la disciplina dovrà essere ulteriormente consolidata in un testo organico. Sul versante degli oneri generali di sistema, l'energia prelevata per ricaricare un BESS è soggetta alle componenti ASOS (sostegno alle rinnovabili e alla cogenerazione) e ARIM (oneri residui), ma la quota relativa ai prelievi di accumulo può beneficiare di esenzioni per le imprese energivore (c.d. «imprese energivore»), soggette a tariffazione ridotta modulata per classi di eleggibilità Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. La Circolare n. 17/2024 dell'Agenzia delle Dogane e dei Monopoli ha altresì chiarito che i BESS connessi alla rete nazionale costituiscono «opifici elettrici» soggetti al pagamento della licenza annuale, un aspetto fiscale spesso sottovalutato nelle analisi di project finance. Il regime transitorio dell'art. 13 della Delibera 109/2021 scade il 31.12.2026: le condizioni post-scadenza sono da verificare con ARERA.
Mercati accessibili a una batteria: GME (MGP/IPEX), MSD Terna e MACSE
Un sistema di accumulo BESS di taglia utility-scale in Italia può accedere a quattro distinte fonti di ricavo, strettamente regolate da norme specifiche. 1. Mercato del Giorno Prima (MGP) e mercati infragiornalieri (MI/XBID): gestiti dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) sulla piattaforma IPEX (Italian Power Exchange), il MGP è il mercato d'asta orario nel quale si formano i prezzi zonali e il Prezzo Unico Nazionale (PUN) – media ponderata dei prezzi zonali per i volumi d'acquisto. Il mercato è strutturato in 7 zone geografiche (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia, Sardegna), con prezzi differenziati che riflettono le congestioni di rete. Gli MI comprendono tre aste (MI-A1, MI-A2, MI-A3) e il trading continuo XBID fino a 30 minuti prima della consegna Wikipedia – Italian Power Exchange (GME/IPEX): struttura MGP e mercati infragiornalieri. L'accesso al MGP è aperto ai BESS qualificati come Unità di Produzione (UP), previa abilitazione Terna al dispacciamento. 2. Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD): gestito da Terna con meccanismo pay-as-bid, il MSD remunera cinque tipologie di servizio: risoluzione delle congestioni, riserva primaria, secondaria e terziaria, e bilanciamento. Terna agisce come unica controparte. I prezzi MSD nel periodo gennaio-maggio 2025 hanno raggiunto in media 250 €/MWh nel Centro-Sud e 320 €/MWh in Sicilia (up-regulation), valori che rendono il mercato particolarmente attrattivo per i BESS con bassa latenza di risposta Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025. 3. Mercato della Capacità (MC): Terna organizza aste di capacità con contratti T-4 e T-3; i BESS hanno partecipato alle aste 2022, 2023 e 2024, con prezzi di remunerazione per nuova capacità variabili tra 33.000 e 70.000 €/MW/anno secondo la zona geografica Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo. 4. MACSE – Meccanismo per l'Acquisizione della Capacità di Stoccaggio Elettrico: istituito con il Decreto Ministeriale 10 ottobre 2024 n. 346 su proposta di Terna ai sensi dell'articolo 18 del Decreto Legislativo 210/2021, e regolamentato dalla Delibera ARERA 247/2023/R/EEL, il MACSE è il meccanismo più innovativo nel panorama italiano Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025. Offre contratti quindicennali a prezzo fisso (tolling agreement) per impianti di accumulo di nuova realizzazione – prevalentemente batterie al litio – nelle zone Centro-Sud, Sud, Sicilia e Sardegna (Nord escluso). La prima asta, tenutasi il 30 settembre 2025, ha aggiudicato l'intera quota nazionale di 10 GWh (9.968 MWh), corrispondente a 1.491 MW di potenza, su 14 progetti (15 iniziali, uno ritirato) a una media ponderata di circa 12.959 €/MWh/anno, ben al di sotto del prezzo massimo di 37.000 €/MWh/anno fissato da ARERA. Gli aggiudicatari – tra cui Enel (~50% della capacità), Eni Plenitude, Greenvolt, Natpower, ZE Energy, Whysol e ACL – ricevono un premio mensile fisso da Terna e una quota minoritaria dei ricavi MSD, con divieto di cumulo con arbitraggio energetico e partecipazione ai vecchi mercati di capacità Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025 Energy Storage News – Prima asta MACSE: 10 GWh aggiudicati a €12.959/MWh/anno (30.09.2025). La prequalificazione richiede la presentazione di un'istanza di ammissione almeno 120 giorni prima della prima asta, con attestazione di assenza di debiti verso Terna, possesso delle autorizzazioni necessarie e prestazione di garanzie pari al 15% del valore contrattuale. Il Piano di Sviluppo Terna prevede una domanda complessiva di stoccaggio di 71 GWh e 9 GW entro il 2030. Da verificare: le condizioni di accesso al MSD per BESS inferiori a 10 MW in assenza di MACSE, e l'eventuale istituzione di aste MACSE per anni di consegna 2029 e 2030.
Riforma del mercato elettrico UE 2024 e recepimento italiano
Il quadro normativo europeo di riferimento per il mercato elettrico è stato profondamente riformato nel 2024. Il Regolamento (UE) 2024/1747 e la Direttiva (UE) 2024/1711, entrambi pubblicati nella Gazzetta Ufficiale dell'UE il 26 giugno 2024 e in vigore dal 17 luglio 2024, modificano il Regolamento (UE) 2019/943 e la Direttiva (UE) 2019/944 (Electricity Regulation e Electricity Directive) con l'obiettivo di accelerare l'integrazione delle rinnovabili, tutelare i consumatori dalla volatilità dei prezzi e promuovere contratti a lungo termine (PPA e CfD bidirezionali) per gli investimenti in nuova capacità Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025). Tra le misure chiave: l'obbligo di chiudere le porte infragiornaliere entro 30 minuti dalla consegna fisica entro il 2026; il rafforzamento dei diritti dei clienti attivi (contratti multipli, condivisione dell'energia, tariffe dinamiche); e la promozione della condivisione dell'energia nelle Comunità di Energia Rinnovabile (CER). La Direttiva 2024/1711 doveva essere recepita dagli Stati membri entro il 17 gennaio 2025. L'Italia ha mancato questo termine – come la quasi totalità degli altri ventisette Stati membri – ed è stata oggetto della procedura d'infrazione europea 2025/0148 Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025). Solo il 1° ottobre 2025 il Consiglio dei Ministri ha approvato in via preliminare lo schema di decreto legislativo attuativo (Schema n. 318), che recepisce le principali novità: aggiornamento della definizione di «cliente attivo», possibilità di sottoscrivere più contratti di fornitura e accordi di condivisione simultanei, obbligo di separazione in fattura della quota di energia condivisa, e calcolo degli scambi energetici su intervalli non superiori a un'ora Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025). Il Regolamento (UE) 2024/1747 – applicabile direttamente senza necessità di recepimento – ha introdotto l'obbligo per i gestori dei sistemi di trasmissione e distribuzione di non ostacolare la partecipazione dei sistemi di accumulo ai mercati dell'energia, consolidando le disposizioni già presenti nell'articolo 54 della Direttiva 2019/944 sull'accesso non discriminatorio dei sistemi di stoccaggio. Per i gestori di BESS in Italia, la principale implicazione pratica riguarda la promozione dei PPA (Power Purchase Agreement) a lungo termine: la riforma UE ne incoraggia l'uso per garantire ricavi stabili agli impianti da rinnovabili, riducendo la dipendenza dagli incentivi diretti Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025). Lo schema di decreto legislativo n. 318 era in fase di iter parlamentare a fine 2025: le disposizioni finali potrebbero differire dalla versione preliminare approvata dal CdM.
Documentazione normativa verificata
- Watson Farley – Decreto FER X Transitorio (DM 30.12.2024)
- Externa Srl – Delibera ARERA 109/2021/R/eel: esenzione oneri di rete per accumulo
- Timera Energy – Italian BESS & MACSE: stato del mercato 2025
- Smart Building Italia – Recepimento riforma mercato elettrico UE (D.Lgs. Schema n. 318, ottobre 2025)
- PwC Italia – FER X Transitorio: meccanismo incentivi e regola prezzi negativi
- Regran – ARERA 385/2025/R/EEL: CCI obbligatorio per FV ed eolico >100 kW in MT
- Wikipedia – Italian Power Exchange (GME/IPEX): struttura MGP e mercati infragiornalieri
- Energy Storage News – Prima asta MACSE: 10 GWh aggiudicati a €12.959/MWh/anno (30.09.2025)
- DLA Piper – La disciplina del MACSE: DM 346/2024 e Delibera ARERA 247/2023
- EUR-Lex – Regolamento (UE) 2024/1747 (riforma mercato elettrico, GU UE 26.06.2024)
La presente analisi è redatta a scopo informativo per operatori professionali del settore energetico. Non costituisce consulenza legale, fiscale o finanziaria. Il quadro normativo italiano in materia di accumulo, incentivi FER e tariffe di rete è in rapida evoluzione: le disposizioni descritte fanno riferimento alle fonti disponibili al giugno 2026. Prima di qualsiasi decisione d'investimento è indispensabile verificare l'aggiornamento delle norme con un consulente legale specializzato in diritto energetico italiano.
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