Un BESS può guadagnare in più modi. Questo non significa che ogni impianto abbia lo stesso ritorno. La redditività dipende dalla connessione, dal contratto di accesso ai mercati, dalla durata di accumulo, dai costi di realizzazione e da ciò che accade dopo l’entrata in esercizio. Se una stima parte da un unico numero di payback, senza spiegare queste condizioni, è una stima debole.
Qui considero i sistemi di accumulo a batteria connessi alla rete su scala industriale. Per il funzionamento e le componenti tecniche rimando alla Guida BESS 2026.
Da dove arrivano i ricavi
Il primo canale è l’arbitraggio energetico: caricare nelle ore in cui l’energia costa meno e scaricare quando il suo valore è maggiore. Lo spread tra i prezzi non coincide con il margine: vanno sottratti l’energia persa nel ciclo di carica e scarica, gli oneri applicabili, i costi di esercizio e l’effetto del degrado.
Un secondo canale è la partecipazione ai servizi per il sistema elettrico, se l’impianto è abilitato e se le regole del mercato lo consentono. Disponibilità, tempi di risposta, prestazioni e vincoli contrattuali contano quanto la tecnologia installata. La stessa capacità non può essere impegnata liberamente in due impieghi incompatibili nello stesso momento.
In Italia esiste inoltre il MACSE, il mercato a termine per l’approvvigionamento di capacità di stoccaggio gestito da Terna. È un meccanismo con regole, aste e obblighi specifici; non è un premio automaticamente spettante a ogni progetto. La prima asta del 2025 ha assegnato 10 GWh di capacità destinata a entrare in esercizio nel 2028, secondo Terna. Un business plan deve indicare se il progetto è contrattualizzato, ammissibile a una futura procedura o esposto soltanto ai mercati.
Il costo che il prezzo delle batterie non racconta
Il prezzo dei moduli è solo una voce del CAPEX. Per arrivare a un impianto funzionante servono conversione di potenza, trasformatori, opere civili, sistemi antincendio, automazione, protezioni, sottostazione e connessione. A questi si aggiungono progettazione, permitting, garanzie, costo del capitale e contingenze.
Il punto più sottovalutato è spesso il tempo fino alla messa in esercizio. Un trasformatore in ritardo, una connessione che slitta o una prova non superata non aumentano soltanto il costo del cantiere: spostano in avanti i ricavi e possono cambiare le condizioni di mercato su cui era stato costruito il modello.
Un controllo economico prima di parlare di payback
Per valutare un progetto chiederei almeno cinque scenari verificabili:
- Ricavi: quali mercati sono realmente accessibili, con quali requisiti e con quale quota di capacità impegnata?
- Energia: quante ore di funzionamento sono realistiche, con quale rendimento di ciclo e quali limiti operativi?
- Costi: qual è il CAPEX completo fino all’entrata in esercizio, e quali OPEX, assicurazioni e reintegri sono previsti?
- Tempo: cosa succede a valore attuale netto e servizio del debito se la connessione o il commissioning slittano di sei o dodici mesi?
- Durata: come incidono degrado, disponibilità, sostituzione dei componenti e fine vita nel corso degli anni?
Solo dopo ha senso calcolare flussi di cassa, valore attuale netto e rendimento dell’investimento. Un payback semplice può essere utile come primo orientamento, ma ignora il valore del tempo, i reinvestimenti e la distribuzione dei ricavi negli anni. Non è una decisione di investimento.
Il rischio è anche nell’execution
Due BESS con la stessa potenza nominale possono avere risultati economici molto diversi. Uno dispone di connessione, forniture critiche ordinate, interfacce civili ed elettriche chiuse e un programma di test credibile. L’altro ha soltanto una data di fine lavori in un cronoprogramma. Il mercato vede due progetti da 100 MW; chi deve portarli in esercizio vede due profili di rischio differenti.
È qui che project control e HSE entrano nel modello economico. Accessi, sequenze di montaggio, prove, sicurezza antincendio e responsabilità tra EPC, fornitore batterie e gestore di rete determinano quando l’asset potrà generare valore. Un rischio non governato in cantiere diventa facilmente un mese di ricavi perso. Ho descritto queste fasi anche nell’analisi dal MW autorizzato al MW operativo.
La domanda corretta non è “quanto rende un BESS?”. È: con questa connessione, questi contratti, questi costi e questo programma di consegna, quanto regge il progetto se le ipotesi peggiorano?
Fonti e approfondimenti
- Terna — Mercato a termine degli stoccaggi (MACSE).
- Terna — Esito della prima asta MACSE.
- ARERA — Criteri e condizioni del sistema di approvvigionamento a termine.
- Pantaleone Turco — Guida BESS 2026.
Pantaleone Turco
Project Manager & HSE Specialist · Infrastrutture energetiche
