Il boom del BESS in Germania arriva al momento della verità dal punto di vista normativo

A luglio 2026, la Germania disponeva di circa 24 GWh di stoccaggio in batterie collegati alla rete, con un aumento del 22% rispetto all’anno precedente. Le prospettive di crescita sono enormi: i quattro principali gestori di rete di trasmissione hanno ricevuto quasi 700 richieste di allacciamento alla rete, per un totale di 250 GW. Ma il 2026 sarà l’anno che determinerà se questo boom porterà alla realizzazione di infrastrutture durature o se si arenerà nelle procedure autorizzative.

Il divario che si cela dietro i dati principali

Il quadro relativo allo stoccaggio su larga scala è meno ottimistico. Gli impianti con capacità superiore a 1 MWh rappresentano solo 3,5 GWh del totale tedesco. Il Fraunhofer ISE stima che la Germania avrà bisogno di 104 GWh di capacità di stoccaggio entro il 2030 e fino a 180 GWh entro il 2045, di cui circa la metà dovrebbe provenire da impianti su larga scala. Esiste un enorme divario tra la capacità attuale e questi obiettivi.

La normativa è una delle principali cause di questa incertezza. Nel novembre 2025, il Bundestag ha concesso ai grandi progetti BESS uno status speciale ai sensi della normativa edilizia. Tuttavia, solo poche settimane dopo, un’altra legge ha inasprito le norme, limitando tale status ai siti situati entro 200 metri da una sottostazione o adiacenti a impianti di generazione da 50 MW o più. Gli sviluppatori che avevano fatto affidamento sulla prima legge hanno dovuto adeguarsi rapidamente. È stata inoltre abolita la regola del «primo arrivato, primo servito» per le connessioni alla rete superiori a 100 MW, e la nuova procedura è ancora in fase di discussione.

Frederik König, di Berlino, definisce questo momento il “momento della verità” del settore e ha avvertito che la flessibilità diventerà “la valuta chiave del sistema energetico”.

Perché il 2026 sarà determinante per il mercato

Quest’anno sono in atto diversi cambiamenti importanti. L’approvazione da parte dell’UE del quadro normativo tedesco sugli incentivi alle energie rinnovabili (EEG 2023) scade il 31 dicembre 2026, il che spingerà il mercato verso un sistema incentrato sulla capacità e sulla flessibilità. La Germania prevede di indire gare d’appalto per 10 GW di capacità a gas e 2 GW di capacità tecnologicamente neutra, che includerà i sistemi di accumulo energetico (BESS). Per il 2027 è previsto l’introduzione di un mercato della capacità a tutti gli effetti.

La questione dei canoni di rete è stata affrontata per prima. Nell’aggiornamento del 27 maggio 2026 relativo alla riforma delle tariffe di rete AgNes, l’Agenzia federale delle reti ha confermato che le batterie esistenti e i progetti per i quali sarà stata presa una decisione definitiva di investimento prima dell’entrata in vigore delle nuove norme e che entreranno in esercizio entro il 4 agosto 2029 manterranno l’esenzione dai canoni di rete per 20 anni.

I nuovi impianti sprovvisti di tale protezione saranno soggetti a una tariffa proposta basata sulla potenza, compresa tra 4 e 7 euro per kW all’anno, mentre l’idea iniziale di una tariffa basata sul consumo energetico è stata abbandonata. Quest’estate è in corso una consultazione formale e le norme definitive sono attese entro la fine del 2026.

La lezione per tutti i possessori di batterie

Gli sviluppatori tedeschi stanno imparando una lezione importante per tutta l’Europa: i modelli di business basati su un unico flusso di entrate sono rischiosi. Se una batteria è progettata per un solo servizio, è vulnerabile ai cambiamenti normativi e all’ingresso di nuovi concorrenti. Le batterie che generano ricavi da diverse fonti, come l’arbitraggio all’ingrosso, l’aFRR, l’mFRR, i pagamenti di capacità e i servizi di congestione locale, distribuiscono il rischio e possono generare maggiori ricavi nel tempo.

La combinazione di più fonti di reddito rappresenta una sfida in termini di coordinamento. Richiede previsioni accurate, l’ottimizzazione su mercati con regole diverse e la gestione dell’usura e dei limiti di garanzia di ciascuna batteria. La maggior parte dei proprietari di batterie non vuole occuparsene personalmente. Ecco perché esistono le piattaforme di aggregazione: per collegare le batterie a tutti i mercati disponibili e passare da uno all’altro al variare dei prezzi. I moduli di monetizzazione delle batterie e VPP di FLEXO sono progettati per risolvere questo problema.

Cosa controllare prima della chiusura dell'esercizio

Ecco tre domande da porsi fin da ora, sia che gestiate un portafoglio da 250 MW o solo pochi impianti da 1-5 MW. I vostri progetti potranno giungere a una decisione finale di investimento prima che vengano definite le norme AgNes, in modo da garantirvi l’esenzione dal canone di rete per la messa in servizio entro il 2029? I siti che avete in programma si trovano entro 200 metri da una sottostazione o accanto a un impianto di generazione di oltre 50 MW, dove sono ancora in vigore i privilegi edilizi? E il vostro modello di ricavi è pronto per un mercato della capacità nel 2027, oppure si basa su un unico flusso di entrate? Prevediamo che entro la fine del 2027 i portafogli con flussi di ricavi multipli diventeranno lo standard per il finanziamento in Germania, mentre i business case basati su un unico flusso di entrate avranno difficoltà a ottenere finanziamenti.

Le consultazioni normative in Germania proseguiranno per tutto il 2026 e i loro risultati influenzeranno anche il dibattito sulla struttura del mercato in altri paesi. La flessibilità sta assumendo un ruolo centrale nel funzionamento del mercato. La capacità di passare da un flusso di ricavi all’altro distinguerà i modelli di business più solidi da quelli destinati a rimanere indietro.

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FAQ

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Perché il 2026 è un anno decisivo per lo stoccaggio in batterie in Germania?

​Tre fattori convergono: l’autorizzazione agli aiuti di Stato prevista dall’EEG 2023 scade il 31 dicembre 2026, la Germania indice una gara per 2 GW di capacità a neutralità tecnologica che include esplicitamente i sistemi di accumulo energetico (BESS) e l’Agenzia federale delle reti porta a termine la riforma delle tariffe di rete AgNes. Insieme, questi fattori ridefiniscono ogni modello di business tedesco nel settore dell’accumulo.

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Le batterie già installate in Germania perderanno l'esenzione dal canone di rete?

No, in base all’aggiornamento del 27 maggio 2026 dell’Agenzia federale per le reti. I sistemi operativi e i progetti per i quali la decisione definitiva di investimento sia stata presa prima della determinazione finale dell’AgNes e che entrino in esercizio entro il 4 agosto 2029 mantengono l’esenzione ventennale. I nuovi impianti sono soggetti a un onere di capacità proposto compreso tra 4 e 7 euro per kW all’anno.

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Che cos’è il “revenue stacking” nel caso di una batteria?

Generare ricavi da diversi flussi di valore con lo stesso asset: arbitraggio all’ingrosso, riserve di bilanciamento aFRR e mFRR, pagamenti di capacità e servizi di congestione locale. Ciò comporta una combinazione di spread, rischi normativi e di prezzo, e richiede un software in grado di ottimizzare congiuntamente mercati con regole e orari di chiusura diversi.

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Quanto è grande il deficit di stoccaggio della Germania?

Secondo il Fraunhofer ISE, il fabbisogno sarà pari a 104 GWh entro il 2030 e raggiungerà i 180 GWh entro il 2045, con circa la metà proveniente da impianti su larga scala. A luglio 2026 la capacità installata si attesta a circa 24 GWh, di cui solo 3,5 GWh provengono da impianti su larga scala.

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Fonti:

• Energy-Storage.News: “Il momento della verità”: l’agenda normativa del 2026 per i grandi impianti di accumulo a batteria in Germania (articolo di Frederik König, CC: Collective)
• Notizie ESS: Principali risultati del BESS tedesco: mantengono le esenzioni dalle tariffe di rete, ma aumentano i costi per i prosumer (28 maggio 2026)
• Herbert Smith Freehills Kramer: Riforma tedesca delle tariffe di rete per i sistemi di accumulo energetico (BESS): la BNetzA mantiene la tutela dei diritti acquisiti e presenta il quadro normativo futuro