I BESS, acronimo di Battery Energy Storage System, sono sistemi di accumulo a batteria che immagazzinano energia elettrica quando è disponibile o meno costosa e la restituiscono alla rete quando serve. Nel mercato elettrico che cresce intorno a rinnovabili, data center e consumi sempre più variabili, il loro valore non dipende più soltanto dalla capacità installata. Dipende dalla velocità con cui possono caricare, scaricare, rispondere a un segnale di rete e trasformare quella flessibilità in ricavi.
È qui che entrano in gioco i corporate venture capital delle utility. I fondi industriali dell’energia guardano ai BESS come a una doppia scommessa: da un lato nuove chimiche oltre il litio, pensate per durate più lunghe e cicli intensivi; dall’altro software di previsione, trading e ottimizzazione capaci di decidere quando vendere energia, quando conservarla e quando offrire servizi di dispacciamento. Secondo l’International Energy Agency, nel 2025 sono stati installati nel mondo 108 GW di nuova capacità di battery storage, il 40% in più rispetto al 2024, con circa l’80% delle nuove installazioni in progetti utility-scale.
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BESS, perché i corporate venture capital puntano sui sistemi di accumulo a batteria
Per una utility, investire in startup BESS non significa soltanto avvicinarsi a una tecnologia di storage. Significa presidiare il punto in cui generazione rinnovabile, rete e mercati elettrici si incontrano. La batteria diventa un asset programmabile: può assorbire produzione fotovoltaica nelle ore centrali della giornata, liberare energia nei picchi serali, ridurre congestioni e partecipare a mercati che remunerano disponibilità, rapidità di risposta e qualità del servizio.
La traiettoria è già visibile nelle strategie dei fondi industriali. EDP Ventures, braccio di venture capital di EDP, dichiara investimenti seed e series B tra 1 e 10 milioni di euro, con focus anche su storage, flessibilità, reti e intelligenza artificiale. National Grid Partners, corporate venture capital di National Grid, ha annunciato nel marzo 2025 un impegno da 100 milioni di dollari in startup AI per reti più flessibili e resilienti. Il filo comune è la ricerca di tecnologie che rendano gestibili sistemi elettrici più distribuiti e meno prevedibili.
La risposta dei fondi privati all’intermittenza delle fonti rinnovabili non programmabili
La crescita di fotovoltaico ed eolico aumenta il valore dello storage perché moltiplica gli scarti tra produzione attesa, domanda effettiva e vincoli di rete. Lo chiarisce anche Terna nello studio sulle tecnologie di riferimento per lo stoccaggio elettrico pubblicato a gennaio 2025: gli accumuli servono a fornire time shifting e servizi di dispacciamento, spostando parte della produzione da fonti rinnovabili non programmabili dalle ore di abbondanza alle ore di minore disponibilità.
Il litio resta oggi la tecnologia dominante, soprattutto nella variante litio-ferro-fosfato, ma il mercato guarda a durate più lunghe. L’IEA rileva che le batterie LFP rappresentano ormai circa il 90% delle installazioni di battery storage, perché più economiche e adatte a cicli frequenti rispetto ad altre chimiche usate nei veicoli elettrici. Le alternative, dalle batterie a flusso al vanadio alle soluzioni ferro-aria, cercano spazio dove servono molte ore di scarica, minore esposizione alle catene di fornitura critiche e maggiore tolleranza al cycling intensivo.
Il consolidamento degli asset di stoccaggio su scala industriale per stabilizzare i ricavi
Il passaggio dai progetti isolati ai portafogli industriali cambia anche il profilo finanziario dei bess. Un singolo impianto esposto solo all’arbitraggio tra ore a basso e alto prezzo può avere ricavi volatili. Un portafoglio gestito con software di ottimizzazione può combinare più fonti: mercato all’ingrosso, infragiornaliero, bilanciamento, servizi ancillari, capacity market e contratti bilaterali con imprese o sviluppatori rinnovabili.
Le startup software diventano decisive perché aggregano, prevedono e dispatchano asset diversi. GridBeyond, piattaforma di gestione intelligente dell’energia, ha chiuso nel 2024 un round series C da 52 milioni di euro con investitori come Energy Impact Partners, ABB, Constellation e Yokogawa; nel 2026 Samsung Ventures è entrata nel capitale in un round da 12 milioni di euro. La logica è chiara: il margine non nasce solo dalla batteria, ma dalla capacità di decidere in tempo reale quale mercato servire.
Come funziona il business del dispacciamento energetico per i grandi impianti
Il dispacciamento è l’attività con cui il gestore della rete mantiene in equilibrio produzione e consumo elettrico. In Italia questo ruolo è svolto da Terna. Sul mercato elettrico, il Mercato per il Servizio di Dispacciamento è la sede in cui Terna si approvvigiona delle risorse necessarie al controllo e alla gestione in sicurezza del sistema: risoluzione delle congestioni, riserva di energia e bilanciamento in tempo reale.
Per un grande BESS, il business nasce dalla capacità di offrire potenza in aumento o in riduzione in tempi molto rapidi. La batteria può immettere energia quando la rete ha bisogno di produzione aggiuntiva oppure assorbirla quando c’è eccesso di generazione. Questa elasticità ha un valore economico crescente nei sistemi con molta produzione rinnovabile e domanda più volatile.
Il ruolo strategico nel mercato dei servizi di dispacciamento per la sicurezza della rete
Il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico, entrato nella prima fase attuativa dal 1 gennaio 2025, amplia la platea degli operatori che possono partecipare ai servizi di rete e introduce una granularità quartoraria per programmi e bilanciamenti. È un passaggio rilevante per i BESS: più breve è l’intervallo di mercato, maggiore è il valore delle risorse capaci di reagire rapidamente e in modo prevedibile.
La stessa Terna evidenzia che il nuovo assetto riorganizza i servizi ancillari e introduce figure come il Balance Responsible Party e il Balance Service Provider. Per le startup, questa evoluzione apre spazio a piattaforme che non possiedono necessariamente gli impianti, ma li governano come portafogli flessibili. Il software diventa il ponte tra asset fisico, previsioni di prezzo, vincoli tecnici della batteria e richieste del sistema.
I meccanismi di remunerazione tra sbilanciamenti infragiornalieri e aste della capacità
I ricavi di un BESS possono arrivare da più canali. L’arbitraggio consiste nel comprare o assorbire energia quando il prezzo è basso e venderla quando il prezzo sale. I mercati infragiornalieri permettono di correggere le posizioni più vicino al momento di consegna. I mercati di bilanciamento e dispacciamento remunerano invece la capacità di modificare immissioni o prelievi per mantenere sicura la rete.
In Italia il quadro si completa con il MACSE, il Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico. Terna stima, nello studio di gennaio 2025, un fabbisogno di circa 50 GWh di nuova capacità di stoccaggio utility-scale al 2030 nello scenario PNIEC Policy. L’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente, con la delibera 362/2025/R/eel, ha fissato a 37.000 euro/MWh/anno il premio massimo per la prima asta dedicata alle batterie e ad altre tecnologie ammissibili. Secondo Terna, la prima asta MACSE per l’anno di consegna 2028 ha assegnato 10 GWh di capacità di accumulo.
Le strategie dei CVC per scalare le piattaforme di flessibilità
I corporate venture capital cercano tre cose: accesso anticipato a tecnologie promettenti, integrazione con le business unit e opzioni su nuovi mercati regolati. Nel caso dei bess, questo significa investire sia in hardware sia in piattaforme digitali. Le nuove chimiche servono ad aumentare durata, sicurezza e vita utile; il software serve a rendere bancabile il ricavo.
L’investimento in Piclo da parte di EDP Ventures mostra il lato marketplace della flessibilità. Piclo dichiara oltre 350.000 asset registrati e più di 40 GW di capacità flessibile sulla propria piattaforma, con contratti di flessibilità per oltre 100 milioni di dollari e più di 3 GW abilitati tramite marketplace. Per una utility, una piattaforma così non è solo un investimento finanziario: è un modo per imparare come si comprano e vendono servizi flessibili su reti sempre più congestionate.
Il passaggio dai singoli progetti pilota alle configurazioni integrate e stand alone
La prima generazione di storage era spesso collegata a un impianto fotovoltaico o eolico per ridurre sbilanciamenti e aumentare il valore della produzione. Oggi crescono anche i progetti stand alone, costruiti per servire la rete e non soltanto un singolo impianto rinnovabile. L’IEA segnala che alla fine del 2025 lo storage stand alone rappresentava il 58% delle installazioni cumulative di nuova capacità di accumulo in Cina, uno dei mercati più avanzati per scala industriale.
Questa evoluzione rende più interessante il modello portfolio. Un gestore può combinare asset co-locati, batterie stand alone, carichi industriali flessibili, colonnine di ricarica e impianti distribuiti. I cvc delle utility finanziano startup che permettono di orchestrare questi elementi con logiche simili a quelle di una centrale virtuale.
L’adozione di algoritmi predittivi per ottimizzare i cicli di carica e scarica
La gestione della scarica è il cuore economico dei bess. Scaricare troppo presto può bruciare opportunità di prezzo; scaricare troppo tardi può far perdere chiamate di bilanciamento; cicli eccessivi possono accelerare il degrado della batteria. Gli algoritmi servono a stimare prezzi, congestioni, disponibilità rinnovabile, stato di carica, vincoli tecnici e valore dei diversi mercati.
Arenko descrive la propria piattaforma Nimbus come un sistema che collega performance tecnica e commerciale delle batterie tramite automazione, AI, analytics e algoritmi di deep learning. Il dato comunicato dall’azienda indica 1.219 MW operativi sulla piattaforma e altri 882 MW contrattualizzati. È un esempio di come il vantaggio competitivo si stia spostando dalla sola proprietà dell’asset alla qualità dell’ottimizzazione.
I benefici dell’ingresso dei capitali di rischio nella gestione delle reti
Il capitale di rischio porta velocità, sperimentazione e capacità di scalare software in più mercati. Per le utility, però, l’interesse non è puramente finanziario. Un investimento in startup bess può ridurre il costo di apprendimento su mercati che cambiano rapidamente, anticipare standard tecnologici e creare partnership industriali con sviluppatori, trader e operatori di rete.
Il beneficio per il sistema elettrico dipende dalla qualità della regolazione. Storage e flessibilità possono ridurre curtailment, congestioni e fabbisogno di impianti fossili di picco, ma solo se gli incentivi premiano comportamenti utili alla rete. Il policy paper di ENTSO-E sullo storage utility-scale avverte che una crescita non coordinata degli accumuli può portare a localizzazioni inefficienti e a una gestione non ottimale degli asset, aumentando i costi per gli utenti della rete.
La riduzione del rischio finanziario per gli sviluppatori di impianti fotovoltaici ed eolici
Per gli sviluppatori rinnovabili, i bess possono migliorare la bancabilità dei progetti. L’accumulo consente di ridurre l’esposizione alle ore di prezzo basso o negativo, limitare gli sbilanciamenti e offrire energia in fasce più remunerative. Quando il software aggiunge previsione e accesso ai mercati di flessibilità, il progetto può contare su più linee di ricavo rispetto alla sola vendita di energia.
Le nuove chimiche rafforzano questa traiettoria dove servono durate superiori alle due-quattro ore. Form Energy, startup statunitense delle batterie ferro-aria, ha raccolto 405 milioni di dollari nel round series F del 2024, portando la raccolta complessiva oltre 1,2 miliardi di dollari, e sviluppa sistemi in grado di scaricare fino a 100 ore. Invinity propone invece batterie a flusso al vanadio con configurazioni fino a 18 ore di scarica, vita utile superiore a 30 anni e cicli profondi senza il degrado tipico del litio. Sono tecnologie diverse, accomunate dalla ricerca di ricavi più stabili su servizi di lunga durata.
Nuove opportunità di arbitraggio del prezzo dell’energia per le imprese partner
Per le imprese energivore, l’integrazione tra bess, software e mercati di flessibilità può trasformare la gestione energetica in una leva industriale. Una batteria dietro il contatore può ridurre i picchi di prelievo, spostare consumi, sostenere l’autoconsumo fotovoltaico e partecipare, tramite aggregatori, a programmi di flessibilità. Per le utility, queste imprese diventano partner commerciali e, allo stesso tempo, risorse di rete.
La differenza la farà la qualità del controllo. Un sistema che guarda solo al prezzo dell’energia rischia di perdere valore sui servizi ancillari. Una piattaforma capace di combinare prezzo, stato dell’asset, previsioni meteo e segnali di rete può scegliere ogni volta l’uso più remunerativo della batteria, riducendo il rischio operativo per il cliente finale.
Come evolverà il quadro normativo dello stoccaggio elettrico nei mercati europei
L’Europa si muove verso mercati in cui la flessibilità non è più una risorsa accessoria. La riforma del disegno del mercato elettrico europeo spinge gli Stati membri a valutare il fabbisogno di flessibilità non fossile, includendo storage e demand response. In Italia, il TIDE e il MACSE indicano una direzione già concreta: più granularità temporale, più partecipazione di risorse distribuite, più centralità degli accumuli nella sicurezza del sistema.
Resta una selezione severa tra tecnologie mature e soluzioni emergenti. Terna considera oggi batterie agli ioni di litio e pompaggi idroelettrici le tecnologie di riferimento per maturità commerciale, rendimento e scala installata, pur riconoscendo che l’ingresso limitato di tecnologie innovative può ridurre i rischi di filiera e favorire innovazione nel lungo periodo. Per i cvc delle utility, questo significa investire con un doppio orizzonte: software subito scalabile sui bess già bancabili e chimiche alternative da far maturare dove durata, sicurezza e costo per MWh scaricato diventeranno più importanti della sola potenza installata.
Il mercato dei BESS crescerà quindi lungo una traiettoria ibrida. Il litio resterà centrale nei progetti a breve e media durata, sostenuto da costi in calo e filiere industriali più mature. Le tecnologie oltre il litio si giocheranno spazio nelle applicazioni di lunga durata e nei sistemi con cicli intensivi. Il software farà da strato competitivo comune: chi saprà trasformare ogni ciclo di carica e scarica in una decisione economica e di rete avrà il controllo del vero business dello storage.
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