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Impianti Realizzati
Una mappa del mercato BESS in forte crescita in Italia, dei costi di accumulo a batteria e dei driver di ROI, con i numeri 2025-2026 su capacità installata, segmento utility scale e revenue stack.
I BESS, i sistemi di accumulo a batteria, sono passati in pochi anni da tecnologia di nicchia a infrastruttura strategica della transizione energetica. Servono ad assorbire e restituire energia per accompagnare lo sviluppo di nuovi progetti rinnovabili e per tenere in equilibrio un sistema elettrico che integra quote crescenti di fotovoltaico ed eolico. In Italia il traino è il segmento utility scale: grandi impianti connessi alla rete che erogano servizi su larga scala e sostengono buona parte della nuova capacità installata.
La salute del comparto si legge attraverso pochi indicatori concreti: potenza in MW, capacità energetica in MWh, durata di scarica in ore e numero di asset operativi o in iter autorizzativo. Distinguere fra impianti già in esercizio e progetti soltanto annunciati è dirimente, perché la pipeline autorizzativa pesa sui tempi reali di entrata in funzione. La filiera che li realizza è articolata e ogni anello incide sulla bancabilità del progetto. Sviluppatori e utility individuano i siti e gestiscono permitting e contratti di vendita dell'energia, mentre gli EPC e gli integratori di sistema progettano e costruiscono l'impianto assemblando batterie, conversione e controllo. A monte i produttori di celle e moduli — fornitori come BYD, CATL e Sungrow per le celle LFP che dominano i progetti attuali — alimentano la catena, e a valle gli operatori di rete e i trader governano la connessione e monetizzano l'energia sui mercati elettrici e dei servizi.
Il dato più aggiornato arriva dal report Italia Solare su base Terna Gaudì, fotografato al 31 marzo 2026: l'Italia ha superato i 18,8 GWh di capacità di accumulo cumulata, per 7,73 GW di potenza e circa 919.000 sistemi connessi. Nel solo primo trimestre 2026 si sono aggiunti 802 MWh di nuova capacità, di cui 454 MWh abbinati a impianti fotovoltaici e 349 MWh stand-alone. La fotografia conferma il cambio di baricentro già emerso nel 2025: il residenziale rallenta (–9% di capacità sul trimestre precedente), mentre l'utility scale e i grandi sistemi stand-alone diventano i veri motori della crescita, segno di un mercato che si sposta dal tetto domestico agli asset di rete.
I BESS utility-scale assorbono energia quando c'è surplus e la rilasciano nei picchi di domanda, stabilizzando frequenza e bilanciamento della rete. La loro diffusione è figlia diretta dell'avanzata di fonti non programmabili: più fotovoltaico ed eolico significa più variabilità da gestire, e lo storage è lo strumento che smussa gli scarti tra generazione e consumo. Spostando l'energia nel tempo si riducono gli sprechi e si usa in modo più razionale la capacità di rete già disponibile.
Oltre al bilanciamento, questi sistemi aprono l'accesso ai mercati di capacità e ai servizi ancillari: regolazione di frequenza, riserva, supporto alla tensione. È una flessibilità che vale denaro, perché consente di partecipare a più mercati contemporaneamente. Lo storage migliora anche l'uso della connessione esistente, mitigando congestioni e curtailment: quando la linea sarebbe satura, la batteria assorbe invece di sprecare.
Per chi sviluppa progetti rinnovabili il vantaggio è finanziario prima ancora che tecnico. Affiancare un accumulo rende i flussi di ricavo più stabili e diversificati e riduce l'esposizione alla volatilità dei prezzi elettrici, alzando il valore dell'asset nel lungo periodo e rendendolo più attraente per gli investitori.
Nel 2025 l'Europa ha installato 27,1 GWh di nuova capacità BESS, il 45% in più rispetto al 2024, portando il cumulato operativo nell'Unione a 77,3 GWh. A trainare è stato l'utility scale, le cui nuove capacità sono più che raddoppiate, da 6,5 GWh nel 2024 a 15 GWh nel 2025. La concentrazione resta marcata: cinque Paesi hanno assorbito il 63% delle nuove installazioni continentali.
L'Italia è il secondo mercato europeo per nuove installazioni nel 2025, con 4,9 GWh, subito dietro la Germania a 6,6 GWh. Il dato nazionale va però letto con attenzione: il mercato si è contratto del 18% rispetto al 2024, con un residenziale crollato del 40%, mentre i grandi impianti sono rimasti stabili grazie alle aste del mercato della capacità. È il segno di un mercato che si sta spostando dal tetto domestico ai grandi asset di rete.
Per il 2026 le previsioni indicano circa 13 GW di nuova capacità utility scale in Europa, un incremento del 50% anno su anno, con il residenziale atteso di nuovo in recupero sul totale installato. Sono numeri che fotografano un settore in piena espansione, ma con il baricentro in movimento dai piccoli accumuli ai sistemi connessi alla rete di taglia industriale.
Nel 2025 la Germania guida le nuove installazioni europee con 6,6 GWh, seguita dall'Italia con 4,9 GWh: sono i due mercati di testa del continente. Dietro di loro il Regno Unito, l'Irlanda e la Spagna completano la classifica dei Paesi più attivi, e insieme i primi cinque mercati concentrano il 63% di tutta la nuova capacità installata nell'Unione. È una geografia ancora fortemente polarizzata, dove poche nazioni guidano la corsa allo storage di rete mentre il resto d'Europa insegue.
Un BESS, Battery Energy Storage System, è un sistema che immagazzina energia elettrica per restituirla quando serve, governando i cicli di carica e scarica in funzione del prezzo o del fabbisogno di rete. Si carica nelle ore di surplus o prezzi bassi e scarica nei momenti di maggiore valore economico o tensione del sistema. È questo spostamento dell'energia nel tempo, il cosiddetto time-shifting, che rende la rete più elastica davanti ai flussi variabili di solare ed eolico.
La tecnologia è ormai considerata matura dai principali operatori, come dimostrano gli investitori attivi e i benefici di sistema ampiamente documentati dagli analisti. Il binomio solare più storage si sta affermando come standard di fatto per un'infrastruttura energetica più efficiente e resiliente, capace di reggere meglio sia i picchi di produzione sia quelli di domanda.
Un BESS bilancia domanda e offerta erogando potenza nei picchi e assorbendola nei momenti di eccesso, fungendo al tempo stesso da riserva per industrie, comunità e servizi critici. Il suo valore operativo poggia su due leve: l'arbitraggio, cioè comprare energia quando costa poco e venderla quando costa di più, e la partecipazione ai servizi di rete con logiche a mercato legate ai prezzi. Un dato rende l'arbitraggio sempre più redditizio: nel 2025 le ore con prezzi negativi in Europa hanno toccato il 3,4%, premiando chi sposta l'energia nel tempo.
A coordinare tutto c'è l'EMS, il sistema di gestione dell'energia, che decide quando caricare e scaricare incrociando prezzi, profili di consumo, previsioni meteo e segnali di rete. È il software a trasformare un parco batterie in un asset profittevole, orchestrando i servizi che il sistema può erogare:
Un sistema BESS è l'assemblaggio coordinato di più sottosistemi, ciascuno con una funzione precisa nella catena che trasforma energia in servizio di rete. I componenti tipici sono:
Sul piano architetturale la scelta ricorrente è tra configurazione AC-coupled e DC-coupled, e dipende da come l'accumulo si integra con l'eventuale impianto fotovoltaico e dall'efficienza complessiva richiesta dal sito. Il dimensionamento, invece, si gioca su pochi parametri tecnici che decidono la sostenibilità economica: capacità nominale (kWh o MWh), potenza (kW o MW), profondità di scarica (DoD), efficienza di ciclo completo, numero di cicli e vita attesa. Sono questi numeri, non il singolo componente, a determinare quanto l'investimento rende nel tempo.
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Il mercato BESS si articola su applicazioni molto diverse fra loro, dal supporto alla rete ai mercati di capacità fino all'autonomia energetica del singolo sito. La linea di faglia principale separa lo storage usato come complemento di un progetto rinnovabile, co-localizzato con fotovoltaico o eolico, da quello impiegato come asset di flessibilità puro per il sistema elettrico. Sviluppatori, utility e investitori si muovono sempre più verso progetti ibridi, che combinano generazione e accumulo per diversificare i ricavi. Le scelte si valutano su metriche concrete come il CAPEX per kW e per kWh, i cicli annui, il tasso di autoconsumo e i ricavi attesi dai servizi ancillari.
La differenza sta nel punto di connessione rispetto al contatore. I sistemi front of the meter sono installati lato rete, collegati direttamente alla rete pubblica: partecipano ai mercati elettrici e ai servizi di dispacciamento e servono a bilanciare il sistema su larga scala. I sistemi behind the meter stanno invece dietro il contatore dell'utente e puntano su autoconsumo, gestione dei carichi e riduzione della bolletta.
La traiettoria di crescita premia entrambi ma con accenti diversi. Per il 2026 il segmento behind the meter è atteso in forte espansione nel commerciale e industriale (C&I), con un previsto +33%, trainato dalla domanda di efficienza e risparmio energetico delle imprese. È il segno di una progressiva discesa dello storage verso il singolo impianto produttivo, dove il ritorno si misura sulla bolletta e non solo sui mercati.
I BESS utility scale sono grandi infrastrutture integrate nella rete, posizionate front of the meter e orientate a generare ricavi da servizi di rete, mercati energetici e capacità. Possono essere stand-alone o ibridi con fotovoltaico ed eolico, e la loro capacità ha superato i 15 GWh di nuove installazioni nel 2025, più che raddoppiando rispetto all'anno precedente. I BESS C&I, invece, stanno behind the meter e lavorano sulla bolletta del singolo utente. Le due logiche si distinguono su più dimensioni:
I numeri 2025 raccontano dinamiche divergenti tra i segmenti. Il C&I è cresciuto del 31% raggiungendo 2,3 GWh, mentre il residenziale ha registrato un calo del 6% nell'Unione Europea, fermandosi a 9,8 GWh di nuova capacità a causa del ridimensionamento degli incentivi all'autoconsumo. Nel frattempo la co-localizzazione di solare e accumulo, spesso sostenuta da PPA ibridi, passa da nicchia a soluzione mainstream.
Il costo iniziale resta la principale barriera all'adozione su larga scala, ma negli ultimi anni la traiettoria è stata di forte discesa. Grazie al calo dei prezzi delle materie prime e alla concorrenza tra fornitori, i sistemi BESS chiavi in mano hanno toccato circa 200 euro per kWh, una soglia che ha allargato la platea di aziende e comunità in grado di integrare un accumulo. Sul mercato 2026, in via indicativa, i progetti utility scale chiavi in mano si collocano spesso tra 250 e 400 €/kWh a seconda della taglia, mentre i sistemi C&I, più piccoli e a maggiore incidenza di balance of system, viaggiano su valori superiori, tra 400 e 700 €/kWh.
Il costo si esprime di norma in euro per kWh installato e la sua variabilità dipende da capacità, potenza, chimica delle batterie, integrazione elettrica e complessità del sito. Ridurre l'analisi al solo prezzo delle celle è fuorviante: due impianti con la stessa capacità possono costare in modo molto diverso a seconda di connessione, opere civili e requisiti di sicurezza.
Il CAPEX di un BESS si compone di molte voci, e la scala dell'impianto insieme alla configurazione tecnica ne determinano l'ordine di grandezza. La scelta della chimica è strategica: nei grandi progetti prevale la LFP/LiFePO4 perché bilancia costo, sicurezza e durata dei cicli meglio delle alternative. Le voci principali del capitale fisso sono:
Accanto al capitale iniziale incidono i costi operativi, l'OPEX, che accompagnano l'impianto per tutta la vita utile: manutenzione preventiva, sostituzione di componenti, assicurazioni, monitoraggio remoto e oneri di bilanciamento o connessione. Una gestione attenta di queste voci prolunga la vita del sistema e ne difende il rendimento nel tempo.
La valutazione economica non può fermarsi al prezzo delle batterie: conta il costo totale di possesso, il TCO, e la capacità di monetizzare più servizi insieme. È la diversificazione dei ricavi a rendere solido il ritorno, perché stabilizza i flussi di cassa anche quando un singolo mercato rende meno. Un indicatore sintetizza tutto: il Levelised Cost of Storage, l'LCOS, che per i nuovi progetti industriali in Europa è sceso sotto i 60 dollari per MWh, soglia che ha reso lo storage finanziariamente competitivo.
Nelle analisi serie si tengono separate il costo iniziale, il costo totale di possesso e il costo livellato, perché confonderli porta a valutazioni parziali del progetto. Tenere distinte queste voci consente di capire dove si crea davvero valore e di evitare letture ottimistiche o eccessivamente prudenti:
Con un LCOS in discesa i modelli merchant basati sui prezzi di mercato diventano più interessanti, perché cresce il margine ottenibile dall'arbitraggio. Sul fronte tecnico, vita utile e degrado delle batterie incidono direttamente sul costo livellato e quindi sul valore economico nel tempo: un BESS che mantiene a lungo capacità e cicli vale, a parità di prezzo, molto di più.
I tempi di rientro di un BESS in Italia variano molto in base a taglia dell'impianto, mercato di riferimento e modalità d'impiego, e vanno letti come l'esito di una combinazione di ricavi da mercato, servizi di rete e ottimizzazione operativa più che come un numero secco. Per misurarlo si usano metriche standard che illuminano lati diversi della redditività, dal rendimento percentuale al valore creato in termini assoluti:
Per dare un ordine di grandezza ai ricavi, i ricavi annui di un sistema stand-alone da quattro ore al Nord Italia sono passati da meno di 100 €/kW nel 2024 a oltre 200 €/kW nella primavera 2025, più che raddoppiando in poco più di un anno. All'interno di questa cifra il peso maggiore lo fanno i servizi di dispacciamento: secondo le analisi di Pexapark il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) può valere oltre il 50% del ricavo complessivo, mentre l'arbitraggio sui prezzi e il capacity market completano lo stack. È la prova che la redditività di un BESS si gioca più sulla composizione dei flussi che sul singolo mercato.
In uno scenario tipico, un BESS standalone da 50 MW e 200 MWh connesso in cabina primaria nel Sud Italia (con integratori come Tesla Megapack o Fluence Gridstack su celle CATL o EVE come riferimenti di mercato) può puntare a un revenue stack in cui i servizi di dispacciamento coprono il 60-70% dei ricavi e l'arbitraggio sul Mercato del Giorno Prima il resto. Con ricavi nell'ordine di 130-150 mila €/MW all'anno e un CAPEX intorno ai 115 €/kWh, il tempo di rientro tende a collocarsi su 6-8 anni, in funzione dello spread orario catturato e di una degradazione annua attorno all'1-1,5%. I valori restano puramente esemplificativi e dipendono dal mix di servizi attivati, dalla struttura del trader operatore e dal profilo zonale del nodo di connessione.
Il ROI di un BESS dipende soprattutto dalla capacità di attivare un revenue stack efficace, cioè di sommare più flussi di ricavo invece di affidarsi a uno solo. È la sovrapposizione di più servizi a trasformare un asset costoso in un investimento profittevole, perché ogni fonte copre i momenti in cui le altre rendono meno. Le componenti tipiche sono:
Combinare PPA e storage rafforza la prevedibilità dei ricavi nei progetti ibridi, perché lega una parte dei flussi a contratti pluriennali. Dove applicabili, autoconsumo e peak shaving aggiungono un ulteriore strato di valore, sfruttando le opportunità di mercato senza dipendere da un singolo schema remunerativo.
La redditività di un BESS nasce dall'intreccio di leve economiche, di mercato e tecnologiche che si rinforzano a vicenda. Sul versante economico pesano gli spread tra ore di carica e scarica che alimentano l'arbitraggio, oggi sostenuti dal record di ore a prezzo negativo sul mercato europeo, insieme ai costi di connessione, alla durata contrattuale dei ricavi e al costo del capitale. Sul versante di mercato, i progetti merchant diventano sostenibili quando l'LCOS scende sotto soglie competitive come 60 dollari per MWh, mentre i progetti multi-ricavo mostrano payback nettamente più rapidi.
Sul versante tecnologico, il calo dei costi e un dimensionamento coerente con il mercato di riferimento ottimizzano il valore, mentre la gestione del degrado delle batterie difende il rendimento nel tempo. La leva più potente resta la capacità di sommare ricavi diversi sullo stesso asset: chiarezza sulle opportunità, iter autorizzativi più snelli e domanda industriale crescente sono gli ingredienti che accorciano i tempi di rientro, soprattutto per i grandi impianti di rete.
Affiancare un accumulo a impianti solari ed eolici è ormai una tendenza diffusa, considerata il nuovo standard del settore per i benefici in termini di resilienza e continuità del servizio. Il BESS immagazzina l'energia prodotta in eccesso nelle ore di picco e la restituisce quando serve, riducendo la dipendenza dalla rete e migliorando l'efficienza complessiva dell'impianto. È questa sinergia a trasformare una fonte intermittente in una risorsa più programmabile.
Integrato con fotovoltaico ed eolico, un BESS immagazzina energia nei momenti di surplus e la rilascia quando la domanda è alta, compensando l'intermittenza delle rinnovabili e smussando le variazioni di potenza immesse in rete. Nel solare questo significa spostare l'autoconsumo verso le ore serali o i picchi di domanda, tagliando gli sprechi di energia altrimenti dispersa e portando la produzione verso le fasce più remunerative. È il classico peak shaving applicato alla generazione, che migliora insieme efficienza e programmabilità.
Nell'eolico il contributo è analogo: il BESS assorbe le raffiche di produzione e le restituisce in modo regolare, migliorando la gestione dei picchi e la stabilità dei flussi. La scelta tra configurazione co-located e standalone non è neutra, perché incide su autorizzazioni, gestione operativa e modelli di ricavo. Con la discesa dell'LCOS, modelli come merchant BESS, co-localizzazione e PPA ibridi diventano più competitivi, e lo storage aggiunge valore spostando l'energia nei momenti di maggiore remunerazione e aumentando l'autonomia di industrie, comunità e servizi critici.
Resta decisivo il dimensionamento: un accumulo troppo piccolo non valorizza la produzione rinnovabile, mentre uno sovradimensionato gonfia il CAPEX senza ritorni proporzionati. Tra i benefici tecnici concreti ci sono la riduzione della variabilità netta, il peak shaving, la diminuzione dei picchi di immissione e la migliore programmabilità dell'energia prodotta, tutti elementi che alzano il valore di sistema dell'impianto.
Sul piano di sistema, il BESS armonizza produzione e consumo immagazzinando l'energia nei periodi di alta generazione e rilasciandola nei picchi di domanda. Questo non solo stabilizza la rete ma allenta le congestioni che ne ridurrebbero l'efficienza, evitando di sprecare energia quando la linea sarebbe satura. È il contributo meno visibile ma più strutturale dello storage all'affidabilità del sistema elettrico.
Oltre al bilanciamento, lo storage abilita la partecipazione a servizi di rete remunerativi come la regolazione di frequenza e la risposta alla domanda, dando alle utility uno strumento per ottimizzare i ricavi e garantire un approvvigionamento affidabile. È proprio l'accesso a questi schemi a rendere economicamente sostenibile l'investimento, perché trasforma la flessibilità tecnica in valore di mercato.
In Italia un progetto BESS deve muoversi tra autorizzazioni, requisiti tecnici e prescrizioni di sicurezza che intrecciano profili autorizzativi, antincendio ed esercizio di rete. La conformità normativa incide direttamente su tempi e costi: iter più rapidi migliorano la bancabilità e la capacità di entrare per tempo sul mercato, condizione necessaria anche per partecipare ad aste, mercati della capacità e programmi di supporto pubblici.
Il quadro regolatorio dei sistemi di accumulo poggia su più fonti che vanno lette insieme. Le regole di connessione fanno capo alle norme CEI, in particolare la CEI 0-16 per la media tensione e la CEI 0-21 per la bassa, mentre la sicurezza antincendio segue le indicazioni dei Vigili del Fuoco e la valorizzazione dei servizi passa dalle regole di Terna e dalle delibere ARERA. È questo intreccio di permitting, connessione e sicurezza a definire la fattibilità reale di un progetto.
Il percorso autorizzativo per un BESS utility scale varia per tipologia d'impianto, sito e potenza installata, e nei grandi progetti ruota attorno a connessione alla rete, accettazione tecnica e compatibilità con i servizi di sistema. La documentazione richiesta è ampia e mira a dimostrare sicurezza ed efficienza dell'impianto:
Alla procedura partecipano più enti, ciascuno con un ruolo nel rilascio dei titoli: Comune, Regione o Provincia, gestore di rete, Vigili del Fuoco e soggetti regolatori come il GSE. La cooperazione tra questi soggetti è ciò che determina la durata effettiva dell'iter e, di conseguenza, la sostenibilità operativa dell'impianto nel lungo periodo.
Sul piano tecnico l'attenzione si concentra su installazione, protezioni e sistemi di controllo dell'accumulo, con il rispetto delle norme CEI a garantire una corretta integrazione elettrica con la rete. È un requisito particolarmente sentito nei progetti rinnovabili con componente di storage, dove la gestione operativa deve assicurare insieme efficienza e affidabilità. Sul piano della sicurezza valgono le linee guida dei Vigili del Fuoco, decisive per gli impianti industriali e utility:
Il rischio principale da governare è il thermal runaway, l'innesco termico incontrollato della batteria, che richiede un approccio proattivo dalla progettazione all'esercizio. È la combinazione di protezioni, monitoraggio e prescrizioni antincendio a tenere sotto controllo il rischio termico e a garantire un funzionamento sicuro lungo tutta la vita dell'impianto.
La crescita dei grandi BESS in Italia non è più solo questione di prezzi delle batterie, ma di un meccanismo regolatorio dedicato: il MACSE, il Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico gestito da Terna. È il MACSE a dare ai progetti utility scale la stabilità di ricavo necessaria a finanziarsi, e a spiegare perché lo storage stand-alone sia diventato il segmento più dinamico del mercato. Insieme al Capacity Market e ai target nazionali al 2030, definisce la traiettoria di sviluppo del comparto per i prossimi anni.
Un dato dà la misura della spinta: la prima asta MACSE del 30 settembre 2025 ha assegnato tutti i 10 GWh a disposizione a un prezzo medio di 12.959 €/MWh-anno, ben sotto il premio di riserva di 37.000 €/MWh-anno e con un'offerta complessiva oltre quattro volte superiore alla richiesta. Enel Produzione si è aggiudicata da sola circa metà della capacità, con contratti di durata quindicennale e impianti previsti in esercizio entro il 2028. È questo segnale di prezzo, calmierato dalla concorrenza ma garantito nel tempo, ad aver acceso la pipeline dei grandi accumuli.
Il MACSE è il mercato a termine con cui Terna remunera la disponibilità di capacità di accumulo centralizzata, assegnata tramite aste competitive con contratti di lungo periodo. Garantendo un ricavo stabile e prevedibile per quindici anni, ha reso bancabili i progetti stand-alone che prima dipendevano solo dai volatili ricavi di mercato. L'effetto è stato immediato: il numero di progetti stand-alone in sviluppo è passato da 33 a 106 nell'arco di un anno, una crescita del 221%, per un valore stimato di circa 9,2 miliardi di euro. Il MACSE ha così trasformato lo storage da scommessa a mercato a infrastruttura finanziabile.
Secondo le stime di Terna e Snam, l'Italia ha bisogno di circa 71,5 GWh di capacità di accumulo entro il 2030, di cui 57,5 GWh dal solo segmento utility-scale, per integrare in sicurezza la crescente quota di rinnovabili non programmabili. È un obiettivo che impone un ritmo di installazione molto più alto di quello attuale e che fa del MACSE lo strumento centrale per colmare il divario. Il confronto con i 18,8 GWh cumulati a inizio 2026 misura la distanza da percorrere: serve quasi quadruplicare la capacità installata in pochi anni, soprattutto sui grandi asset di rete.
La pipeline regolatoria prevede nuovi appuntamenti già nel quarto trimestre del 2026: una seconda asta MACSE con delivery al 2029 e una sessione del Capacity Market con delivery al 2028, entrambe attese per la fine dell'anno. La traiettoria di approvvigionamento disegna una scala crescente, con volumi MACSE che salgono progressivamente nell'ordine di 10, 15 e 20 GWh-anno tra il 2028 e il 2030. È un ritmo che, se confermato, proietta l'utility-scale verso una crescita di oltre il 600% nella fascia 1-10 MWh e rende strutturale l'espansione dei grandi accumuli, ancorando la crescita del mercato BESS italiano a una domanda regolata e pianificata anziché a singoli cicli di mercato.
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