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Cosa significano i Battery Energy Storage System e come si integrano con fotovoltaico e smart grid: architettura, componenti come BMS, EMS e PCS, applicazioni in rete flessibile, costi ARERA e criteri di dimensionamento di un impianto BESS.
Un BESS (Battery Energy Storage System) è un sistema di accumulo elettrochimico che immagazzina energia in batterie ricaricabili e la restituisce quando serve. La sua funzione di fondo è semplice: assorbire elettricità nei momenti in cui ce n'è in eccesso e rilasciarla quando la domanda cresce. È proprio questo sfasamento temporale a rendere la rete più flessibile, perché disaccoppia il momento della produzione da quello del consumo.
Il motore di questa diffusione è il prezzo. Le batterie al litio sono crollate di oltre il 90% in quindici anni, e oggi un sito che dieci anni fa non avrebbe mai valutato l'accumulo si trova davanti a un caso economico con tempi di ritorno misurabili in pochi anni. Quello che era un progetto sperimentale è diventato un investimento ordinario.
La traiettoria è confermata dai numeri di mercato. Secondo BloombergNEF la capacità di accumulo su scala utility è destinata a triplicare entro il 2030, superando i 550 GW e i 1.500 GWh installati a livello globale. Non è una previsione di nicchia, ma uno spostamento che ridisegna dove finiscono gli investimenti energetici.
Anche in Italia la curva ha iniziato a salire. Nei primi tre mesi del 2025 sono entrati in esercizio cinque nuovi impianti di accumulo a batteria, portando la potenza BESS installata nel Paese a circa 1 GW. Superata questa soglia, l'accumulo smette di essere un tema da addetti ai lavori e inizia a pesare sulla stabilità della rete nazionale.
Attorno al BESS ruota poi un vocabolario di concetti che conviene fissare subito. Lo storage indica l'energia immagazzinata; la flessibilità di rete è la capacità di rispondere a variazioni improvvise di domanda; l'arbitraggio energetico e il peak shaving sfruttano rispettivamente i differenziali di prezzo orario e l'abbattimento dei picchi di consumo; i servizi ancillari, infine, sono le prestazioni che mantengono frequenza e tensione entro i limiti operativi.
Un BESS si comporta come un serbatoio: si carica quando l'energia abbonda o costa poco, si scarica quando serve o quando il prezzo sale. Questo meccanismo, chiamato time-shifting (spostamento temporale dell'energia), è il cuore del funzionamento. In pratica il sistema accumula nelle ore di surplus fotovoltaico o nelle fasce notturne a tariffa bassa, e rilascia l'energia accumulata nei picchi serali o quando la produzione tradizionale cala. La conseguenza diretta è una riduzione del costo medio di approvvigionamento: arbitraggio e peak shaving non sono effetti collaterali, ma il modo in cui l'accumulo genera valore economico misurabile.
Le fonti rinnovabili producono quando c'è sole o vento, non quando serve. Il BESS colma esattamente questo scarto, e nel farlo abilita una maggiore penetrazione di fotovoltaico ed eolico nel mix energetico. Compensando l'intermittenza, rende la generazione rinnovabile più programmabile e affidabile, e dà al sistema il margine per adattarsi alle oscillazioni di fornitura.
C'è poi il fronte dei servizi di sistema. Un BESS partecipa al bilanciamento, riduce congestioni e sbilanciamenti, e aumenta la resilienza della rete: per un sito industriale questo si traduce in continuità di servizio anche quando la rete è sotto stress. Stabilizzare frequenza e tensione in tempo reale è una funzione che pochi altri asset sanno svolgere con la stessa rapidità.
Nelle smart grid il ruolo diventa ancora più pesante. Gestendo i flussi energetici a livello locale, l'accumulo può differire o evitare nuovi investimenti in capacità di rete. In altre parole, sfrutta meglio le infrastrutture esistenti invece di richiederne di nuove, ed è questo che lo rende un tassello strategico e non un semplice accessorio.
La taglia cambia radicalmente funzione, architettura e modello economico dell'accumulo, e separa tre fasce dai confini netti:
La differenza non è solo dimensionale: cambia il punto di connessione, il quadro autorizzativo e il modo in cui il sistema genera ritorno, dal risparmio in bolletta del residenziale ai ricavi di mercato dell'utility-scale.
Un BESS non è una batteria con una presa: è un sistema in cui il risultato dipende da come i pezzi lavorano insieme. Dimensionamento corretto, logiche di controllo BMS/EMS e sinergia con l'impianto elettrico esistente pesano sul rendimento più della singola tecnologia di cella. Saltare la pianificazione iniziale è la via più rapida per un impianto sovradimensionato e poco redditizio.
La catena operativa segue sempre la stessa sequenza: l'energia viene generata o assorbita, convertita tra continua e alternata, accumulata nelle batterie, gestita dai sistemi di controllo e infine rilasciata al carico o alla rete. È nella conversione efficiente e nel controllo che si gioca gran parte delle prestazioni, perché ogni passaggio introduce perdite che il progetto deve contenere.
Per leggere le prestazioni di un BESS servono pochi parametri chiave. Il SOC (State of Charge) indica quanta carica è disponibile in un dato istante, il SOH (State of Health) misura quanto la batteria si è degradata nel tempo. A questi si aggiungono i cicli di carica e scarica, la potenza nominale in kW e la capacità in kWh: insieme definiscono quanta energia il sistema eroga, per quanto tempo e per quanti anni.
Un impianto BESS si regge su quattro blocchi funzionali, ciascuno con un compito preciso:
La separazione netta tra BMS, EMS e PCS non è un dettaglio architetturale ma una scelta di affidabilità. Tenere distinti controllo di sicurezza, logica operativa e conversione di potenza riduce i punti di rottura e permette di ottimizzare l'energia accumulata. È la differenza tra un BESS integrato nella produzione rinnovabile e un accumulo trattato come asset isolato.
Il BMS è il guardiano della batteria. Monitora in continuo tensione, corrente, temperatura, stato di carica e di salute, e bilancia le singole celle: è questa sorveglianza costante a prevenire sovraccarichi, scariche profonde e surriscaldamenti. Mantenere ogni cella entro i limiti di sicurezza non serve solo a evitare guasti, ma allunga in modo concreto la vita utile dell'accumulo.
L'EMS opera a un livello più alto e decide la strategia. Gestisce le priorità di carica e scarica adattandosi ai profili di consumo, alla produzione rinnovabile, ai prezzi dell'energia e ai vincoli di rete, e dialoga con l'impianto elettrico esistente per massimizzare l'efficienza. È l'EMS a trasformare un insieme di batterie in un sistema che reagisce ai segnali di mercato in tempo reale.
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Abbinare l'accumulo a fotovoltaico, microgrid e smart grid serve a un obiettivo chiaro: spostare l'energia dal momento in cui si produce a quello in cui si consuma. Un impianto solare genera nel mezzo della giornata, ma il fabbisogno di una fabbrica o di un ufficio spesso si concentra altrove. Il BESS riempie questo vuoto e rende il sistema più resiliente alle oscillazioni di domanda.
Sul piano tecnico la scelta cruciale è il punto di accoppiamento. L'accoppiamento lato AC e quello lato DC hanno pro, contro e complessità diverse, e incidono su compatibilità con gli inverter, gestione delle protezioni e logiche anti-islanding. Definire il metodo corretto richiede di coordinarsi con il punto di connessione e di analizzare in dettaglio l'impianto, perché un errore qui compromette sicurezza ed efficienza dell'intero sistema integrato.
L'accumulo permette di trattenere il surplus prodotto nelle ore di massimo irraggiamento e di usarlo la sera, nei periodi di bassa produzione o quando l'energia di rete costa di più. Invece di immettere il surplus a prezzi bassi e riprelevare a prezzi alti, il sito consuma la propria energia quando gli conviene.
L'effetto sul bilancio è tangibile: un sistema BESS può aumentare fino al 30% l'autoconsumo di un impianto fotovoltaico. Significa meno energia comprata dalla rete e più valore estratto da ogni kWh autoprodotto, con benefici che si vedono in bolletta già nei primi mesi di esercizio.
Oltre al risparmio diretto, l'accumulo abilita strategie operative come la riduzione dei prelievi nelle fasce care e la gestione dei carichi nei momenti di punta. È in questo modo che valorizza davvero l'energia rinnovabile prodotta in loco, restituendo all'impianto maggiore indipendenza dalle dinamiche di prezzo della rete.
Il mercato italiano dell'accumulo ha cambiato passo. Nei primi mesi del 2025 la potenza BESS installata ha toccato 1 GW, una soglia che fino a poco prima sembrava lontana. Sul fronte residenziale e commerciale il segnale è altrettanto netto: nel 2024 il GSE ha registrato oltre 300.000 richieste di incentivo per impianti fotovoltaici con accumulo, prova di un'adozione ormai diffusa e non più sperimentale.
Le applicazioni coprono ambiti molto diversi: industriale, commerciale, comunità energetiche e impianti utility-scale. Un sito produttivo usa il BESS per abbattere i costi energetici, gestire i carichi e garantire continuità; una comunità energetica lo sfrutta per condividere e ottimizzare l'autoconsumo collettivo. È la versatilità a spiegare perché lo stesso principio tecnico si declini su scale così lontane tra loro.
C'è infine una dimensione che va oltre l'economia. Investire in accumulo rafforza il posizionamento ESG di un'impresa, perché riduce l'impronta ambientale e racconta una strategia energetica coerente. Per molte aziende questo pesa nelle relazioni con investitori e clienti tanto quanto il risparmio in bolletta.
L'energia accumulata da un impianto fotovoltaico viene consumata in loco, abbassando i prelievi dalla rete e quindi i costi energetici annui. Il vantaggio è massimo dove i carichi serali sono elevati o dove i processi richiedono operatività continua, perché è lì che l'autoconsumo differito vale di più.
Sul fronte dei picchi entra in gioco il peak shaving: usando l'energia accumulata nei momenti di massima richiesta, il sistema abbassa la potenza prelevata in punta. In media tensione l'incidenza della potenza impegnata vale circa 4,26 €/kW al mese, quindi limare i picchi ha un effetto diretto e misurabile sulla bolletta.
Conta anche dove il BESS è collegato. Le due configurazioni si distinguono così:
L'arbitraggio energetico è la forma più diretta di guadagno: si carica nelle fasce off-peak a prezzo basso e si scarica nelle fasce peak a prezzo alto, massimizzando il valore di ogni kWh accumulato. Qui l'EMS è decisivo, perché ottimizza carica e scarica leggendo prezzi e segnali di mercato invece di seguire orari fissi.
Accanto all'arbitraggio, i BESS accedono ai mercati dei servizi di rete. Possono offrire regolazione primaria di frequenza (FCR), riserva ultrarapida, supporto alla tensione e bilanciamento sui mercati MGP e MI, fino alla partecipazione al Capacity Market. Ognuno di questi servizi remunera la flessibilità del sistema secondo regole di mercato e di connessione specifiche.
Una fonte di ricavo a sé è l'interrompibilità. L'impianto si rende disponibile a distacchi temporanei, in genere di circa 30 minuti, e questa disponibilità può essere remunerata fino a 105.000 €/MW/anno: per un BESS in grado di offrirla, vale spesso più di una frazione consistente dei ricavi annui.
Per un impianto produttivo l'affidabilità conta quanto il risparmio. Un BESS migliora la qualità dell'energia fornita perché riduce buchi di tensione (sag), micro-interruzioni e oscillazioni di rete, gli stessi disturbi che fanno scattare blocchi e riavvii imprevisti sulle macchine sensibili. Limitare questi eventi significa meno fermi e meno scarti di produzione.
Una funzione altrettanto preziosa è la stabilizzazione dei flussi. Assorbendo le variazioni di fonti rinnovabili e carichi, il sistema permette di usare l'energia in eccesso quando serve davvero, e nel farlo riduce lo stress elettrico sulle apparecchiature. Il risultato pratico è una vita utile più lunga per i macchinari a valle.
Dove i consumi sono variabili o i processi non possono fermarsi, i vantaggi si sommano: meno fermi non programmati, maggiore affidabilità produttiva, riduzione degli scarti e una resilienza energetica che diventa un asset competitivo. Sono benefici che si traducono direttamente in margine operativo.
L'abbinamento con inverter bidirezionali e sistemi di gestione avanzati rende il comportamento dell'impianto più stabile e controllato. Questa prevedibilità è particolarmente utile nei contesti industriali, dove i carichi cambiano rapidamente e serve una risposta dinamica che il solo allaccio di rete non garantisce.
Sul piano dell'efficienza, infine, l'accumulo riduce le perdite e ottimizza i flussi energetici, alleggerendo la pressione sull'infrastruttura. È un contributo che lavora sul lungo periodo, abbassando i costi nascosti legati a inefficienze e sovraccarichi.
Vale la pena confrontare il BESS con il gruppo elettrogeno tradizionale. L'accumulo offre un backup pressoché istantaneo e immune alle oscillazioni del prezzo del combustibile, mentre il generatore comporta tempi di avvio più lunghi e costi operativi esposti al mercato dei carburanti. Per molti profili di carico, è proprio questa differenza a spostare la scelta verso l'accumulo.
Un BESS dotato di funzione backup/UPS mantiene alimentati i carichi essenziali durante micro-interruzioni e blackout prolungati, intervenendo nei millisecondi che separano un disturbo dal fermo di una linea. È questa rapidità a fare la differenza per apparecchiature e processi che non tollerano interruzioni. Integrare l'accumulo in un'infrastruttura sensibile diventa così una misura preventiva concreta: riduce il rischio di perdite operative e garantisce che i sistemi critici restino in funzione anche in emergenza.
Il peak shaving consiste nel coprire i picchi di domanda con l'energia accumulata, evitando di prelevarli dalla rete. Tenere sotto controllo la potenza massima prelevata abbassa la potenza impegnata, e questo si riflette direttamente sui costi fissi della fornitura.
In media tensione il riferimento è di circa 4,26 €/kW al mese, una cifra che chiarisce perché il peak shaving non sia un dettaglio. Su un sito con picchi importanti, ogni kW di punta evitato si traduce in un risparmio annuo concreto, ed è qui che un BESS ben dimensionato ripaga buona parte del suo costo.
La scala del mercato spiega perché i costi continueranno a scendere. BloombergNEF stima che la capacità di accumulo supererà i 550 GW e i 1.500 GWh entro il 2030, e una crescita di questo ordine porta con sé economie di scala e maturità tecnologica che si scaricano sui prezzi. Investire oggi significa entrare in un settore in piena espansione, non in una nicchia.
Oltre al ritorno finanziario, il BESS porta benefici reputazionali sul fronte ESG e si presta a formule di finanziamento flessibili. La modalità ESCo, in particolare, consente di avviare un progetto senza investimento iniziale, perché l'operatore si remunera sui risparmi generati. È una struttura che abbassa la barriera d'ingresso per chi non vuole impegnare capitale proprio.
Un fattore che incide sul ritorno tanto quanto il CAPEX è la vita utile attesa. Un BESS industriale con celle LFP dura indicativamente tra 10 e 15 anni, ma la durata effettiva non è un dato fisso: dipende dai cicli di carica e scarica affrontati ogni anno. Un sistema usato in modo intenso per arbitraggio quotidiano invecchia più in fretta di uno chiamato in causa solo per peak shaving occasionale. Per questo la durata va sempre letta insieme al numero di cicli annui previsti, non come una garanzia a calendario.
Dimensionare un BESS parte sempre dal profilo di carico, non dal catalogo. Prima di scegliere taglia e tecnologia conviene mettere a fuoco questi fattori:
In uno scenario tipico per una PMI manifatturiera del Nord Italia con consumi diurni elevati e punte serali, un BESS dimensionato tra 1 MW / 2 MWh e 2,5 MW / 5 MWh su celle LFP paragonabili a CATL, BYD o Sungrow può coprire una quota rilevante del fabbisogno e incrementare l'autoconsumo fino al 30% in più. Abbinato a un impianto fotovoltaico e alla maxi-deduzione 2026, tende a collocarsi nella fascia di rientro di 3-6 anni indicata da ARERA, con scostamenti legati ai servizi attivati. Il sovradimensionamento rispetto ai carichi reali resta l'errore più costoso, perché immobilizza capitale e lascia cicli inutilizzati. I valori restano esemplificativi e variano con il profilo di carico, la stagionalità del fotovoltaico e il contratto di fornitura.
La tecnologia di riferimento resta la cella LFP, con efficienza oltre il 90% e una vita utile superiore a 6.000 cicli. La durata effettiva, però, dipende da quanti cicli di carica e scarica il sistema affronta ogni anno: un uso intenso accelera il degrado della capacità, e va messo in conto fin dal progetto.
Anche lo spazio fisico è una variabile concreta. Un BESS da 2 MW / 4 MWh occupa indicativamente tra i 60 e gli 80 m², a seconda della disposizione dei moduli e del sistema di raffreddamento adottato. Trascurare questo aspetto in fase di progettazione porta a sorprese in cantiere.
Resta sullo sfondo il tema della filiera. Il crollo di oltre il 90% del prezzo delle batterie al litio negli ultimi quindici anni ha reso l'investimento competitivo, ma l'approvvigionamento di litio, cobalto e nichel espone il mercato a dinamiche geopolitiche che incidono sul rischio di fornitura.
I riferimenti di costo più solidi arrivano da ARERA. Per sistemi superiori a 1 MW con durata di accumulo di 4 ore, il CAPEX è stimato tra 191.000 e 282.000 €/MWh e l'OPEX annuo tra 2.300 e 7.000 €/MWh. Allungando la durata a 8 ore il CAPEX scende leggermente, tra 189.000 e 267.000 €/MWh, con OPEX tra 2.100 e 6.300 €/MWh all'anno. Queste cifre coprono sia le componenti interne, batterie ed elettronica, sia i costi esterni di connessione e permitting.
Una valutazione seria non si ferma al CAPEX. I criteri economici che contano davvero sono CAPEX, OPEX, tempo di ritorno, ROI, numero di cicli annui e degrado della capacità nel tempo: ignorarne uno significa sottostimare il costo reale dell'accumulo lungo la sua vita utile.
Lo strumento giusto per mettere ordine è un audit energetico dell'accumulo. Analizza le caratteristiche dell'impianto insieme a costi e ricavi attesi, distingue i benefici Behind-the-Meter da quelli Front-of-the-Meter e produce un piano economico completo di CAPEX, OPEX e tempi di ritorno. È la base su cui poggiare una decisione di investimento difendibile.
Il tempo di ritorno medio si colloca tra 3 e 6 anni, ma il dato dipende dai servizi attivati: interrompibilità e arbitraggio possono accorciarlo sensibilmente. La scelta del servizio prevalente è quindi una leva strategica, non una conseguenza, e va decisa prima di chiudere il dimensionamento.
A migliorare ulteriormente il caso economico contribuisce l'autoconsumo. Abbinato a un impianto fotovoltaico, un BESS può incrementarlo fino al 30% in più, e questo guadagno si somma ai ricavi da servizi di rete nel calcolo del ritorno complessivo.
Sul fronte dei costi, infine, vanno messi in conto batterie, inverter, BMS, EMS e installazione, oltre a protezioni elettriche, eventuali sistemi di raffreddamento e manutenzione. L'adozione di BMS ed EMS avanzati alza le prestazioni ma aggiunge complessità gestionale, e questo requisito tecnico va valutato fin dall'inizio.
La distinzione tra Behind-the-Meter (BTM) e Front-of-the-Meter (FTM) decide a monte tutto il resto. Stabilisce se l'accumulo serve le esigenze di un singolo sito o se fornisce servizi direttamente alla rete, e da questa scelta discendono design, specifiche tecniche, tipo di investimento e ritorno atteso. Non è un'etichetta, è il punto di partenza progettuale.
In configurazione BTM il BESS lavora per abbattere i costi energetici del sito e aumentarne la resilienza locale. In configurazione FTM, invece, si integra con la produzione su larga scala e punta a potenziare risposta e stabilità della rete. Lo stesso hardware, due missioni economiche diverse.
È proprio questa flessibilità a rendere i BESS adatti a scenari lontanissimi tra loro, dal piccolo sistema residenziale alle infrastrutture delle grandi utility. La gestione dell'energia si adatta alle esigenze operative del contesto, e l'accumulo finisce per contribuire su due livelli insieme: sostiene la domanda locale e stabilizza la fornitura di rete, senza che i due ruoli si escludano.
La differenza nasce dalla posizione rispetto al punto di misura dell'energia, e da lì si propaga a tutto il modello economico:
In entrambi i casi la bidirezionalità dell'inverter è il presupposto tecnico comune. Poter operare in carica e in scarica con la stessa efficienza è ciò che consente al sistema di rispondere in modo dinamico, qualunque sia il modello scelto.
Nei modelli aziendali il BESS arriva quasi sempre integrato con fotovoltaico, EMS e logiche di performance garantita. Questa integrazione è ciò che tiene insieme efficienza dell'impianto e stabilità delle prestazioni nel tempo, ed è il vero terreno su cui si gioca la redditività.
Le soluzioni si differenziano soprattutto per grado di integrazione con l'EMS e per livello di interazione con rete e sistemi di controllo. Sono variabili che determinano quanto un BESS sa adattarsi alle esigenze specifiche di gestione, e che spesso pesano più della pura taglia in kWh.
Sul versante rete, l'accumulo agisce come strumento di stabilizzazione di un sistema sempre più decentralizzato. Con la crescente penetrazione delle rinnovabili e flussi energetici più complessi, questo ruolo diventa essenziale per mantenere affidabile la fornitura.
La scelta finale tra BTM e FTM si decide pesando più fattori insieme:
Nel 2026 il caso economico di un BESS industriale poggia su tre pilastri normativi che conviene leggere insieme: la leva fiscale sull'investimento, il mercato regolato che remunera la capacità di accumulo e il quadro di sicurezza antincendio che condiziona progettazione e autorizzazioni. Trascurarne uno significa pianificare un impianto su basi incomplete, perché ciascuno incide su una voce diversa del ritorno e del rischio.
La leva fiscale principale per il 2026 è il nuovo Iperammortamento (maxi-deduzione) introdotto dalla Legge di Bilancio 2026, che subentra al precedente piano Transizione 5.0. Sull'investimento agevolato fino a 2,5 milioni di euro la maggiorazione del costo deducibile arriva al 180%, scende al 100% nella fascia tra 2,5 e 10 milioni e al 50% tra 10 e 20 milioni. La misura copre gli investimenti dal 1° gennaio 2026 fino al 30 settembre 2028 e si gestisce sulla piattaforma GSE con tre comunicazioni: preventiva, di conferma e di completamento.
Per i moduli fotovoltaici abbinati conta l'iscrizione al registro ENEA: dopo il maxi-emendamento di dicembre 2025 la categoria A è stata esclusa dal beneficio, mentre restano ammesse la categoria B (celle con efficienza superiore al 23,5%) e la categoria C (efficienza oltre il 24% o tecnologie come l'eterogiunzione HJT). Sul mercato la linea Cat. C attiva fa capo a 3Sun del gruppo Enel a Catania. Il vincolo di producibilità massima agevolabile resta legato al 105% del fabbisogno energetico annuo dell'impresa.
Il MACSE è il Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico gestito da Terna sotto la regolazione ARERA: remunera con un premio fisso annuo, su contratti di lungo termine, chi realizza nuovi sistemi di accumulo e ne mette la capacità a disposizione del mercato e del Mercato dei Servizi di Dispacciamento. È lo strumento che dà un ricavo stabile e prevedibile a un BESS utility-scale, riducendone il rischio di investimento.
La prima asta, tenuta il 30 settembre 2025 per l'anno di consegna 2028, ha assegnato tutti i 10 GWh di capacità previsti, concentrati nel Sud e nelle isole, con offerte oltre quattro volte superiori alla richiesta. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione si è collocato intorno ai 13.000 €/MWh-anno, con valori per zona compresi tra circa 12.100 €/MWh-anno nel Sud-Calabria e 15.800 €/MWh-anno in Sicilia. I sistemi aggiudicati entreranno in esercizio nel 2028, e altre aste sono previste negli anni successivi per coprire i fabbisogni di accumulo verso gli obiettivi al 2030.
Il thermal runaway è una reazione esotermica incontrollata che può innescarsi in una cella al litio per sovraccarico, difetto o danno meccanico, propagandosi alle celle vicine fino a incendio o esplosione. È il rischio specifico che rende l'accumulo elettrochimico diverso da qualunque altro asset di impianto, e il motivo per cui il BMS lavora in continuo per mantenere ogni cella entro i limiti di sicurezza.
Sul piano normativo il riferimento è la Circolare DCPREV n. 21021 del 23 dicembre 2024, con cui i Vigili del Fuoco hanno fissato linee guida uniformi per l'analisi del rischio e la sicurezza antincendio dei BESS. Il testo punta a prevenire l'innesco e la propagazione del thermal runaway tramite barriere fisiche e distanze di sicurezza, e richiede misure di protezione come la rete idranti dimensionata secondo il DM 20 dicembre 2012 e la UNI 10779. Per chi progetta un impianto, questi requisiti vanno integrati fin dal layout, perché incidono su spazi, autorizzazioni e tempi di realizzazione.
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