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Guida operativa all'iter autorizzativo BESS tra D.Lgs. 190/2024, Decreto MASE 21/2025 e Circolare ADM 17/2024: regimi abilitativi, screening VIA, vincoli territoriali e differenze tra configurazioni stand-alone, FTM e BTM.
Un Battery Energy Storage System integra batterie al litio (LFP o NMC), Power Conversion System, trasformatori e logiche di controllo per assorbire e rilasciare energia. Lavora sui segnali di rete.
Una centrale stand-alone da 50-200 MW deve coordinare almeno cinque interlocutori normativi: il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica come autorità centrale, la Regione per i procedimenti delegati, il Comune per la compatibilità urbanistica, Terna come gestore della rete di trasmissione e l'Agenzia delle Dogane per la qualifica fiscale di officina elettrica.
La regia del MASE si estende all'Autorizzazione Unica per impianti di taglia significativa e stand-alone in aree non industriali. Per progetti come quelli sviluppati da Enel Green Power o Edison Renewables nel Sud Italia, il MASE coordina pareri di Soprintendenza, ARPA regionale, Vigili del Fuoco e gestore di rete in conferenza di servizi simultanea.
L'iter autorizzativo BESS si articola su regimi distinti, ognuno selezionato in base a potenza, localizzazione e configurazione del progetto. Il Decreto MASE n. 21 del 22 gennaio 2025 è il riferimento operativo che dettaglia documentazione, soglie e tempistiche per ciascun percorso, integrando la cornice già stabilita dal Testo Unico FER.
Il Decreto Legislativo 25 novembre 2024 n. 190, noto come Testo Unico FER ed entrato in vigore il 30 dicembre 2024, ha riorganizzato l'intero impianto. Ha eliminato la Dichiarazione di Inizio Lavori Asseverata (DILA), ha tipizzato i regimi sulle caratteristiche tecniche e ha chiarito il perimetro applicativo dei BESS rispetto agli impianti FER tradizionali.
La Circolare ADM 17/2024 dell'Agenzia delle Dogane qualifica i BESS connessi alla rete nazionale come officine elettriche ai sensi dell'art. 54, comma 1, del D.Lgs. 504/1995 (TUA). Lo sviluppatore deve quindi richiedere una licenza d'esercizio all'ufficio doganale territorialmente competente e versare il diritto annuale previsto dall'art. 63 del TUA, prima di immettere energia in rete.
Il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE), istituito dal D.Lgs. 210/2021 e attuato con criteri ARERA, finanzia nuovi accumuli tramite contratti di lungo termine assegnati con aste competitive gestite da Terna. La prima asta dedicata agli accumuli elettrochimici si è tenuta il 30 settembre 2025 e ha allocato circa 10 GWh di capacità su orizzonti di 15 anni.
Sul piano ambientale e territoriale, l'iter integra pareri su vincoli paesaggistici, idrogeologici, urbanistici e di prevenzione incendi. La documentazione tipica per un progetto da 100 MWh comprende relazione paesaggistica, studio acustico, analisi idrogeologica e piano di emergenza interno, con un fascicolo che supera spesso le 800 pagine.
La cornice tecnico-normativa attinge a fonti stratificate: il D.L. 7/2022 inserisce i BESS tra le opere di pubblica utilità, riconoscendo il loro ruolo strategico per la transizione energetica. Si affiancano il D.L. 76/2020 e il D.L. 77/2021 sulle semplificazioni, il D.Lgs. 387/2003 per le rinnovabili, il D.Lgs. 199/2021 per la disciplina FER, il D.Lgs. 152/2006 per la valutazione ambientale e le regole CEI sulla sicurezza elettrica.
Per ogni progetto connesso alla rete, lo sviluppatore deve produrre uno studio di compatibilità con la cabina primaria di riferimento. È qui che il dossier diventa concreto. Su una linea da 132 kV congestionata, l'inserimento di un BESS da 50 MW richiede analisi di hosting capacity, profili di tensione e logiche di gestione del flicker, in coordinamento con il distributore (E-Distribuzione, Areti o utility locali).
Il PNIEC 2023 colloca lo storage al centro della strategia di decarbonizzazione: entro il 2030 le rinnovabili dovranno coprire il 40% dei consumi finali lordi e il 65% dei consumi elettrici, obiettivi che richiedono tra 70 e 90 GWh di accumuli installati. Senza una pipeline autorizzativa fluida, questi target rischiano di restare disallineati rispetto alle aste MACSE già pianificate da Terna.
L'Autorizzazione Unica è il titolo abilitativo previsto per i BESS che escono dal perimetro dei regimi semplificati: soprattutto impianti stand-alone in aree non industriali, accumuli di grande taglia o progetti che interferiscono con vincoli paesaggistici, idrogeologici o ambientali. Per uno sviluppatore come Enel Green Power, ENGIE Italia o Plenitude, scegliere fra Autorizzazione Unica e PAS può significare 8-12 mesi di iter contro 90-180 giorni effettivi.
Il vantaggio operativo dell'Autorizzazione Unica è il consolidamento: una sola conferenza di servizi acquisisce in modo simultaneo pareri di Regione, Soprintendenza, ARPA, gestore di rete, Vigili del Fuoco e Comune. Lo svantaggio è la durata: conferenze di servizi articolate possono protrarsi fra i 240 e i 540 giorni, soprattutto quando il sito ricade in zone con vincoli sovraordinati o quando le opere di connessione richiedono varianti urbanistiche.
L'Autorizzazione Unica è obbligatoria per i BESS stand-alone destinati a servizi di rete con potenza superiore a 200 MW. Il decreto MASE 21/2025 estende il regime anche agli stand-alone localizzati in aree non industriali e ai siti che ospitano impianti a combustibili fossili con potenza termica pari o superiore a 300 MW, dove l'interazione con l'infrastruttura esistente richiede una valutazione integrata.
Sopra i 200 MW e in modalità stand-alone per servizi di rete la competenza torna al MASE in via diretta, con conferenza di servizi nazionale. Lo stesso vale per gli impianti localizzati in aree non industriali, a prescindere dalla taglia, perché l'assenza di un sito ospitante esistente attiva l'iter completo. I BESS associati a impianti termoelettrici da 300 MW o più seguono invece un'autorizzazione coordinata con gli adempimenti dell'impianto principale, mentre i BESS connessi a FER fino a 300 MW non ancora realizzati passano per un titolo regionale o provinciale ex art. 9 TUFER, rilasciato in versione contestuale al progetto FER.
La soglia di 10 MW resta il discrimine per l'attività libera ai sensi del D.Lgs. 190/2024: sotto questo limite, in assenza di vincoli, basta una comunicazione al gestore. La PAS si applica invece in siti brownfield (perimetri di impianti industriali, cave dismesse, aree per idrocarburi non più operative), purché l'installazione non aumenti gli ingombri in altezza né estenda l'area occupata.
Le Regioni possono estendere la PAS fino a 1 MW per contesti specifici, ma è sufficiente che venga meno uno solo dei requisiti perché si torni automaticamente all'Autorizzazione Unica ex art. 12 del D.Lgs. 387/2003. Per i BESS abbinati a impianti FER, infine, il regime cambia in funzione dello stato dell'impianto principale: nuova realizzazione, modifica di esistente, o ampliamento di un impianto autorizzato ma non ancora in esercizio.
La scelta del titolo abilitativo si gioca su sei dimensioni progettuali: potenza nominale, capacità di accumulo in MWh, configurazione (stand-alone, FTM o BTM), tensione e cabina di connessione, presenza di opere accessorie come cavidotti e cabine elettriche, e quadro vincolistico del sito. Un BESS da 50 MW / 200 MWh connesso a una cabina primaria esistente in area industriale ha un percorso radicalmente diverso da un BESS della stessa taglia su terreno agricolo non antropizzato.
In sede di progettazione preliminare conta soprattutto la disponibilità giuridica dell'area: proprietà, diritto di superficie, locazione di lungo termine o servitù sono titoli accettati, ma la solidità del documento influenza direttamente la robustezza dell'istanza. Una promessa di vendita o una lettera di intenti non bastano: lo sviluppatore deve dimostrare che, una volta autorizzato, il progetto è effettivamente realizzabile.
Per i BESS in media o alta tensione (15-20 kV o 132 kV) il coordinamento con il gestore di rete è determinante. Le regole tecniche di connessione, le norme CEI 0-16 e CEI 0-21 e le prescrizioni del distributore vincolano la posizione delle cabine, la sezione dei cavidotti e i sistemi di protezione anti-isola. Un dimensionamento errato in fase preliminare può richiedere mesi di rilavorazione e, in casi limite, rendere economicamente non sostenibile l'opera di connessione.
Sì. Il D.Lgs. 190/2024, art. 9 del Testo Unico FER, ha riallocato la competenza autorizzativa sui BESS stand-alone fino a 200 MW alle Regioni, lasciando allo Stato (MASE) i progetti di taglia superiore. Il termine per l'adeguamento delle discipline regionali era fissato a 180 giorni dall'entrata in vigore del decreto (30 dicembre 2024), quindi al 28 giugno 2025. Le Regioni più reattive hanno emanato gli atti applicativi nei mesi successivi: il Veneto con la DGR 1473/2025 e la Puglia con la DGR 933/2025 hanno tipizzato istruttoria, contenuti dell'istanza e tempi di Conferenza di Servizi per gli accumuli stand-alone. Restano di competenza statale i progetti oltre 200 MW e quelli che ricadono nelle fattispecie speciali del TUFER, mentre per i BESS associati a impianti termoelettrici da 300 MW o più la regia resta in capo al MASE.
La sostenibilità ambientale di un BESS si gioca su più piani convergenti: occupazione di suolo, gestione del rischio incidentale, integrazione paesaggistica. Un parco batterie da 100 MW / 400 MWh occupa fra 2 e 4 ettari, con 40-80 container, cabine di trasformazione e infrastruttura antincendio dedicata. L'impatto territoriale è quindi non trascurabile, anche se i BESS sono spesso percepiti come opere a basso impatto rispetto agli impianti termoelettrici.
L'art. 1 comma 2-quinquies del D.L. 7/2002 prevede una semplificazione importante: i BESS stand-alone e le relative opere di connessione sono esentati dalla VIA e dalla verifica di assoggettabilità, salvo quando le opere di connessione rientrino autonomamente in procedure valutative. La formulazione resta interpretabile e va verificata caso per caso con l'autorità competente.
Il D.L. 13/2023 art. 47 ha introdotto inoltre un regime di esenzione temporanea per progetti situati in aree idonee o inseriti nel Piano di sviluppo della rete elettrica nazionale di Terna. Il regime è valido per istanze presentate entro il 30 giugno 2024 e resta subordinato a una Valutazione Ambientale Strategica positiva sull'area di riferimento.
Lo screening ambientale, regolato dal D.Lgs. 152/2006 (Codice dell'Ambiente), valuta se un progetto debba essere sottoposto a VIA completa oppure se la verifica di assoggettabilità si chiuda con esito non negativo. La decisione si gioca su soglia dimensionale, localizzazione e sensibilità dell'ambiente ricettore, valutate in modo congiunto dall'autorità competente. Per un BESS da 200 MW in pianura padana l'iter è radicalmente diverso da uno della stessa taglia in zona prossima a un'area Natura 2000.
La localizzazione pesa più della taglia: progetti in aree antropizzate, industriali o degradate hanno un tasso di esito favorevole significativamente più alto. Per contesti agricoli pregiati, aree boscate o zone con vincoli paesaggistici sovraordinati lo screening si trasforma di fatto in VIA, con tempi che si allungano di 6-12 mesi e prescrizioni che possono modificare il layout iniziale.
La documentazione di screening per un BESS utility scale include normalmente:
Le criticità più ricorrenti emerse nelle istruttorie delle Regioni a maggiore densità di progetti (Sardegna, Sicilia, Puglia, Basilicata) si concentrano su quattro fronti: consumo di suolo, paesaggio, rumore e rischio incidentale. Un BESS da 50 MW genera un livello sonoro stimato fra 55 e 65 dBA al perimetro dell'impianto, principalmente da HVAC e trasformatori, ed è quindi soggetto a verifica di compatibilità acustica con la zonizzazione comunale.
Il consumo di suolo agricolo è il punto di attrito politicamente più sensibile. Anche se i container sono rimovibili, l'occupazione effettiva include cabine in muratura, fondazioni, viabilità interna e fasce antincendio. Una buona pratica adottata da operatori come Edison Renewables e Repower è la co-localizzazione su aree già impegnate da impianti fotovoltaici esistenti o cave in dismissione, che riduce il consumo aggiuntivo di suolo.
Il rischio incidentale, in particolare il thermal runaway delle celle al litio, richiede sistemi di prevenzione e mitigazione progettati secondo le norme NFPA 855, IEC 62933-5-2 e le linee guida dei Vigili del Fuoco italiani. Detezione precoce dei gas (idrogeno, monossido di carbonio), separazione fisica fra container (distanze minime di 2-3 metri), sistemi di estinzione ad acqua nebulizzata o aerosol: ogni scelta deve essere documentata nel piano di emergenza interno e validata in fase autorizzativa.
Un BESS stand-alone è esente dalla VIA e dalla verifica di assoggettabilità ai sensi dell'art. 1 comma 2-quinquies del D.L. 7/2002, introdotto dal pacchetto di semplificazioni per l'accelerazione delle infrastrutture energetiche. L'esenzione copre l'impianto in sé ma non automaticamente le opere di connessione: cavidotti aerei, sottostazioni dedicate o tracciati che attraversano aree vincolate possono ricadere in procedure valutative autonome, come confermato da diverse pronunce di TAR e Consiglio di Stato fra il 2022 e il 2024. La verifica caso per caso con l'autorità competente resta dunque obbligatoria, soprattutto quando il punto di connessione è distante dal sito e attraversa vincoli paesaggistici, idrogeologici o aree Natura 2000.
Le opere di connessione di un BESS (cavidotti interrati, cabine di consegna, accessi carrabili) attraversano spesso fondi di terzi e attivano procedure di esproprio o servitù coattiva. Per un impianto da 50 MW connesso a una cabina primaria a 4 km dal sito di installazione, l'opera di connessione può richiedere l'apposizione del vincolo preordinato all'esproprio ai sensi del d.P.R. 327/2001 su 15-30 particelle catastali, con un'istruttoria parallela che impatta direttamente sui tempi complessivi del progetto.
La qualifica di opera di pubblica utilità riconosciuta ai BESS dal D.L. 7/2022 facilita l'attivazione di queste procedure ablative, ma non le rende automatiche. Lo sviluppatore deve dimostrare l'indispensabilità del tracciato rispetto alle alternative, condurre i tentativi di accordo bonario e quantificare puntualmente l'indennità di esproprio o di servitù. Una documentazione carente su questi aspetti è una causa frequente di ricorsi al TAR e di sospensione dei lavori.
La PAS è riservata alle aree brownfield: perimetri di impianti industriali esistenti, impianti elettrici già autorizzati, aree di cava in coltivazione o esaurita, siti di produzione o trattamento di idrocarburi in dismissione. Per accedere alla PAS occorre una relazione tecnica che attesti la compatibilità con gli strumenti urbanistici vigenti e l'assenza di varianti, oltre alla dichiarazione che l'installazione non aumenta gli ingombri in altezza né estende l'area occupata. Una variante anche minima riporta automaticamente il progetto in regime di Autorizzazione Unica.
L'analisi vincolistica preliminare è il singolo intervento con il miglior rapporto costi-benefici sul progetto: in 15-30 giorni di lavoro di un team paesaggistico-urbanistico si possono evitare 12 mesi di rilavorazioni a iter avanzato. Le categorie da verificare puntualmente sul Sistema Informativo Territoriale regionale e sui PRG comunali sono:
Errori frequenti che bloccano l'iter sono la sottovalutazione delle fasce di rispetto da elettrodotti ad alta tensione (indicate in 30-50 metri per linee a 132 kV), la mancata verifica della distanza dai pozzi acquiferi pubblici e l'omessa istanza di pre-screening archeologico in zone di interesse noto.
Le distanze di sicurezza fra container batterie, fra impianto e abitazioni, fra batterie e linee elettriche o confini di proprietà sono progettate per ridurre il rischio di propagazione di un incendio e di esposizione a inquinanti in caso di incidente. La normativa italiana non quantifica oggi distanze minime cogenti, lasciando la determinazione alla valutazione di rischio specifica condotta secondo il D.Lgs. 81/2008 e le indicazioni dei Vigili del Fuoco.
La prassi mutuata dalle norme NFPA 855 e IEC 62933-5-2, adottata da operatori come Iberdrola, Renewable Energy Systems e SUSI Partners sui progetti italiani, prevede 2,4-3 metri fra container, 9-15 metri dal perimetro dell'impianto verso aree pubbliche e 30-100 metri dai fabbricati abitativi a seconda della taglia. La giustificazione di queste distanze va inserita nella relazione tecnica antincendio e validata dal Comando provinciale dei Vigili del Fuoco prima dell'avvio dei lavori.
Il riferimento operativo aggiornato è la Circolare VVF del 23 dicembre 2024, che ha pubblicato le linee guida per la prevenzione incendi dei sistemi di accumulo elettrochimico stazionari. Il documento codifica la qualifica come attività non normata ai sensi del DPR 151/2011, indica criteri di compartimentazione, distanze interne fra container e dai confini di proprietà, dotazioni minime di rilevazione gas e sistemi di estinzione. Per la bancabilità di progetti utility scale è ormai prassi consolidata richiedere la prova UL-9540A Large Scale Fire Test a livello di modulo, unità e installazione: un test che documenta la propagazione del thermal runaway in condizioni controllate e che molti finanziatori inseriscono fra i covenant tecnici dei contratti di credito.
La configurazione impiantistica di un BESS determina il modello di business, il regime fiscale e il percorso autorizzativo. Un sistema da 50 MW in regime FTM su impianto fotovoltaico esistente di Plenitude segue un iter molto diverso da un BTM da 2 MWh dietro il contatore di uno stabilimento manifatturiero, anche se a parità di componenti tecnologici (LFP, PCS bidirezionale, BMS, HVAC).
I componenti base sono comuni: container modulari da 1-5 MWh ciascuno, sistemi di conversione di potenza con efficienza tipica del 96-98%, trasformatori elevatori, quadri di media e bassa tensione, sistemi di controllo locale (EMS), HVAC e impianto antincendio dedicato. Cambia invece il modo in cui questi componenti dialogano con la rete e con eventuali impianti di produzione associati.
Un BESS stand-alone è un sistema di accumulo indipendente, senza collegamento diretto a un impianto di generazione locale. La sua connessione avviene direttamente alla rete pubblica, spesso in media o alta tensione, e la sua funzione primaria è la fornitura di servizi di rete: arbitraggio fra fascia oraria, bilanciamento, riserva primaria e secondaria, regolazione di frequenza. Sopra i 200 MW la competenza autorizzativa è statale e il MASE gestisce la conferenza di servizi.
Un BESS combinato (o ibrido) è invece integrato fisicamente o elettricamente con un impianto di produzione FER, in genere fotovoltaico o eolico. La licenza d'esercizio rilasciata dall'ufficio doganale copre sia l'officina di produzione sia l'officina di accumulo, e ai fini del calcolo della potenza fiscale rilevante i contributi delle due componenti si sommano. Il regime autorizzativo segue quello dell'impianto produttivo principale, secondo l'art. 9 del TUFER.
La flessibilità operativa è un altro discrimine: un BESS stand-alone può prelevare energia dagli accumulatori per alimentare i propri ausiliari (HVAC, BMS, controllo), mentre un BESS combinato è considerato opera connessa all'impianto produttivo. Per uno sviluppatore questa distinzione ha effetti pratici sui costi: la connessione condivisa con il FER esistente abbatte fino al 40% le opere di rete rispetto a un nuovo POD dedicato, ma vincola le finestre di esercizio alla disponibilità dell'impianto principale.
Le configurazioni FTM (Front-of-the-Meter) sono collocate a monte del punto di misura dell'utente finale, sul lato rete del distributore. Servono principalmente i mercati elettrici all'ingrosso: arbitraggio fra fascia oraria, MSD (Mercato per il Servizio di Dispacciamento), Mercato a Termine e il nuovo MACSE per i contratti di lungo termine. Operatori tipici sono Enel Green Power, Edison, ENGIE, ERG e Iberdrola, con portafogli che spaziano dai 50 ai 500 MW per progetto.
Le configurazioni BTM (Behind-the-Meter) si collocano a valle del contatore, dentro il perimetro elettrico dell'utente: stabilimenti industriali, data center, ospedali, grandi terziari. Il loro obiettivo primario è l'ottimizzazione dell'autoconsumo e la riduzione dei picchi (peak shaving), con benefici economici legati alla riduzione dei prelievi in fascia F1, all'abbattimento della potenza impegnata e alla qualità dell'energia. Un'azienda manifatturiera con prelievi di picco da 1,5 MW può ridurre del 30-50% i costi della componente di potenza con un BTM da 500 kWh ben dimensionato.
Anche sul piano autorizzativo le due famiglie divergono: i FTM passano quasi sempre per Autorizzazione Unica o PAS, mentre i BTM rientrano spesso nell'attività libera sotto la soglia dei 10 MW e si limitano alla comunicazione al distributore. I tempi tipici sono di 12-24 mesi per un FTM utility scale, contro 60-90 giorni per un BTM industriale di taglia media.
Il percorso di un progetto BESS dalla definizione del sito alla messa in esercizio attraversa cinque blocchi: studi preliminari, progettazione preliminare e definitiva, istruttoria autorizzativa, realizzazione, collaudo e attivazione. Per un FTM da 100 MW i tempi cumulati variano fra 24 e 42 mesi, con la fase autorizzativa che assorbe il 40-60% del totale.
La qualità della documentazione iniziale incide più di qualsiasi altro fattore sui tempi effettivi. Un'istanza presentata con relazioni geologiche superficiali, analisi vincolistica incompleta o piani antincendio generici attiva richieste di integrazione che sospendono i termini per 60-180 giorni. La Guida operativa del MASE di aprile 2024 ha standardizzato le checklist documentali per l'Autorizzazione Unica degli accumuli elettrochimici stand-alone, riducendo l'ambiguità interpretativa.
Prima di depositare l'istanza, lo sviluppatore conduce due fasi propedeutiche: studio di fattibilità con analisi vincolistica e progettazione preliminare-definitiva. Lo studio di fattibilità tipico per un FTM da 50 MW richiede 60-120 giorni e include valutazione hosting capacity con il gestore di rete, analisi merceologica (LFP vs NMC), modello di business e bancabilità preliminare.
Le relazioni specialistiche richieste in sede autorizzativa coprono un perimetro ampio:
Il pacchetto comprende la relazione paesaggistica con simulazioni fotografiche da punti di vista significativi, il pre-screening archeologico basato su ricerca bibliografica e, se richiesto, indagini sul campo, e lo studio di impatto acustico con simulazione previsionale a confronto con la zonizzazione comunale. Si aggiungono l'analisi di impatto elettromagnetico per il calcolo delle fasce di rispetto di cabine e cavidotti, la relazione idrogeologica e idraulica con classificazione PAI e gestione delle acque meteoriche, e la relazione antincendio che include il piano di emergenza interno e la validazione VVF.
La progettazione preliminare e definitiva consolida il layout: posizione dei container, schema elettrico unifilare con dimensionamento di cavi e protezioni, opere civili (fondazioni, viabilità interna, accessi), piani di sicurezza in fase di cantiere e di esercizio, sistemi di rivelazione e spegnimento incendi. Per i BESS in regime PAS occorre verificare in questa fase che non ci siano aumenti di ingombro in altezza né varianti urbanistiche, perché qualsiasi deroga rinvia il progetto alla procedura ordinaria.
Il procedimento amministrativo si apre con la presentazione dell'istanza all'autorità competente (MASE, Regione, Provincia o Comune a seconda del regime). Per l'Autorizzazione Unica si convoca una conferenza di servizi decisoria che acquisisce contestualmente pareri di Soprintendenza, ARPA, VVF, gestore di rete, ASL, Comune e altri enti coinvolti. I termini di legge sono di 180 giorni, ma possono essere sospesi per integrazioni documentali per ulteriori 60-90 giorni.
In parallelo lo sviluppatore avvia il processo di connessione: presentazione della richiesta di connessione (TICA o STMG a seconda della tensione) a Terna o E-Distribuzione, ricezione del preventivo entro 60-90 giorni, accettazione tecnica ed economica, completamento delle opere di connessione lato cliente e lato gestore. La comunicazione di entrata in esercizio al gestore è il punto formale che attiva la decorrenza degli incentivi e dei contratti.
Per l'attivazione operativa servono collaudi e verifiche di sicurezza in più step. Validazione dei dispositivi di protezione (interfaccia, generale, sezionamento), test funzionali del PCS, prove di carico parziale e a pieno regime, verifica della comunicazione con il SCADA del gestore, taratura dei misuratori fiscali. I certificati di taratura dei misuratori sono validi 3 anni e devono essere rinnovati prima della scadenza per garantire la continuità della licenza d'esercizio.
Per la PAS la sequenza è snella: il richiedente deposita la dichiarazione e gli elaborati al Comune almeno 30 giorni prima dell'inizio lavori. Entro 30 giorni il Comune può comunicare la presenza di profili ostativi e ordinare la non realizzazione; in assenza di rilievi, copia viene trasmessa alla Regione per pubblicazione sul Bollettino Ufficiale entro 10 giorni. I lavori devono concludersi entro 3 anni dalla chiusura della procedura, con certificato di collaudo finale rilasciato da un tecnico abilitato e variazione catastale o dichiarazione di invarianza.
Per gli accumuli elettrochimici che intendono partecipare al MACSE, infine, occorre allinearsi alle finestre competitive: la prima asta MACSE si è tenuta il 30 settembre 2025, con contratti di lungo termine assegnati da Terna. Le aste successive seguono una cadenza annuale, con regole pubblicate da ARERA e gestite secondo le procedure indicate nel D.Lgs. 210/2021.
Un investimento BESS richiede una valutazione articolata di CAPEX, OPEX, costo finanziario, rischi tecnologici e dinamiche di mercato. Per un FTM da 50 MW / 200 MWh sviluppato nel 2026 il CAPEX si colloca fra 220 e 320 euro per kWh installato, con le batterie LFP che pesano per il 55-65% del totale, il PCS per il 10-15%, le opere civili per il 8-12% e la connessione per un altro 10-20% a seconda della distanza dalla cabina primaria.
In uno scenario tipico per un BESS stand-alone da 50 MW / 200 MWh collocato in una sottostazione AT del Sud Italia, il CAPEX può attestarsi fra 220 e 280 euro per kWh, con un mix tecnologico ancorato a integratori utility-scale come Tesla Megapack, Fluence Gridstack o CATL EnerC. La configurazione tende a coprire un revenue stacking 60-70% MACSE e 30-40% merchant, con contratti di lungo termine quindicennali, ricavi nell'ordine di 110-150 mila euro per MW all'anno e un tempo di rientro compreso fra 6 e 9 anni. I valori restano puramente esemplificativi e dipendono dal profilo zonale del nodo di connessione, dal contratto del trader operatore e dalla degradazione effettiva delle celle nel ciclo di esercizio.
Gli OPEX annui si attestano fra l'1,5% e il 2,5% del CAPEX, includendo manutenzione preventiva, ricambi, monitoraggio remoto, assicurazione e canoni di servizio. La degradazione delle celle al litio è la voce più delicata: con cicli giornalieri di carica-scarica a profondità del 80-90% le LFP perdono l'1,5-2,5% di capacità all'anno, e la sostituzione del primo modulo è normalmente prevista fra il 10° e il 15° anno di esercizio.
Sul fronte fiscale, il diritto annuale di licenza per le officine BESS connesse alla rete nazionale è fissato a 77,47 euro dall'art. 63 comma 3 lettera b) del TUA. A questo si affiancano gli adempimenti di misurazione fiscale richiesti dall'ufficio doganale, con installazione di misuratori certificati e gestione delle dichiarazioni annuali di produzione e prelievo.
Il modello tolling è una struttura contrattuale che separa la proprietà dell'asset dalla sua gestione operativa. Lo sviluppatore-proprietario cede l'uso operativo del BESS a un offtaker (tipicamente un trader di energia o una utility) in cambio di un canone fisso, eventualmente integrato da una componente variabile sui ricavi. Operatori come Statkraft, RWE Supply & Trading e Axpo offrono contratti tolling di 7-15 anni, riducendo l'esposizione dello sviluppatore alla volatilità dei mercati elettrici.
La struttura di costo di un BESS dipende da sette voci principali, che vanno dimensionate in funzione del modello di business e della localizzazione:
I tempi autorizzativi reali (non quelli formali di legge) sono la principale variabile di rischio di un progetto BESS in Italia. Chi sviluppa lo sa: il calendario di legge e quello effettivo viaggiano spesso su due binari diversi. La maggior parte della varianza fra progetti analoghi si spiega con il regime applicabile (attività libera, PAS o Autorizzazione Unica), la presenza di vincoli sovraordinati e la qualità della documentazione presentata in fase iniziale.
L'attività libera per BESS sotto i 10 MW chiude in 30-60 giorni con una semplice comunicazione, la PAS in 90-180 giorni effettivi nei casi senza opposizioni, mentre l'Autorizzazione Unica per progetti utility scale si colloca fra 14 e 28 mesi dal deposito dell'istanza al rilascio del titolo. Conferenze di servizi articolate, richieste di integrazione, prescrizioni paesaggistiche, opposizioni di comitati locali e necessità di pareri vincolanti multipli sono i fattori che spingono i tempi verso la coda lunga della distribuzione.
Il D.Lgs. 190/2024 ha introdotto semplificazioni operative significative: eliminazione della DILA, tipizzazione dei regimi per potenza e localizzazione, termini stringenti per la PAS con 30 giorni per le verifiche comunali e 10 giorni per la pubblicazione regionale, e completamento dei lavori entro 3 anni dalla chiusura della procedura. Per i BESS associati a impianti FER resta tuttavia il rischio di duplicazione procedurale quando il regime dell'accumulo richiede un iter autonomo da quello dell'impianto principale.
Sul fronte commerciale, l'accesso al MACSE dipende dalle finestre d'asta gestite da Terna. La prima asta del 30 settembre 2025 ha assegnato contratti di lungo termine ai progetti più maturi sotto il profilo autorizzativo: chi arriva con l'Autorizzazione Unica già rilasciata o con un iter PAS chiuso ha un vantaggio competitivo che si traduce in premi di rischio più bassi e in maggiore bancabilità presso istituzioni come Cassa Depositi e Prestiti, BEI e principali banche commerciali italiane.
I numeri della prima asta MACSE del 30 settembre 2025 confermano la maturità del mercato: Terna ha assegnato circa 10 GWh di capacità a 15 sviluppatori per complessivi 1.491 MW, con un prezzo medio di aggiudicazione di 12.959 euro/MW/anno contro un prezzo di riserva di 37.000 euro/MW/anno, segnale di forte pressione competitiva sui costi del kWh installato. Enel ha intercettato circa il 50% dei volumi, mentre gli operatori indipendenti hanno completato il portafoglio con progetti distribuiti soprattutto al Sud e nelle isole. I contratti di lungo termine, della durata di 15 anni, decorrono dal 2028 e fissano una soglia minima di ricavo che migliora sensibilmente la bancabilità e accorcia il tempo di rientro degli investimenti in BESS utility scale.
Il Portale Permitting MASE è la piattaforma digitale unica per la presentazione e la gestione delle istanze di Autorizzazione Unica di competenza statale, attivata dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica il 2 dicembre 2024. La gestione operativa è in capo alla Divisione IV della Direzione Generale Fonti, Transizione e Adempimenti Energetici (DG-FTA), che coordina istruttoria, pubblicazione, dialogo con gli enti coinvolti e calendari della Conferenza di Servizi. La piattaforma riceve istanze, integrazioni, osservazioni del pubblico e pareri degli enti in un unico fascicolo elettronico tracciato.
Il Portale Permitting MASE è lo sportello unico digitale attraverso cui passa l'iter di Autorizzazione Unica per BESS stand-alone di competenza statale (oltre 200 MW e fattispecie speciali del TUFER), nonché per altre tipologie di impianti energetici. Sostituisce di fatto la PEC come canale di trasmissione e crea un fascicolo elettronico unico per ogni procedimento, con accessi profilati per richiedente, MASE, enti pareristi e pubblico in fase di osservazioni. L'integrazione con i sistemi documentali della Pubblica Amministrazione, il versioning degli elaborati e la tracciabilità degli atti riducono il rischio di smarrimento di documenti o di lacune istruttorie che storicamente allungavano i procedimenti.
La Conferenza di Servizi asincrona, prevista per i procedimenti gestiti tramite Portale Permitting, sostituisce in molti casi le riunioni in presenza con uno scambio strutturato di pareri scritti entro termini cogenti. Gli enti coinvolti depositano osservazioni e prescrizioni direttamente in piattaforma, il MASE consolida i pareri e attiva eventuali fasi di confronto sincrono solo per i nodi non risolti. La modalità asincrona riduce i tempi morti tipici delle convocazioni multiple, ma richiede al richiedente una qualità documentale superiore: integrazioni e chiarimenti seguono finestre temporali rigide e ogni risposta tardiva consuma giorni utili del termine procedimentale.
Per i BESS stand-alone di competenza statale, l'utilizzo del Portale Permitting MASE è obbligatorio per tutte le istanze presentate dal 2 dicembre 2024 in avanti: dalla data di attivazione la PEC non è più canale ammesso per nuove richieste di Autorizzazione Unica. Per i procedimenti regionali la migrazione è graduale e segue le scelte di ciascuna Regione: alcune amministrazioni hanno adottato piattaforme proprie integrate con il portale nazionale, altre operano ancora in regime ibrido. La roadmap pubblica del MASE prevede l'integrazione progressiva di tutte le autorizzazioni energetiche entro il 2026, con interoperabilità fra portale nazionale, sportelli regionali e sistemi degli enti pareristi. Per gli sviluppatori la conseguenza pratica è la necessità di adeguare i flussi documentali interni e i template di istanza alle specifiche tecniche della piattaforma con largo anticipo rispetto al deposito.
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