Intervista doppia su ibridazione, Covicchio e Moroni: spread tra prezzi diurni e serali in crescita?

pv magazine Italia ha parlato con Valerio Covicchio, country manager di Whes, e Mauro Moroni, CEO e founder di Kaizen Invest Holding. I due esperti discutono le conseguenze del Testo Unico FER (TU FER), la fattibilità dei progetti ibridi, il ruolo dell’idrogeno, il rapporto tra fotovoltaico e data center, l’intelligenza artificiale, il ruolo del time-to-revenue,

pv magazine: Gli ultimi mesi hanno cambiato il concetto di impianto ibrido (es. TU FER). Cosa vuol dire per impianti PV + BESS?

Covicchio: Negli ultimi mesi, con il TU FER e il correttivo 178, l’impianto ibrido è passato da soluzione “tollerata” a configurazione normativa riconosciuta. Il d.lgs. 178/2025 definisce ibrido “l’impianto che combina diverse fonti di energia rinnovabile oppure un impianto di produzione di energia da una o più fonti rinnovabili combinato con un impianto di accumulo ovvero con un elettrolizzatore”. Questo è un segnale importante del regolatore. Il riconoscimento formale sempre più forte degli “impianti ibridi” mostra quanto sia necessario per il sistema rendere programmabile l’energia rinnovabile. Per il FV + BESS questo significa che l’accumulo non è più un accessorio, ma parte integrante del progetto. Il progetto viene valutato come unico impianto, riducendo il rischio di somma delle potenze e di aggravio autorizzativo. Questo passo è fondamentale per mappare tutte le fasi di progetto in maniera ordinata, aumentando la fiducia degli investitori.

Moroni: Negli ultimi mesi il TU FER, soprattutto con il correttivo di fine 2025, ha verosimilmente chiarito in modo significativo il perimetro degli impianti ibridi: oggi è ragionevole ritenere, sulla base del D.Lgs. 178/2025, che un impianto FER combinato con un sistema di accumulo possa essere inquadrato come un unico impianto ibrido ai fini autorizzativi, riducendo l’incertezza che in passato aveva portato alcune amministrazioni a trattare il BESS come opera autonoma, con procedimenti separati. Detto questo, la normativa non sembra introdurre una regola automatica di somma delle potenze (Potenza PV + Potenza BESS ad esempio). Nella pratica autorizzativa è consigliabile che continuino a essere dichiarate e valutate separatamente la potenza dell’impianto fotovoltaico e quella del sistema di accumulo, applicando poi, in via prudenziale, il regime procedurale più oneroso tra le tecnologie coinvolte, come suggerito anche dalle letture prevalenti di operatori e advisor del settore (anche se il tema è ancora dibattuto). Il tema della “somma” delle potenze emerge invece in modo più marcato sul piano elettrico e di rete: ciò che dovrebbe contare è la massima potenza effettivamente immettibile al punto di connessione, che può coincidere con la somma FV+BESS solo se l’impianto è configurato per immissione contemporanea, mentre resta limitata in configurazioni di tipo “single export”. In questo quadro, i nuovi modelli unici PAS e AU adottati dal Mase dovrebbero contribuire a rendere il processo più standardizzato, pur lasciando spazio a interpretazioni caso per caso nelle fasi applicative iniziali. Insomma le regole cambiano come al solito con molta frequenza in Italia, ma non sono mai chiare al 100%.

La sostenibilità di questi progetti dipende da una serie di fattori, immagino, quali?

Moroni: Beh nel caso di un impianto fotovoltaico ibrido sicuramente dal tipo di configurazione (serie o parallelo) e relativa funzione, dall’irraggiamento e dalla zona di mercato, ma soprattutto da Capex e Opex. Ogni progetto merita quindi una analisi di dettaglio, con impianti ibridi che saranno sempre più mix tra merchant, PPA, Fer X o Z. Il futuro del settore non può che passare in gran parte per questi sistemi.

Potrebbe spiegare il rapporto tra fotovoltaico e data center?

Covicchio: Il FV è una tecnologia di produzione a “doppia campana”: una intra-diurna (la famosa curva di produzione a forma di “campana giornaliera”) e una stagionalità annuale, con picchi di produzione a luglio e minimi a gennaio “campana annuale”.
La prima non si accoppia benissimo con una curva di consumo di un DC e per questo necessita di BESS per spalmare l’energia sulla giornata. La seconda, invece, può aiutare ad alleviare l’effetto di over-consumption termico tipico del consumo dei DC, il quale è sensibile appunto all’andamento della temperatura.

Rilevante è anche il time-to-revenue. Che esperienza avete voi in merito?

Covicchio: Recentemente abbiamo connesso un impianto BTM (behind the meter) da 1,1 MW in soli 26 giorni dalla firma del contratto grazie al totale pre-assemblaggio. Tempistiche impossibili per il fotovoltaico, che diventano realtà nel caso di retrofit e ibridazione di impianti esistenti con BESS. Questo significa poter annullare il tempo in cui il denaro è immobilizzato senza generare ricavi.

Come percepite l’integrazione di FV e idrogeno al momento? E quali sono i margini di sviluppo futuro?

Covicchio: L’idrogeno è un vettore energetico utile per stoccare energia, così come tanti altri vettori e tecnologie, con pro e contro. Gli accumuli agli ioni di litio oggi sono economicamente e tecnologicamente maturi per operare con ritorni interessanti su potenze non coperte dall’idrogeno. Sono dell’opinione che solo con un mix di tecnologie opportunamente destinate si possa raggiungere l’ottimo di sistema e che quindi ci sia spazio anche per questo vettore in specifiche applicazioni e molto meno in altre; vedi la mobilità ad esempio.

Moroni: Oggi l’integrazione tra fotovoltaico e idrogeno è tecnicamente possibile, ma economicamente e sistemicamente ancora limitata. Nel breve periodo il suo spazio naturale resta nei settori hard-to-abate, dove l’idrogeno è una materia prima e l’elettrificazione diretta non è praticabile. Finché l’idrogeno grigio rimarrà più competitivo, l’idrogeno verde difficilmente entrerà nel mercato senza incentivi, contratti di lungo termine o obblighi regolatori.

Nel power system, l’idrogeno viene spesso citato come soluzione per lo stoccaggio di lungo periodo. Tuttavia, questo ruolo è oggi meno scontato di qualche anno fa. Accanto al BESS – che resta la soluzione più efficiente per il breve periodo – stanno emergendo sistemi di accumulo di lunga durata alternativi, come gli Hybrid Energy Storage System (HESS) presentati al CES 2026 da Korea Electric Power Corporation.

Queste architetture ibride, che combinano più tecnologie di accumulo, tendono a offrire efficienze complessive più elevate, maggiore semplicità operativa e minori complessità gestionali rispetto alla catena elettricità → idrogeno → utilizzo finale. Se queste soluzioni confermeranno su scala industriale le prestazioni attese, potrebbero intercettare una parte rilevante del ruolo oggi attribuito all’idrogeno come “batteria di lungo periodo”, soprattutto per applicazioni di rete.

Il risultato è che l’orizzonte temporale in cui l’idrogeno verde potrà essere considerato una soluzione competitiva per lo stoccaggio energetico di lunga durata tende ad allungarsi ulteriormente. L’idrogeno mantiene una forte razionalità industriale e strategica, ma nel sistema elettrico dovrà confrontarsi non solo con il BESS, bensì anche con nuove soluzioni di accumulo ibrido più efficienti e più semplici da gestire.

Quali sono gli scenari di evoluzione dei data center in Italia? Sono facilmente prevedibili?

Covicchio: In Italia i data center (DC) cresceranno, ed è un dato di fatto. Lo faranno, per quello che vediamo ad oggi, principalmente al Nord (zona elettrica Nord). I DC porteranno in rete consumi “buoni” per il TSO, composti essenzialmente da 1) carico dovuto a dispositivi IT e 2) carico dovuto al condizionamento. I primi sono molto lentamente variabili, i secondi facilmente prevedibili poiché dipendono principalmente da fattori climatici: temperatura, irraggiamento, precipitazioni, eccetera.

Moroni: Nella prossima decade i data center non saranno semplicemente nuovi consumatori di elettricità: diventeranno una nuova infrastruttura industriale critica, con esigenze di continuità, qualità della potenza e affidabilità paragonabili a quelle delle grandi industrie energivore. Oggi le richieste di connessione superano 70 GW, ma si tratta in larga parte di progetti hyperscale che stanno opzionando capacità di rete. Gli scenari più accreditati, come quelli di Teha–A2A, indicano invece che la potenza realmente installata dei data center in Italia al 2035 sarà nell’ordine di 3–5 GW. Questo significa che solo una piccola frazione delle richieste in coda si tradurrà in data center operativi, e che la rete resterà una risorsa scarsa e fortemente selettiva. Accanto ai grandi hyperscale in AT [alta tensione] nascerà inoltre una rete diffusa di data center medi e piccoli collegati alla rete MT [media tensione] e BT [bassa tensione], e distribuiti sul territorio e legati a edge computing, industria e servizi digitali. Questa domanda sarà più capillare, ma si innesterà spesso in nodi di rete già delicati. Nel breve e medio periodo questo tenderà a spingere i prezzi zonali verso l’alto nelle aree di maggiore concentrazione di domanda, in particolare nel Nord Italia. Gli impianti merchant localizzati in queste zone, soprattutto se ibridi, potranno quindi beneficiare di prezzi medi più elevati e di una maggiore valorizzazione dell’energia serale e invernale. Al contrario, l’impatto sui progetti incentivati (Fer X e simili) resterà limitato, perché quei ricavi saranno in larga parte stabilizzati e scollegati dai prezzi di mercato. Nel medio e lungo periodo però, questo effetto potrà essere in parte attenuato dai grandi investimenti di rete previsti da Terna per collegare al meglio il Nord ed il Sud del Paese, dove vi è la più grande concentrazione di fotovoltaico ed eolico. Questo non eliminerà le differenze zonali, ma potrà ridurre le congestioni più estreme, rendendo il sistema più efficiente e abbassando il costo complessivo dell’elettricità. Il vero cambio di paradigma, tuttavia, resterà il mercato dei PPA. I data center non cercheranno solo energia verde, ma prezzi stabili, profili affidabili e riduzione del rischio di rete e di volatilità. Per questo gli impianti ibridi FV + BESS diventeranno partner naturali: possono spostare produzione dalle ore solari a quelle serali, ridurre la cannibalizzazione dei prezzi e offrire un profilo di fornitura molto più vicino a un consumo 24/7. In sintesi, nel mercato elettrico italiano del 2035 i data center non si limiteranno ad aumentare la domanda, ma ridefiniranno il valore dell’energia in funzione di posizione, profilo e flessibilità, mentre la rete diventerà il vero campo di gioco. In questo scenario, il fotovoltaico integrato con accumulo non sarà più solo una tecnologia di generazione, ma una vera infrastruttura dell’economia digitale.

In generale, come l’innovazione, anche nelle possibilità installative, andrà a influenzare gli scenari di mercato attesi? Quali sono i fattori “nuovi” che cambieranno il mercato elettrico in Italia?

Covicchio: Mi aspetto tre impatti sul mercato dell’energia a medio termine, diciamo 12–18 mesi. Comparto C&I che sviluppa una nuova consapevolezza: non avere più solo la necessità di generatori rinnovabili, ma di generatori rinnovabili e programmabili. Il PV + BESS sarà il nuovo cogeneratore: meno rumoroso, più economico e più pulito, a beneficio dei conti e degli obiettivi ESG. A cascata, retailer che diventano in ambito B2B sempre più veri BRP [Balance Responsible Party] e BSP [Balancing Service Provider]. Questo magari tramite acquisizioni di aziende specializzate. Quindi saranno soggetti che partecipano attivamente al mercato con operatività e CTE dedicate. Il nuovo bene non è più l’energia, ma il tempo in cui viene consumata. Lato mercato mi aspetto spread tra prezzi diurni e serali in crescita. L’energia prima prodotta la sera da impianti a gas verrà lentamente “spinta fuori” dal mercato dall’energia rilasciata dai BESS. Questo comporterà meno ore di produzione per gli impianti termoelettrici e quindi la necessità di aumentare il prezzo medio in offerta per mantenere gli stessi ricavi.

Moroni: L’innovazione non sta semplicemente abbassando i costi delle tecnologie: sta cambiando la struttura stessa del mercato elettrico. Nei prossimi anni il mercato italiano sarà meno guidato da quanta energia si produce e sempre più da dove, quando e con quale profilo quell’energia viene resa disponibile. Il primo fattore nuovo è la centralità della rete come risorsa scarsa. Con l’aumento di rinnovabili, data center e nuovi carichi elettrici, il collo di bottiglia non sarà più la capacità installata ma la capacità di trasporto e di integrazione. In questo contesto, le grandi opere di rete pianificate da Terna attenueranno alcune congestioni strutturali, ma non le elimineranno del tutto. Questo renderà il prezzo sempre più un segnale locale e temporale, premiando gli impianti posizionati nei nodi “giusti”.

Il secondo fattore è la granularità del mercato. L’evoluzione verso orizzonti temporali più brevi (prezzi a 15 minuti) trasforma la volatilità da problema a opportunità. L’energia non vale più una media annua, ma vale nei momenti di stress del sistema. Questo favorisce tecnologie e configurazioni in grado di rispondere rapidamente, come accumuli e impianti ibridi. Il terzo elemento chiave è l’ibridazione come nuova normalità. Fotovoltaico, storage, e in prospettiva anche altre tecnologie, non verranno più progettati come asset isolati, ma come sistemi integrati. L’impianto che vince non è quello che massimizza i MWh, ma quello che massimizza il valore del profilo: meno cannibalizzazione, più energia nelle ore utili, più controllabilità. Questo cambia radicalmente anche la bancabilità dei progetti. Il quarto fattore è l’ingresso di nuovi consumatori “qualificati”, come i data center, che non cercano solo energia rinnovabile, ma certezza di prezzo, affidabilità e riduzione del rischio di sistema. Questo spingerà la diffusione di PPA più sofisticati e accelererà l’integrazione tra generazione, accumulo e carico, riducendo la distanza storica tra produzione e consumo. Infine, cambierà il ruolo della regolazione. L’innovazione normativa, guidata da Arera e dal recepimento delle direttive europee, tenderà sempre più a premiare la flessibilità e la compatibilità con la rete, non solo la capacità installata. In altre parole, il mercato inizierà a valorizzare chi riduce i costi complessivi del sistema, non chi immette semplicemente più energia.

Secondo voi, uno sviluppo dell’IA potrebbe comportare una perdita di posti di lavoro e quindi indirettamente una diminuzione della domanda elettrica, che potrebbe almeno in parte compensare le tendenze al rialzo legate all’aumento della domanda richiesta da data center (e dal mondo digitale)?

Covicchio: L’IA genererà più valore nell’unità di tempo. Leggere una delibera, capirla e generare un business model aggiornato prima impiegava due persone full time per quattro giorni; oggi richiede forse un terzo del tempo. Questo, economicamente, significa crescita (non credo in una riduzione dei lavori, ma in un riadattamento continuo) ed energeticamente significa più potenza. La vera domanda è: quanto rapidamente?

Potrebbe spiegare nuovamente le differenze tra estate e inverno?

Covicchio: L’IA, come detto, ha una componente termica. Questo significa che i consumi salgono in estate per poi diminuire nelle mezze stagioni (come succede al resto della domanda nazionale). Questo porterà a un aggravio dei costi in estate, che tra pompe di calore in crescita e data center, diventerà un momento dell’anno veramente “rovente”. Il contrario succede d’inverno, dove (potenzialmente) i DC possono riscaldare interi quartieri con il calore di scarto tramite teleriscaldamento.

Altre considerazioni sugli impianti ibridi in Italia guardando al medio-lungo periodo?

Covicchio: Sento spesso dire che i consumatori che hanno firmato un PPA e non hanno investito direttamente non siano interessati agli accumuli. Purtroppo, tali consumatori dovrebbero essere i primi a preoccuparsene, perché con quella firma si sono presi in carico il cosiddetto “rischio prezzo”. Ovvero si sono impegnati a pagare un bene 100–180 €/MWh per 5–7 anni pensando a un prezzo medio dell’energia in bolletta di 200 €/MWh, senza considerare che nelle ore di produzione fotovoltaica il prezzo della materia prima energia potrebbe presto scendere sotto i 30 €/MWh portando il prezzo in bolletta, in quelle ore, ben sotto il prezzo concordato sul PPA. Questo significherebbe essersi impegnati a comprare energia da un asset destinato a perdere valore sul mercato, ignorandone un altro che potrebbe portare maggiori ricavi, annullando fisicamente questo “rischio prezzo”, il BESS.

Moroni: Nel medio periodo è poco probabile che lo sviluppo dell’IA porti a una riduzione netta della domanda elettrica tale da compensare l’aumento legato ai data center. È vero che l’IA può aumentare l’efficienza e ridurre alcune attività a bassa intensità di lavoro umano. Tuttavia, meno lavoro non significa automaticamente meno elettricità. Storicamente, i guadagni di efficienza generano spesso un effetto rimbalzo: abbassano i costi, abilitano nuovi servizi e aumentano l’uso complessivo delle tecnologie. Nel caso dell’IA questo effetto è particolarmente evidente. L’IA non solo sostituisce lavoro, ma crea nuovi carichi strutturali legati a training, inferenza, storage e trasmissione dei dati. Anche quando ottimizza processi industriali, tende a spostare i consumi verso infrastrutture digitali centralizzate, come data center e reti. Il punto centrale, quindi, non è tanto il livello assoluto della domanda, quanto il cambio di profilo: una domanda più continua, concentrata e sensibile all’affidabilità della fornitura. Questo tipo di carico ha un impatto sistemico maggiore sulla rete rispetto ai consumi tradizionali. In sintesi, l’IA può generare efficienze locali, ma è improbabile che riduca in modo significativo la domanda elettrica complessiva. Piuttosto, rafforzerà il ruolo strategico dell’elettricità e accelererà la trasformazione del sistema energetico.

Quali sono, in questo contesto, i limiti normativi per lo sviluppo tecnologico del fotovoltaico in generale?

Covicchio: Su questo vedo principalmente due temi rilevanti. Il primo riguarda la piena partecipazione di queste risorse (anche a livelli di potenza minori) al mercato dei servizi di dispacciamento, processo in corso ma lontano dalla piena maturità. L’altro tema è legato ad alcuni importanti meccanismi di incentivazione recenti che hanno, a torto o a ragione, limitato l’import di alcune tecnologie. Questo, se da una parte limita l’accesso a tecnologie efficienti ed economicamente competitive, dall’altra sprona la filiera europea a innovare e fare ancora meglio.

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