Sistemi ibridi, sarà un futuro di integrazione?

Articolo presente nell’edizione speciale Key Rimini 2026

Le novità per gli impianti ibridi non derivano solo dal Testo Unico Fer. Diversi sviluppi influenzeranno l’evoluzione dell’ibridazione, in primis altre novità normative e l’innovazione che non comporterà solo più rinnovabili, ma un mercato elettrico più industriale, dove il valore si sposterà dalla quantità al profilo, dalla potenza alla flessibilità, dall’incentivo alla qualità dell’integrazione di sistema. Sono le conclusioni principali emerse dalle interviste realizzate da pv magazine Italia a cinque esperti del tema.

“L’evoluzione verso orizzonti temporali più brevi, con 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”, sostiene Mauro Moroni, amministratore delegato di Kaizen Invest Holding, parlando del cambiamento delle aste del giorno prima entrato in vigore a ottobre 2025.

Nei prossimi due o tre anni non si potrà ignorare in una progettualità legata al fotovoltaico, per esempio, una valutazione di un accumulo ben dimensionato, specialmente per impianti BTM (behind the meter), nuovo o in retrofit/revamping. Lo dice Valerio Covicchio, country manager di Whes.

“La crescita dell’energia rinnovabile e dei suoi benefici sarà sempre più legata alla possibilità di rendere tale energia programmabile e la programmabilità non può che passare attraverso un Bess e soprattutto, un sistema di Energy Management integrato che ne orchestri carica e scarica nel tempo”, dice Covicchio, ricordando che gli impianti ibridi possono essere divisi in impianti BTM o FTM (front of the meter).

“Oggi i primi sono molto remunerativi e basano i ricavi principalmente sulla massimizzazione dell’autoconsumo da fotovoltaico, fisico o virtuale, e sull’arbitraggio energetico. I secondi, invece, per trovare un buon ritorno sull’investimento devono necessariamente avere delle leve finanziarie che a loro volta richiedono spesso meccanismi regolati o solide controparti che si impegnino all’acquisto. Avranno poi sempre più impatto, in entrambi i casi, la zona di mercato e i vincoli di rete”, dichiara Covicchio, sottolineando il ruolo del time-to-re-venue e quindi anche delle tempistiche necessarie per la connessione degli impianti.

Queste considerazioni, aggiunge Covicchio, valgono anche per i consumatori che hanno firmato un power purchase agreement (PPA), perché si assumono il “rischio prezzo” e potrebbero dover pagare l’elettricità 100–180 €/MWh per 5–7 anni, anche quando il prezzo della materia prima energetica potrebbe presto scendere sotto i 30 €/MWh.

Data center

Moroni spiega che, nella prossima decade, i data center diventeranno una nuova infrastruttura industriale critica, con esigenze di continuità, qualità della potenza e affidabilità paragonabili a quelle delle grandi industrie energivore.

Uno stretto coordinamento tra lo sviluppo dei data center e l’evoluzione del sistema elettrico nella transizione energetica potrebbe generare sinergie rilevanti, massimizzando l’integrazione delle rinnovabili e minimizzando la necessità di nuovi investimenti infrastrutturali, sostiene Virginia Canazza, partner di Key to Energy (KtE).

“L’Italia sta emergendo come hub mediterraneo per i data center grazie alla sua posizione strategica lungo il corridoio Europa-Africa-Medio Oriente-Asia, alla crescente presenza di cavi sottomarini che assicurano connettività ad alta capacità e bassa latenza, e allo sviluppo accelerato dell’area di Milano, oggi uno dei poli più dinamici d’Europa e valida alternativa ai mercati Flap, ormai prossimi alla saturazione energetica”, dice Canazza.

Flap è un acronimo delle quattro città dove è stata installata la maggior potenza di elaborazione dati in Europa: Francoforte, Londra, Amsterdam e Parigi. L’ultima versione dell’acronimo (Flapd) include anche Dublino.

La partner di Key to Energy sottolinea che la domanda di capacità continua ad aumentare e le politiche nazionali stanno attirando nuovi investimenti attraverso semplificazioni autorizzative, incentivi mirati e la disponibilità di numerosi siti brownfield idonei a ospitare nuove infrastrutture.

I nuovi data center sono progettati per essere alimentati da fonti rinnovabili e dotati di tecnologie di raffreddamento avanzate, rendendo l’Italia sempre più attrattiva per operatori globali e hyperscaler, i principali fornitori di servizi cloud, spiega Canazza.

“Attualmente la capacità installata dei data center in Italia è pari a 609 MW che, considerando un PUE medio tra 1.5 e 1.6, corrisponde a circa 960 MW elettrici; il 68% di tale capacità si concentra nell’area di Milano. Il fabbisogno elettrico associato ha raggiunto circa 4,2 TWh nel 2025, pari all’1,35% della domanda elettrica nazionale”.

PUE è l’acronimo per power usage effectiveness, misura dell’efficienza energetica di un data center.

“Le prospettive di crescita sono confermate dalle richieste di connessione, che a inizio 2026 ammontano a circa 70 GW. Secondo le stime di KtE, la pipeline di progetti in fase avanzata e realizzabili entro il 2028 è pari a 1,6 GW elettrici; le proiezioni al 2030 indicano che la capacità totale installata potrebbe aumentare fino a 2,5–5 volte rispetto ai livelli attuali. Di conseguenza, i consumi dei data center potrebbero raggiungere i 10 TWh al 2030 in uno scenario in linea con le tendenze attuali, superando i 21 TWh in un contesto caratterizzato da una forte crescita della domanda di servizi digitali legati all’AI, notoriamente più energy-intensive”, sostiene Canazza.

Lo scenario di riferimento KtE considera un’evoluzione del mix energetico che incorpora i ritardi nel raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione del Pniec 2024. In questo caso, la domanda dei data center è stimata in 10 TWh al 2030. In uno scenario di crescita più marcata, ipotizzando 1 GW aggiuntivo di capacità concentrata nel Nord Italia entro il 2030, i consumi salirebbero a quasi 15 TWh.

“Secondo le simulazioni condotte da KtE, tale incremento potrebbe determinare un aumento potenziale dell’1,4% del PUN, riflettendosi in prezzi medi zonali più elevati (tra +1,2% al Sud e +1,5% al Nord). L’effetto sarebbe positivo anche sui prezzi catturati dal fotovoltaico, con un incremento superiore al 2%. A parità di mix rinnovabile, la maggiore domanda sarebbe coperta da un incremento del 4% della produzione a gas e consentirebbe una riduzione significativa dell’overgeneration rinnovabile (–16%)”, aggiunge Canazza.

Il ruolo del fotovoltaico

Anche se si arrivasse a 1 GW entro il 2030, secondo Covicchio, l’impatto non sarebbe comunque drammatico. La potenza elettrica assorbita in Italia fluttua nella maggior parte delle ore tra 30 e 50 GW, ricorda il country manager di Whes.

“Un incremento poco rilevante, inoltre, se paragonato alla pipeline di fotovoltaico che entrerà nei prossimi 12 mesi (stimabile in 10 GW) e alle installazioni fotovoltaiche recentissime già effettuate che, secondo dati Terna, ammontano a 1,45 GW in soli due mesi, ottobre e novembre 2025. Questo mi porta a dire che l’effetto dei data center non può essere trascurato, ma che da solo non sposterà l’equilibrio del sistema energetico come spesso sento vociferare. Cosa che invece possiamo affermare per il fotovoltaico”, sottolinea Covicchio.

I data center porterebbero quindi ad un aumento del costo dell’energia specialmente nelle ore di picco, mentre nelle ore diurne l’andamento delle installazioni fotovoltaiche rende quasi trascurabile il fenomeno.

Moroni pensa però che la potenza realmente installata dai data center in Italia dovrebbe crescere a 3-5 GW al 2035.

“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”, dice Moroni. Confermando quanto detto da Covicchio, Moroni si aspetta che i data center spingeranno i prezzi zonali verso l’alto nel Nord Italia, seppure in modo eterogeneo e non in modo drammatico.

“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”, spiega Moroni, suggerendo che gli impianti merchant localizzati in queste zone ne trarranno vantaggio.

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.

Previsioni per il medio periodo

Nei prossimi 12-18 mesi, Covicchio si aspetta che il comparto C&I investirà sempre più in impianti in co-locazione PV e Bess.

Si aspetta anche che i retailer di energia avranno un ruolo sempre più importante per il sistema elettrico. A livello di mercato, Covicchio prevede un aumento dello spread tra prezzi diurni e serali, ma anche un aumento dei prezzi estivi, perché l’IA porterà a consumi maggiori in estate per il raffreddamento dei data center. Questo però potrebbe ritornare utile al settore fotovoltaico, vista la maggiore produzione proprio durante la bella stagione. Le soluzioni Bess sarebbero quindi ancora più importanti in estate, mentre il calore dei data center potrebbe tornare utile in inverno, per il riscaldamento.

Eolico e fotovoltaico

Il profilo eolico risente molto meno del fenomeno di cannibalizzazione dei prezzi dell’energia rispetto alla tecnologia fotovoltaica, ricorda Covicchio.

“Sia eolico che fotovoltaico sono fonti non programmabili, quindi accoppiare un Bess comporta sempre un beneficio. Basti pensare a quanti GWh sono stati oggetto di mancata produzione eolica che paghiamo tutti noi. È però fuori dubbio che il beneficio maggiore, anche in termini di rischi evitati, si ottenga accoppiando Bess e fotovoltaico”, dice il country manager di Whes.

Davide Astasio Garcia, segretario generale di Anev, spiega poi a pv magazine Italia che l’impianto normativo permette la coesistenza di eolico e fotovoltaico, ben vista nei limiti tecnici della non interferenza tra le due tecnologie.

“Mi aspetto un trend migliorativo, verso un piano regolatorio sempre più chiaro ed omogeneo nelle varie regioni italiane”, afferma il segretario generale dell’Associazione nazionale energia del vento (Anev).

E l’idrogeno?

L’integrazione tra fotovoltaico e idrogeno è tecnicamente possibile, ma economicamente e sistemicamente ancora limitata, aggiunge Moroni. “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”, sostiene Moroni.

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. Secondo Roberto Sannasardo, energy manager della Regione Siciliana, il Testo Unico FER sta però diminuendo ulteriormente lo spazio per l’idrogeno. Sannasardo dice che andrebbe scongiurato un “trascinamento” verso il regime autorizzativo più gravoso connesso per effetto della componente Bess o idrogeno, tornando alle questioni sollevate da Germana Cassar e Cristina Martorana.

“Tale preoccupazione si pone maggiorente per l’ibrido FER+H2. Infatti, un fotovoltaico abbinato a elettrolizzatore rientra ora testualmente nella definizione di impianto ibrido, con la conseguenza che si applica il regime più oneroso tra fotovoltaico ed elettrolizzatore, per non parlare del rischio che le opere connesse, che includono anche le connessioni alla rete o lo stoccaggio, nei limiti indicati dalla norma, possano comportare una maggiore probabilità che l’iter autorizzativo richieda una messa a sistema di profili ulteriori (sicurezza, prevenzione incendi, Atex, eventuali autorizzazioni ambientali/industriali), con un fascicolo istruttorio più industriale che FER puro”, conclude Sannasardo.

Virginia Canazza, partner di Key to Energy Foto: Key to Energy

Mauro Moroni, amministratore delegato di Kaizen Invest Holding

Valerio Covicchio, Country Manager di Whes

I punti di vista e le opinioni espressi nel presente articolo sono quelli dell’autore e non riflettono necessariamente quelli di pv magazine.

I presenti contenuti sono tutelati da diritti d’autore e non possono essere riutilizzati. Se desideri collaborare con noi e riutilizzare alcuni dei nostri contenuti, contatta: editors@nullpv-magazine.com.