Nel 2025 il mercato europeo dei sistemi di accumulo a batteria (BESS) ha registrato una crescita anno su anno del 45%, segnando uno dei passaggi più rilevanti nel percorso di maturazione dello storage energetico nel continente. Secondo Wood Mackenzie[1], nel corso dell’anno sono stati installati 16 GW di nuova capacità BESS in Europa, sostenuti dall’avanzamento della transizione energetica e dalla crescente necessità di flessibilità di rete per l’integrazione delle fonti rinnovabili. In questo scenario, la Germania si è confermata il principale motore della crescita, con uno sviluppo che ha coinvolto applicazioni utility-scale, commerciali, industriali e residenziali.

In Italia, la capacità di accumulo ha registrato un aumento del 55% anno su anno, raggiungendo oltre 17 GWh ad agosto 2025[2]. Attualmente il Paese dispone di circa 6 GW/17,4 GWh di capacità installata, con un obiettivo governativo di 15 GW entro il 2030[3]. Il mercato nazionale si distingue inoltre per la diversificazione dei flussi di ricavo, che includono il meccanismo d'asta MACSE, il mercato della capacità, l'integrazione di rete e il trading energetico flessibile.

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Parallelamente a questa crescita strutturale, però, nel passaggio tra il 2025 e il 2026 si stanno ridefinendo i parametri economici della filiera globale delle batterie. Due fattori, in particolare stanno modificando gli equilibri di costo e le strategie di approvvigionamento: il forte rialzo dei prezzi del litio dopo, oltre due anni di surplus, e la progressiva eliminazione dei rimborsi IVA sulle esportazioni di batterie dalla Cina.

Dopo una fase prolungata di eccesso di offerta e compressione dei prezzi, il carbonato di litio ha infatti registrato una ripresa marcata negli scambi asiatici. A gennaio 2026, i prezzi spot hanno superato i 160.000 CNY/tonnellata, arrivando nelle ultime sedute a toccare picchi fino a 181.000 CNY/tonnellata, con incrementi mensili superiori al 60% e variazioni annuali oltre il 100%[4]. La dinamica riflette una combinazione di domanda crescente dal settore storage – sia per veicoli elettrici sia per sistemi stazionari – e compressione dell'offerta lungo diverse fasi della catena produttiva.

Questo trend ha impatti diretti sull'economia dei progetti BESS. L'aumento del prezzo della materia prima si trasferisce sui costi delle celle e dei pacchi batteria, con effetti sul CAPEX complessivo dei sistemi di accumulo. In un contesto di catene di fornitura già sotto pressione, la combinazione di prezzi commodity in rialzo e disponibilità limitata genera tensioni sui margini dei produttori e sui contratti di fornitura internazionali, con conseguenze potenziali sulla redditività dei progetti e sulle dinamiche competitive tra costruttori e integratori.

A questo si aggiunge la riforma della politica di rimborso IVA sulle esportazioni di prodotti batteria dalla Cina. Dal 1° aprile 2026, infatti, l'aliquota di rimborso sul valore aggiunto sarà ridotta dal 9% al 6%, con abolizione completa prevista a partire dal 1° gennaio 2027[5]. La misura, parte di un più ampio aggiustamento delle politiche di export, riduce indirettamente i sussidi alle esportazioni e spinge gli attori internazionali a rivedere le strategie di approvvigionamento, traslazione dei costi e pricing verso gli acquirenti esteri.

Dal lato della domanda, la riduzione delle agevolazioni fiscali potrebbe generare un demand pull forward nel breve termine, con acquisti anticipati di batterie prima della riduzione dei rimborsi e un conseguente incremento della domanda di litio. Dall’altro lato, potrebbe accelerare una revisione delle catene di fornitura globali, favorendo strategie di near-shoring e diversificazione produttiva per mitigare l’impatto dei costi di export e delle politiche fiscali sui progetti europei di BESS.

Se la domanda di flessibilità di rete e servizi di arbitraggio per generazione rinnovabile è strutturale e in espansione – secondo l'European Association of Energy Storage (EASE), l'Europa richiede circa 187 GW di accumulo energetico entro il 2030, di cui 122 GW da storage a batterie – è altrettanto vero che l'aumento dei prezzi del litio e la progressiva riduzione dei sussidi export cinesi modificano i parametri di valutazione economica dei progetti. Gli operatori sono quindi chiamati a integrare nella pianificazione finanziaria scenari di maggiore volatilità delle materie prime, una gestione più attiva dei rischi di approvvigionamento e una valutazione attenta di catene di fornitura diversificate.

Nel breve termine, l’abolizione completa dei rimborsi all’export dalla Cina, prevista per gennaio 2027, potrebbe spingere molti operatori ad anticipare gli ordini di batterie, generando un ulteriore picco di domanda di litio nella seconda metà del 2026. Parallelamente, l’implementazione del Network Code on Demand Response, attesa per l’inizio del 2026, contribuirà a standardizzare le regole di partecipazione ai mercati della flessibilità tra gli Stati membri, riducendo la frammentazione del mercato europeo e creando nuove opportunità per gli operatori con capacità di arbitraggio cross-border.

L’Europa - e l’Italia - si trova così di fronte a una duplice sfida: accelerare l’installazione dei sistemi di accumulo per garantire la stabilità della rete e l’integrazione delle rinnovabili, costruendo al contempo una filiera industriale più resiliente e meno dipendente da singoli fornitori esterni. In questo senso, la riduzione dei rimborsi all’export dalla Cina potrebbe, paradossalmente, favorire un riequilibrio del mercato, rendendo più competitivi gli investimenti in capacità produttiva europea e le strategie di diversificazione geografica.

Per le imprese attive nel settore, questo scenario richiede un salto di qualità nelle competenze di analisi di mercato, modellazione finanziaria e gestione integrata dei rischi. La capacità di integrare variabili macroeconomiche, geopolitiche e tecnologiche nella valutazione dei progetti diventa così un elemento distintivo, in grado di separare gli operatori capaci di costruire valore sostenibile nel lungo periodo da quelli destinati a subire le dinamiche di mercato senza riuscire a governarle.

In un contesto di crescente volatilità delle materie prime, la sostenibilità economica dei sistemi di accumulo non dipende più solo dal costo iniziale delle batterie, ma dalla capacità di massimizzare il valore generato per ogni kWh installato lungo l’intero ciclo di vita dell’impianto. Progettazione integrata, gestione intelligente dei flussi energetici e controllo operativo continuo diventano così leve decisive per ottimizzare l’utilizzo della capacità installata, preservare la vita utile delle batterie e migliorare la sostenibilità economica degli investimenti. In questo contesto, il fattore distintivo non è la semplice disponibilità di sistemi di accumulo, ma la capacità di progettarli, integrarli e gestirli come asset strategici del sistema energetico.

[1]https://www.woodmac.com/press-releases/european-battery-storage-deployment-expected-to-grow-45-year-over-year-to-16gw-in-2025-as-german-market-faces-500-gw-connection-requests-grid-bottlenecks-and-looming-revenue-canniblisation/
[2] https://www.batteriesinternational.com/2025/10/26/italy-sees-55-bess-surge-as-renewables-rise/
[3] https://renewables.digital/battery-storage-investors-italy/
[4] https://tradingeconomics.com/commodity/lithium
[5]https://news.metal.com/newscontent/103713419/smm-analysis-battery-vat-export-rebate-rate-reduced-to-6-is-it-a-response-to-anti-involution