Per anni l’Italia ha considerato gli impianti idroelettrici di pompaggio come la principale forma di accumulo dell’energia. Erano gli anni delle centrali nucleari, quando la scarsa modulabilità degli impianti richiedeva soluzioni capaci di assorbire la produzione in eccesso e restituirla nei momenti di picco dei consumi.
Oggi quegli impianti non sono più sufficienti perché la transizione energetica – insieme alla crescita delle energie rinnovabili e alla conseguente domanda di flessibilità – necessita di una nuova generazione di sistemi di accumulo, capaci di operare su scale e dinamiche completamente diverse.
Come cambia il profilo del sistema elettrico nazionale
La crescita del fotovoltaico e dell’eolico sta infatti ridisegnando il profilo del sistema elettrico nazionale. La presenza sempre più importante di fonti non programmabili genera volatilità, congestioni, ore a prezzo molto basso ma anche surplus che la rete non sempre riesce a gestire. In parallelo la domanda elettrica aumenterà per effetto dell’elettrificazione dei consumi e della decarbonizzazione dei settori industriali.
In questo scenario i sistemi di accumulo BESS – Battery Energy Storage System – grandi batterie che assorbono e rilasciano elettrica in tempi rapidi, contribuendo alla stabilità e alla flessibilità del sistema, diventano un’infrastruttura indispensabile.
Le BESS sono asset industriali complessi, che pongono sfide sia finanziarie che operative. Dal punto di vista economico, richiedono investimenti iniziali significativi (CAPEX) e una valutazione attenta dei flussi di ricavo e costo. Quando partecipano ai mercati all’ingrosso devono confrontarsi con l’incertezza dei prezzi e la variabilità dei ricavi provenienti dai mercati della flessibilità.
Sul piano industriale devono affrontare i limiti legati al funzionamento, come la durata dei cicli di carica/scarica e il naturale degrado delle capacità di accumulo nel tempo. Questi aspetti influenzano la redditività dell’investimento e la capacità effettiva di contribuire alla sicurezza del sistema.
Accumulo come elemento strutturale della transizione energetica: il ruolo del MACSE
Per queste ragioni, l’accumulo non è più una funzione opzionale, ma un elemento strutturale della transizione energetica. E per favorire lo sviluppo di queste risorse, Terna ha introdotto un nuovo meccanismo: il MACSE – Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico – pensato per assicurare che il sistema energetico disponga, nel lungo periodo, di un’adeguata capacità di accumulo.
Il quadro normativo del MACSE
Il MACSE si fonda su un quadro normativo articolato: introdotto dal d.lgs. 210/2021, disciplinato nei criteri operativi dalla delibera ARERA 247/2023, validato dalla Commissione Europea a dicembre 2023 e approvato dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica con decreto del 10 ottobre 2024.
È importante considerare anche che l’Autorità competente in materia – ARERA – ha avuto un ruolo chiave nel definire le condizioni economiche e regolatorie del meccanismo, inclusi i criteri per le aste competitive e i premi riconosciuti agli operatori.
Secondo il Documento di Descrizione degli scenari (DDS) 2024 realizzato da Terna e Snam, che analizza le possibili evoluzioni del sistema energetico agli orizzonti 2030, 2035 e 2040, l’espansione delle rinnovabili e l’evoluzione delle abitudini di consumo richiederanno volumi crescenti di flessibilità. La capacità di stoccaggio finanziata con il MACSE non è distribuita in modo uniforme: è concentrata soprattutto nel Sud e nelle isole, dove la penetrazione delle rinnovabili è più elevata e la rete presenta maggiori criticità ma anche surplus energetici.
MACSE: l’importanza di concentrare gli investimenti dove il contributo alla sicurezza del sistema è maggiore
La geografia impone una logica di efficienza: concentrare gli investimenti dove il contributo alla sicurezza del sistema è maggiore, evitando di finanziare capacità in aree già ben servite. Da qui l’esclusione delle zone del Nord. In questo contesto, gli accumuli non rappresentano solo un elemento di ottimizzazione ma un presupposto tecnico per garantire equilibrio, contenimento dei costi e sicurezza della rete.
MACSE e Capacity Market
Il MACSE si affianca al Capacity Market, differenziandosi per finalità e meccanismi: mentre quest’ultimo assicura la disponibilità di potenza alla produzione, il MACSE finanzia la capacità di stoccare energia e di restituirla nei momenti di maggiore necessità. I due strumenti sono complementari e rispondono a esigenze specifiche dell’evoluzione del mercato elettrico.
La prima asta MACSE del 2025 ha confermato l’interesse del mercato: a fronte di una domanda di 10 GWh, sono arrivate offerte per oltre 40 GWh, con un prezzo medio ponderato particolarmente competitivo (12.959 €/MWh-anno). Ad aggiudicarsi la maggior parte della capacità è stata Enel (circa il 50%), seguita da altri operatori industriali e finanziari. L’asta è stata anche un esercizio di price discovery: i valori emersi potrebbero influenzare i contratti privati, come i PPA e i tolling agreement, e spingere alcuni sviluppatori verso modelli ibridi merchant + capacity market, dove i ritorni sono più elevati.
Storage come pilastro strategico della transizione energetica italiana
Sicuramente il risultato conferma che lo storage è ormai un pilastro strategico della transizione energetica italiana, ma apre anche nuove sfide: garantire una competizione sostenibile, evitare concentrazioni eccessive e integrare il ruolo degli accumuli con la flessibilità della domanda.
Gli impatti del MACSE non si limitano alla realizzazione di nuovi impianti: coinvolgono aspetti regolatori, economici e sistemici. La Delibera ARERA 247/2023 ha definito le modalità con cui Terna finanzia gli investimenti, stabilendo l’obiettivo di minimizzare l’onere netto che, in ultima istanza, ricade sul consumatore. I proventi derivanti dai contratti di time shifting, gestiti dal GME, vengono versati a Terna per ridurre il costo complessivo. L’onere residuo viene ripartito tra i BRP proporzionalmente ai volumi di energia prelevata. Questo approccio garantisce trasparenza e equità nella distribuzione dei costi.
I benefici delle BESS
Sul piano tecnico ed economico, l’uso delle BESS – incluse quelle finanziate dal MACSE – produce benefici tangibili: riduzione delle congestioni sulla rete di trasporto, minori sbilanciamenti e minore ricorso alla produzione da fonte fossile. Tutto ciò genera maggiore efficienza dei mercati all’ingrosso, con impatti calmieranti sui prezzi zonali e sul PUN (Prezzo Unico Nazionale). Questo dovrebbe riflettersi anche sulle bollette dei consumatori, rendendo la transizione energetica non solo sostenibile, ma anche economicamente più accessibile.
Le sfide del futuro e la dinamica tra le aste MACSE e quelle del Capacity Market
Le sfide non mancano: come evolveranno i prezzi nelle prossime aste? Il risultato del 2025- con tariffe ben al di sotto del price cap – potrebbe spingere ARERA e Terna a ricalibrare i parametri, mantenendo competitività ma evitando una corsa al ribasso che penalizza qualità e resilienza.
Resta aperta anche la dinamica tra le aste MACSE e quelle del Capacity Market con investitori attratti da ritorni differenziati tra i due strumenti.
Infine, la sfida più concreta: i vincitori dell’asta riusciranno a implementare gli impianti nei tempi previsti, garantendo standard elevati di qualità e sicurezza? La risposta determinerà non solo il successo del MACSE, ma anche la sua capacità di diventare un caso studio a livello europeo, dimostrando che è possibile accelerare la transizione energetica con strumenti di mercato innovativi e sostenibili.
