Più di un anno fa, il 28 aprile 2025, alle 12:33, l'intera penisola iberica è rimasta senza corrente per ore. Il blackout più grave della storia recente di Spagna e Portogallo ha riportato all’attenzione di tutti un aspetto centrale della trasformazione dei sistemi elettrici: la questione non è se le rinnovabili mettano a rischio il sistema elettrico, ma se il sistema elettrico sia stato progettato per funzionare con un'alta penetrazione di rinnovabili. Le prime ricostruzioni tecniche indicano guasti a cascata e vulnerabilità strutturali, più che un eccesso di generazione fotovoltaica. Ma il punto resta un altro: un sistema con meno inerzia, meno riserve e una crescente variabilità non è semplicemente più complesso da gestire, diventa intrinsecamente più fragile.
Questa potrebbe diventare questione centrale anche per l’Italia. Il tema della transizione non è più riconducibile alla sola capacità installata: con circa 86 GW di rinnovabili cumulati a inizio aprile 2026 e un ritmo di crescita ancora sostenuto, la disponibilità di generazione non rappresenta più il vincolo principale. Il nodo critico riguarda la capacità del sistema di gestire tale capacità. Non è quindi un problema di generazione, ma di flessibilità. È su questo piano che gli accumuli assumono un ruolo che trascende quello di una semplice tecnologia abilitante, configurandosi come una vera e propria infrastruttura critica per la sicurezza del sistema.
I dati degli ultimi anni fotografano un mercato che cresce e cambia forma con un'accelerazione che non ha precedenti. A fine aprile del 2026, i sistemi di accumulo elettrochimico in Italia avevano raggiunto più di 931.000 unità connesse, per una potenza complessiva di 7,8 GW e una capacità cumulata di 19 GWh, in crescita del 30% rispetto all'anno precedente. Nel solo 2025 erano stati messi in esercizio quasi 5 GWh di nuova capacità, confermando l'Italia tra i primi due mercati europei per nuove installazioni, dopo la Germania.
Ma la crescita dello storage non è solo quantitativa: sta cambiando composizione. Per anni il segmento dominante è stato quello distribuito e residenziale: batterie accoppiate al fotovoltaico di casa, installate da utenze domestiche per migliorare autonomia energetica e risparmio in bolletta. Questo segmento continua a crescere, ma non sarà quello che determina la stabilità del sistema. Il vero cambio di passo riguarda il segmento utility scale: impianti centralizzati di grande taglia, connessi alla rete di trasmissione, progettati per fornire servizi sistemici. Nel 2025 quasi 2 GW di nuova potenza utility scale sono entrati in esercizio, portando la capacità complessiva a circa 19 GWh.
A questi si sommano i pompaggi idroelettrici esistenti, circa 4,3 GW e 53 GWh di capacità energetica, che rimangono la principale risorsa di accumulo su larga scala del sistema italiano. Il parco nazionale complessivo si colloca oggi intorno ai 12 GW e ai 72 GWh, un sistema molto diverso di cinque anni fa.
Questo sviluppo va letto in parallelo alla trasformazione del mix di generazione. La crescita del fotovoltaico introduce una forte ciclicità infragiornaliera e una variabilità strutturale che il sistema tradizionale non è progettato per assorbire. I suoi effetti sistemici sono già visibili sul mercato italiano: overgeneration nelle ore centrali della giornata, congestioni geograficamente concentrate nelle aree a maggiore penetrazione rinnovabile, crescente volatilità dei prezzi. La flessibilità sta diventando una risorsa scarsa e quindi più strategica del nuovo sistema elettrico.
In questo contesto diventa centrale chiarire la traiettoria del sistema e la mappa degli obiettivi da raggiungere. Il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) fissa al 2030 un obiettivo di copertura rinnovabile del 65% della generazione. Un livello che implica non solo più capacità rinnovabile installata, ma un salto qualitativo nella capacità di gestire il sistema. Si stima il fabbisogno di accumulo complessivo ammonti a 122 GWh totali per centrare i target 2030. Al netto dei pompaggi esistenti, si tratta di 71,5 GWh di nuova capacità di accumulo da connettere alla rete, articolati in tre componenti: circa 14 GWh da accumuli distribuiti legati al fotovoltaico residenziale; 7,5 GWh già assegnatari di contratti attraverso il Capacity Market; 50 GWh da impianti utility scale di grande scala, ipotizzando un rapporto energia/potenza nell'ordine delle 8 ore, da sviluppare principalmente attraverso il MACSE.
Dove siamo rispetto a questi obiettivi? La capacità installata ad oggi si colloca intorno ai 19 GWh, di cui una parte già contrattualizzata attraverso il Capacity Market. Il percorso verso i 50 GWh di grande scala è impegnativo ma non irrealistico. I tempi di installazione dei BESS sono nell'ordine di 18-24 mesi dalla gara all'entrata in esercizio: una velocità di dispiegamento che nessun'altra tecnologia di accumulo può eguagliare. E se le aste procedono senza slittamenti significativi, il calendario risulta compatibile con il target. La domanda non è se sia impossibile, ma se gli strumenti di mercato oggi in campo siano calibrati per riuscirci.
Prima di valutare gli strumenti di mercato, è utile chiarire il ruolo delle diverse tecnologie di accumulo. Batterie elettrochimiche e pompaggi idroelettrici non sono soluzioni alternative, ma rispondono a esigenze operative differenti su orizzonti temporali distinti. In prospettiva 2030, il sistema elettrico richiederà entrambe, con funzioni chiaramente complementari.
I pompaggi operano su scale temporali più lunghe e svolgono una funzione che le batterie non possono replicare: grazie alle masse rotanti delle turbine, forniscono inerzia meccanica al sistema (quella resistenza fisica alle variazioni di frequenza che è venuta progressivamente meno in Spagna man mano che le centrali termoelettriche si riducevano). È la stessa funzione che Terna approvvigiona quotidianamente attraverso il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), e che nei momenti critici costituisce la prima linea di difesa dell'adeguatezza. Il limite dei pompaggi è relativo ai tempi di sviluppo lunghi e agli ingenti CAPEX. Un nuovo impianto può richiedere decenni tra progettazione, autorizzazione e realizzazione, e richiede attenta pianificazione.
Le batterie agli ioni di litio operano su un piano diverso e complementare. I loro tempi di risposta (nell'ordine dei millisecondi, contro i secondi dei pompaggi ) le rendono ideali per la regolazione ultrarapida di frequenza, per la gestione locale delle congestioni e per il time-shifting della produzione fotovoltaica: caricarsi a mezzogiorno quando il solare produce al massimo, scaricarsi nelle ore serali di picco quando il sole è tramontato, esattamente la funzione per cui il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE) è stato concepito.
Il 30 settembre 2025 Terna ha tenuto la prima asta del MACSE. Il bilancio è inequivocabile: 10 GWh assegnati, l'intero contingente annunciato, con un'offerta complessiva oltre quattro volte superiore alla domanda. I prezzi medi di aggiudicazione si sono fermati intorno ai 13.000 €/MWh-anno, ben al di sotto del premio di riserva fissato da Terna a 37.000 €/MWh-anno. La forbice non è trascurabile: siamo al 35% del cap, un segnale della rapida maturazione tecnologica dei BESS. Le quattro aree geografiche di aggiudicazione, Centro Sud, Sud e Calabria, Sicilia, Sardegna, coincidono con le zone a maggiore criticità di rete e a più alta penetrazione rinnovabile. Non è una casualità: è la logica del meccanismo che funziona come previsto.
La seconda asta, con anno di consegna 2029, ha già ottenuto il via libera di ARERA per un contingente di 16 GWh, più del 50% in più rispetto alla prima tornata. La progressione è coerente con la traiettoria verso i 50 GWh utility scale al 2030, ma richiede che le aste successive mantengano cadenza e che i volumi aumentino in modo calibrato rispetto al fabbisogno residuo.
Il valore strutturale del MACSE è la visibilità: contratti pluriennali a lungo termine che riducono il rischio di progetto e rendono le operazioni bancabili per gli investitori istituzionali. Per il project financing, questa differenza è spesso decisiva: consente di trasformare flussi incerti in ricavi bancabili, riducendo significativamente il rischio dell’investimento. Il limite del meccanismo è altrettanto chiaro. Il MACSE è disegnato per il time-shifting e la flessibilità infragiornaliera, e solo indirettamente intercetta altre esigenze di sistema. Non è uno strumento pensato per valorizzare l’inerzia (reale o sintetica) né per ottimizzare la risposta ultrarapida di frequenza, e non copre in modo strutturale i fabbisogni di capacità su orizzonti temporali più lunghi. Per queste funzioni, il Capacity Market rimane indispensabile: il suo compito è evitare la dismissione prematura di capacità programmabile ancora necessaria nelle ore critiche, quelle in cui fotovoltaico e vento non bastano.
Se il dibattito pubblico continua a concentrarsi sui target di capacità e sui meccanismi di incentivazione, la dimensione della sicurezza del sistema resta spesso in secondo piano. È proprio su questo piano che si gioca la sostenibilità della transizione, soprattutto dal punto di vista del gestore di rete. Il blackout iberico lo ha reso evidente: non come eccezione, ma come manifestazione di vulnerabilità strutturali che tendono a emergere in sistemi elettrici sempre più complessi. Un sistema ad alta penetrazione rinnovabile deve gestire simultaneamente tre criticità strutturali: la variabilità della generazione, la progressiva riduzione dell'inerzia meccanica con l'uscita dal mix delle grandi turbine rotanti, e la complessità crescente nella gestione di reti nate per flussi unidirezionali. La combinazione tra batterie elettrochimiche e pompaggi può rappresentare la principale risorsa in grado di indirizzare contemporaneamente queste tre criticità. Nel breve periodo non esistono soluzioni alternative altrettanto versatili e scalabili. Con l'entrata in vigore del TIDE a gennaio 2025, il MSD ha aperto formalmente a rinnovabili, accumuli distribuiti e aggregati di consumo. È un cambio di paradigma: da un MSD basato quasi esclusivamente su centrali convenzionali programmabili a uno in cui la flessibilità è diffusa, multi-tecnologica, distribuita geograficamente. I BESS di grande taglia vi partecipano con tempi di risposta nell'ordine dei millisecondi, ideali per la regolazione ultrarapida della frequenza e per la gestione locale delle congestioni.
Il nodo più delicato rimane l'adeguatezza nelle ore critiche: notte o cielo coperto, vento assente, domanda elevata. In quelle finestre, la produzione rinnovabile è minima e il sistema deve appoggiarsi a risorse programmabili. Le analisi di Terna di sistema evidenziano un rischio concreto di potenziale carenza di capacità programmabile nelle ore più esposte entro il 2030. Gli accumuli elettrochimici non coprono sempre questa funzione: sono strumenti di flessibilità infragiornaliera, non di backup prolungato. Per questo lo sviluppo dello storage richiede coordinamento con l’assetto complessivo dei meccanismi di mercato, anche quello di adeguatezza: un sistema in transizione richiede più strumenti contemporaneamente, ciascuno calibrato sulla propria funzione e sul proprio orizzonte temporale.
Il quadro che emerge è di un sistema italiano che si sta muovendo nella direzione della decarbonizzazione, con strumenti più maturi e segnali di mercato confortanti. Quanto costruito sarà sufficiente a centrare i target al 2030 garantendo al contempo la sicurezza di un sistema profondamente trasformato?
Le variabili critiche sono diverse. La prima è il ritmo delle aste MACSE: 10 GWh nella prima tornata, 16 GWh nella seconda. La progressione è positiva, ma il percorso verso i 50 GWh utility scale richiede tornate successive puntuali, contingenti crescenti e nessuno slittamento significativo.
Un’altra variabile è il coordinamento tra strumenti. MACSE, Capacity Market e mercati dell'energia devono fornire segnali coerenti agli investitori: sovrapposizioni o incoerenze nella struttura dei ricavi rischiano di generare distorsioni nelle decisioni di investimento o, peggio, di rendere il finanziamento di nuovi impianti più complesso del necessario. Questo coordinamento è tecnicamente complesso, alcuni passi sono stati già fatti ma richiede ulteriore efficientamento.
Anche la catena del valore ha il suo peso: oggi quasi tutta la componentistica delle batterie (celle, sistemi di gestione, inverter) è prodotta in Asia, prevalentemente in Cina. L'Italia è, in questa fase, un mercato di sbocco per tecnologie altrui. Il Net-Zero Industry Act europeo va nella direzione corretta, ma i tempi di sviluppo della manifattura non sono allineati alla scadenza del 2030. In questo contesto, una dipendenza strutturale dalle importazioni di componenti per lo storage rischia di configurarsi come una nuova forma di vulnerabilità energetica.
La risposta è condizionata all’esecuzione. Se le aste procedono nei tempi previsti, se il coordinamento tra i meccanismi regge e se la supply chain non genera colli di bottiglia imprevisti, il traguardo del 2030 resta raggiungibile. In caso contrario, il gap potrebbe riaprirsi rapidamente. Il sistema elettrico italiano ha ormai definito direzione e strumenti, resta da attuarli con coerenza.
