Negli ultimi anni, l’urgenza di affrontare il cambiamento climatico e la dipendenza energetica estera si sono fatte sempre più pressanti, portando governi e organizzazioni internazionali a fissare obiettivi ambiziosi per la Transizione Energetica. In Italia, il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) rappresenta il principale strumento di pianificazione per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione e sviluppo delle energie rinnovabili al 2030.
Il repowering fotovoltaico ha ormai superato la dimensione dell’intervento tecnico. Per il Gruppo Sorgenia è una scelta strategica per il sistema Paese: significa aumentare la produzione di energia rinnovabile senza utilizzare nuovo suolo, valorizzando quanto è già stato realizzato e trasformando l’esperienza maturata in un investimento concreto sul futuro.
Direttrice strategica del piano industriale di ERG orientato allo sviluppo del suo portafoglio rinnovabile, il repowering eolico è un intervento tecnologico di ammodernamento dei parchi esistenti, di cui il Gruppo è pioniere. Consiste nella sostituzione di turbine obsolete con aerogeneratori di ultima generazione, più potenti e performanti, dimezzandone il numero, raddoppiando la capacità installata dell’impianto e triplicandone la produzione, a parità di suolo occupato.
In Italia ENGIE ha definito un piano di investimenti ambizioso per rafforzare il proprio ruolo nel percorso di transizione energetica del Paese. Sul fronte delle energie rinnovabili, puntiamo a raggiungere 1,6 GW di capacità installata entro il 2030, con il repowering degli impianti – in particolare quelli eolici – che riveste un ruolo strategico.
Delos Power è una delle principali società italiane specializzate nell’Asset Management e nelle attività di O&M di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. L’azienda gestisce oggi oltre 370 impianti fotovoltaici ed eolici per una potenza complessiva di circa 784 MW, distribuiti su gran parte del territorio nazionale.
L’Italia dispone oggi di un potenziale di crescita delle rinnovabili che può essere attivato in tempi relativamente brevi: 21 GW di nuova capacità installata intervenendo sugli impianti eolici e fotovoltaici a terra già presenti sul territorio. Una capacità che si aggiungerebbe agli 80,8 GW attualmente in esercizio e che, in termini di produzione, si tradurrebbe in quasi 40 TWh di elettricità pulita all’anno in aggiunta ai 58 TWh che nel 2024 sono stati prodotti da eolico e fotovoltaico.
The first MACSE auction, held in late September 2025, allocated the full 10 GWh of capacity on offer in Central, Southern and island bidding zones, under 15-year, fixed-price tolling agreements. The auction functioned on a pay-as-bid basis, with final awarded prices averaging just below 13 kEUR/MWh/year, according to TSO Terna, almost three times lower than the ceiling price of 37 kEUR/MWh/year. Average capacity of awarded projects was 125 MW and duration averaged at 6.7 hours, with all awarded assets being above 6 hours.
Svoltasi a fine settembre 2025, la prima asta MACSE ha assegnato tutti i 10 GWh di capacità disponibili nelle zone d’asta del Centro, Sud e delle isole, con contratti di tipo tolling a prezzo fisso della durata di 15 anni. L’asta, strutturata su base pay-as-bid, ha registrato un prezzo medio di aggiudicazione appena inferiore a 13 kEUR/MWh/anno, quasi tre volte inferiore al tetto massimo di 37 kEUR/MWh/anno fissato da Terna. I progetti assegnati presentano una capacità media di 125 MW e una durata media di 6,7 ore, tutti superiori alle 6 ore.
Il 30 settembre 2024 ha segnato un punto di svolta per il mercato italiano dei sistemi di accumulo energetico (Battery Energy Storage Systems, BESS). L’esito della prima asta del Mercato della Capacità Secondaria (MACSE) ha ridefinito gli equilibri tra investitori, operatori industriali e istituti finanziari, inaugurando una nuova stagione per la finanza strutturata nel settore della transizione energetica.
L’esperienza del Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE) ha lasciato un retrogusto amaro. Se da un lato ha rappresentato il primo schema regolato di remunerazione per la capacità di accumulo, dall’altro la limitazione alle sole zone di mercato congestionate (Sud, Sicilia e Sardegna) e i risultati economici livellati verso il basso hanno, in rapida sequenza, provocato delusione e perdita di fiducia da parte di molti operatori.
