La transizione energetica europea sta entrando in una fase in cui il tema centrale è diventato la capacità di gestire l'energia, oltre che di produrla. Le recenti tensioni geopolitiche lungo lo Stretto di Hormuz hanno riportato al centro una fragilità strutturale dei sistemi energetici contemporanei: la loro esposizione alle dinamiche dei mercati internazionali e agli shock che possono improvvisamente alterarne gli equilibri.
La transizione energetica non consiste soltanto nel sostituire impianti alimentati da fonti fossili con impianti rinnovabili. Richiede anche un cambiamento nel modo in cui il sistema energetico viene progettato e reso flessibile. Fotovoltaico ed eolico producono quando la risorsa naturale è disponibile, mentre la domanda segue profili diversi: il picco elettrico può concentrarsi in alcune ore, il fabbisogno termico dipende dalla stagione e dai processi industriali, la mobilità elettrica introduce nuovi carichi distribuiti.
A maggio 2026, la capacità di accumulo BESS esistente in Italia ammonta a circa 19 GWh, costituiti al 60% da risorse distribuite small-scale e da una quota crescente di impianti utility-scale, sostenuti da schemi di remunerazione a lungo termine (Capacity Market), cui si aggiungono altri 14 GWh non ancora realizzati ma già contrattualizzati sotto MACSE e Capacity Market.
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.
Il mercato elettrico europeo si trova in una fase di trasformazione significativa, influenzata da prezzi volatili dei combustibili, dinamiche di domanda e offerta in evoluzione e dall’integrazione accelerata delle rinnovabili. Proprio le rinnovabili hanno condizionato pesantemente gli esiti di mercato nei diversi paesi e hanno ampliato il gap tra quelli che ancora necessitano di baseload termico (Italia, Germania, Regno Unito) e quelli in cui, in alcuni mesi dell’anno (tipicamente in primavera), l’output termico è ormai sostanzialmente inesistente (Francia, Iberia, paesi Nordici) e la domanda è coperta quasi interamente da “low carbon” technologies (nucleare, idroelettrico, vento e solare appunto).
Nel passaggio tra 2024 e 2025, il percorso italiano delle fonti energetiche rinnovabili (FER) entra in una fase più complessa. Dopo un anno di forte accelerazione come il 2024, i dati più recenti mostrano un rallentamento del ritmo di crescita che rischia di allontanare il Paese dalla traiettoria necessaria per centrare gli obiettivi al 2030. Il tema non è la direzione della transizione, che resta condivisa, quanto la velocità di esecuzione e la capacità del sistema di trasformare obiettivi e pianificazione in capacità effettivamente installata e integrata nella rete.
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.
