La transizione energetica italiana, spinta dagli obiettivi del pacchetto europeo Fit for 55 e dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC), comporta un incremento massiccio delle fonti rinnovabili non programmabili (FRNP), in particolare fotovoltaico ed eolico. Entro il 2030, il PNIEC prevede che le rinnovabili coprano circa il 65% della generazione elettrica nazionale, con una capacità installata di circa 52 GW di fotovoltaico (pari a circa il 40% del mix) e circa 19 GW di eolico (intorno al 28%).

Questa evoluzione, pur essenziale per la decarbonizzazione, introduce numerose sfide operative: maggiore volatilità dei prezzi, alto rischio di overgeneration nelle ore di picco solare e congestioni sulle reti di trasmissione.

Per garantire stabilità e sicurezza del sistema, diventa imprescindibile disporre di sistemi di accumulo capaci di spostare energia nel tempo (time-shifting), immagazzinando l’eccesso di produzione rinnovabile e rilasciandolo nei momenti di domanda elevata o scarsa generazione.

Secondo le stime congiunte Terna–Snam, l’Italia dovrà installare entro il 2030 circa 71,5 GWh di nuova capacità di accumulo, pari a oltre 10 GW di potenza tra soluzioni utility-scale e distribuite, oltre ai pompaggi idroelettrici esistenti, per assicurare adeguatezza e flessibilità in un sistema dominato dalle rinnovabili, svolgendo così una funzione cruciale di bilanciamento e stabilizzazione dei flussi di rete.

Negli ultimi due anni, il sistema elettrico italiano ha visto una crescita significativa degli accumuli elettrochimici, ma la base operativa resta ancora lontana dai fabbisogni di lungo termine.

Ad oggi, risultano installati circa 7 GW di potenza e circa 17 GWh di capacità energetica, secondo i dati di Terna. La maggior parte di questa capacità è concentrata nel segmento accoppiato a impianti fotovoltaici residenziali e commerciali, che rappresenta circa il 70% del totale. Tuttavia, il comparto utility-scale stand-alone sta crescendo rapidamente: oggi conta circa 2 GW di potenza installata e quasi 8 GWh di energia, grazie ai progetti attivati tramite il Capacity Market. Dal punto di vista geografico, la distribuzione è fortemente sbilanciata verso il Nord Italia, che concentra oltre due terzi della capacità complessiva, trainata in particolare dagli impianti di accumulo accoppiati con fonte rinnovabile. Le regioni del Centro e Sud seguono invece con quote minori, mentre le Isole restano marginali.

Il Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE) nasce proprio per colmare il gap tra la crescita delle rinnovabili e la necessità di flessibilità del sistema elettrico. La sua introduzione è prevista dal Decreto Legislativo 210/2021, che recepisce il Clean Energy Package e attribuisce a Terna il compito di approvvigionare capacità di accumulo tramite procedure competitive.

Il quadro attuativo è stato definito dal DM MASE 346/2024, che stabilisce i principi generali, le regole d’asta e i contratti di lungo termine. A completare il disegno, il Documento di Disciplina MACSE pubblicato da Terna dettaglia requisiti tecnici, tempistiche e obblighi di disponibilità.

Il sistema di governance coinvolge più attori:

  • ARERA definisce i criteri economici e il tetto massimo del premio, garantendo la sostenibilità tariffaria.
  • Terna organizza le aste e gestisce la disponibilità di capacità contrattualizzata.
  • Il Gestore dei Mercati Energetici (GME) abilita il nuovo Mercato dei Contratti di Time-Shifting (MTS), che consente la negoziazione dei diritti di utilizzo della capacità.
  • Il Gestore Servizi Energetici (GSE) cura la gestione economica dei contratti e la verifica delle garanzie finanziarie.

L’impianto regolatorio non si limita a incentivare la realizzazione di impianti di accumulo, ma introduce strumenti innovativi per valorizzare la flessibilità, ridurre il rischio di mercato e garantire la bancabilità degli investimenti, creando le condizioni per una transizione elettrica più stabile e integrata.

Il MACSE è un meccanismo di mercato a lungo termine attraverso cui Terna, in qualità di gestore della rete di trasmissione nazionale, approvvigiona capacità di accumulo mediante aste concorsuali. Gli operatori aggiudicatari ricevono una remunerazione fissa annua per la capacità contrattualizzata (espressa in €/MWh-anno), in cambio dell’obbligo di garantire la disponibilità e l’operatività degli impianti secondo le regole definite dal TSO. Tale remunerazione, finanziata tramite oneri di sistema, fornisce una base economica garantita e riduce la dipendenza dagli incerti ricavi di mercato.

Sono previste due tipologie di aste distinte:

  • una per gli accumuli elettrochimici, con orizzonte di pianificazione breve (2 anni) e durata contrattuale di 15 anni;
  • una per gli impianti di pompaggio idroelettrico, con orizzonte più lungo (7 anni) e contratti fino a 30 anni.

I volumi da assegnare vengono definiti da Terna su base territoriale, in funzione delle esigenze di flessibilità delle diverse aree di mercato. Nella prima asta MACSE i contingenti principali sono stati concentrati nel Sud Italia e nelle Isole, dove maggiore è la penetrazione delle FRNP e il rischio di congestioni di rete, mentre nel Nord i volumi sono risultati nulli.

Per partecipare al meccanismo, le batterie devono essere stand-alone o non funzionalmente accoppiate a impianti rinnovabili, e disporre di tutte le autorizzazioni alla costruzione e all’esercizio. Le tecnologie ammesse devono inoltre rispettare requisiti minimi di performance, tra cui un rendimento complessivo non inferiore a quello dei sistemi agli ioni di litio e un tasso di degradazione annuo ≤1%, per garantire una capacità residua maggiore o uguale all’85% dopo 15 anni di funzionamento.

L’operatore aggiudicatario è tenuto a rendere disponibile la capacità contrattualizzata a Terna, che ne gestisce direttamente il ciclo di carica e scarica sui mercati dell’energia (Mercato del Giorno Prima e Mercato Infragiornaliero) e dei servizi (Mercato dei Servizi di Dispacciamento).

Terna definisce i profili fisici di utilizzo della capacità (charge/discharge schedule) e sviluppa specifici prodotti “time-shifting”, che riflettono la disponibilità oraria della capacità contrattualizzata. Questi prodotti sono negoziabili in un mercato primario gestito dal GME, aperto a trader, produttori e operatori interessati alla gestione virtuale della flessibilità.

Parallelamente alla remunerazione fissa, gli operatori possono beneficiare dei ricavi aggiuntivi derivanti dall’attività sul mercato dei servizi ancillari. Tali proventi vengono ripartiti secondo una regola di profit sharing, che prevede la restituzione a Terna dell’80% del margine positivo.

La prima asta MACSE, svoltasi il 30 settembre 2025 e con anno di consegna 2028, ha rappresentato un punto di svolta per il mercato italiano dello storage. Ha evidenziato un forte interesse e la competizione è stata particolarmente intensa: le offerte presentate ammontano a circa 40 GWh di capacità di accumulo, a fronte di un fabbisogno nazionale di 10 GWh. Un forte eccesso di offerta, sintomo di un mercato in rapida maturazione.

Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione si è attestato intorno a 13 k€/MWh-anno, un valore nettamente inferiore ai 37 k€/MWh-anno, il tetto massimo fissato da ARERA, e che genererà un costo complessivo di circa 1 miliardo di euro.

Sulla base di questi valori, i tassi di rendimento interno (IRR) si collocano generalmente al di sotto del 5%, in linea con un profilo di investimento a basso rischio e flussi di cassa stabili nel lungo periodo. Il MACSE si configura quindi come uno strumento particolarmente adatto a grandi utility e operatori integrati, che possono ottimizzare le performance a livello di portafoglio e beneficiare di economie di scala, piuttosto che a investitori puramente finanziari.

Dal punto di vista tecnologico, l’asta ha favorito sistemi di accumulo di maggiore taglia e durata, premiando soluzioni con durate medie comprese tra 6 e 8 ore, più coerenti con le esigenze di adeguatezza e stabilità del sistema elettrico nazionale.

Il primo bando MACSE segna un punto di svolta per il settore, confermando l’interesse degli operatori e la crescente maturità del mercato. Tuttavia, la forte competizione e la riduzione dei prezzi impongono una riflessione sulla sostenibilità economica nel lungo periodo.

Le prossime aste MACSE, attese tra il 2026 e il 2027, saranno decisive per consolidare il mercato: si prevede un incremento dei volumi e una maggiore attenzione alle aree critiche (Sud e Isole), oltre a possibili aggiustamenti regolatori per bilanciare competitività e sostenibilità economica. Per gli operatori, sarà fondamentale prepararsi con progetti autorizzati, ottimizzare la struttura dei costi e valutare strategie di portafoglio che combinino contratti MACSE con opportunità di mercato.