La prima asta MACSE ha segnato un punto di svolta per il mercato dello storage in Italia, confermando un’elevata competitività e aprendo nuove prospettive per investimenti futuri. La forte partecipazione degli operatori, la crescente maturità delle soluzioni tecnologiche e finanziarie nonché la favorevole congiuntura complessiva dei costi di approvvigionamento dei componenti fondamentali delineano uno scenario in cui modelli di business innovativi, in grado di integrare approccio merchant e strumenti contrattuali avanzati, possono rendere le configurazioni alternative remunerative e bancabili.

La tanto attesa prima asta del MACSE ha rispettato le aspettative di una partecipazione massiccia da parte del mercato, trainata dagli sviluppi degli ultimi anni e dalle opportunità offerte dal Capacity Market. I meccanismi regolati hanno permesso la sottoscrizione di contratti a termine con Terna della durata di 15 anni, facilitando la bancabilità dei progetti.

L’asta si è distinta per l’elevata competitività: i GWh offerti sono stati quattro volte superiori alla domanda (40 GWh contro un contingente di 10 GWh), suddivisi in circa 100 progetti e con oltre 40 partecipanti, di cui 7 con pipeline di almeno 2 GWh. La capacità assegnata ha saturato il fabbisogno in asta (10 GWh), con la zona SUD e CALABRIA che hanno raggiunto il contingente massimo (7 GWh), mentre Sicilia, Sardegna e Centro Sud hanno visto una distribuzione più limitata ma con premi marginali più elevati (Sicilia 18,8K€/MWh/anno, Sardegna e Centro Sud 16,6K€/MWh/anno, Sud e Calabria 14,8K€/MWh/anno).

I progetti aggiudicati hanno mostrato un rapporto Energia/Potenza tra 6,5 e 7,5 ore, in linea con i migliori assetti strategici. Da sottolineare la significativa riduzione dei CAPEX della tecnologia elettrochimica, legata soprattutto a strategie aggressive dei provider asiatici, che ha abbattuto il Cost Of New Entry, elemento chiave per la remunerazione dello storage regolato. Tuttavia, la dipendenza da pochi grandi produttori di tecnologia asiatici impone attenzione alla volatilità dei costi.

L’elevata offerta e la contrazione dei CAPEX hanno portato i premi di aggiudicazione ben al di sotto del premio di riserva fissato da ARERA (37.000 €/MWh/anno). Le strategie di partecipazione hanno tenuto conto delle opportunità di ricavi aggiuntivi dall’attività merchant, sia parallela al business regolato sia nella fase post-contratto, con un impatto positivo sui tassi di ritorno. L’adozione di strategie ibride merchant/regolato richiederà un energy management sofisticato e ben organizzato per massimizzare il valore degli impianti.

Le utility sono state protagoniste grazie a vincoli di finanziamento meno stringenti rispetto agli IPP indipendenti, maggiore potere negoziale, economie di scala e portafogli diversificati, che consentono strategie efficaci e una migliore gestione dei rischi.

Per gli oltre 30 GWh di capacità non aggiudicata si aprono diverse strade. Oltre alla possibilità di partecipare alle prossime aste MACSE, la crescente competitività dei modelli full merchant, favorita dalla riduzione del Levelized Cost of Storage, apre la porta a configurazioni stand-alone o RES-coupled, gestite direttamente dagli IPP o tramite strumenti innovativi di mitigazione dei rischi come i contratti di tolling.

I contratti di tolling per BESS sono accordi in cui il proprietario di un impianto di accumulo ne cede l'uso a un "toller", che ne gestisce l'operatività commerciale in cambio di un compenso. In pratica, il toller non acquista l'impianto ma ne controlla l’operatività (carica e scarica) e può sfruttarne la flessibilità per generare ricavi dai mercati energetici, mentre il proprietario riceve un canone (tolling fee) per l'utilizzo dell'asset, che può essere fisso, variabile o basato sulla condivisione dei profitti. Questo modello permette di valorizzare la flessibilità delle batterie senza che il proprietario debba gestirne direttamente le attività commerciali e i rischi di mercato.


Anche le future aste del Capacity Market (CM) potrebbero offrire ulteriori opportunità di investimento per la capacità di accumulo, ormai in grado di competere con gli impianti tradizionali. Partecipare al CM comporta il rischio di non riuscire a rispettare i vincoli imposti dalla disciplina e garantire la capacità richiesta a causa della difficoltà nella gestione dello stato di carica, di guasti o altri imprevisti, portando alla perdita del corrispettivo fisso e variabile. Tale rischio può essere gestito attraverso l’adozione di un adeguato approccio energy management e l’integrazione della BESS in un portafoglio più ampio, anche attraverso tolling agreement.

Dopo la prima asta MACSE, il mercato offre ancora ampio spazio per nuovi investimenti nello stoccaggio (40 GWh fino al 2030 e oltre), sostenuti sia dal MACSE sia da altri meccanismi o strategie di go-to-market.

È possibile valorizzare la pipeline di progetti già esistente, senza necessità di ulteriore sforzo autorizzativo. La riduzione dei CAPEX, grazie all’evoluzione tecnologica e alla concorrenza, consente modelli di business alternativi grazie a un contesto di mercato che valorizza la flessibilità e l’efficienza, pertanto, il settore dello storage si trova di fronte a un ventaglio di opportunità di investimento: l’adozione di business model complementari, che includono componenti merchant e regolate, permette di massimizzare il ritorno sull’investimento.

La risorsa storage è diversa da tutte le altre e richiede un approccio dedicato: è necessario organizzare energy management e operation delle BESS rispettando i vincoli della disciplina (qualora si aderisca a uno schema regolato) nonché gestione O&M, vale a dire la salvaguardia delle prestazioni.

Ogni attore (developer, IPP, utilities) può individuare il proprio posizionamento ottimale tra rischio, rendimento e integrazione nei mercati emergenti, in funzione del modello di energy management di cui si dota.

Strumenti contrattuali per la gestione commerciale di BESS stanno iniziando a diventare disponibili con alcune controparti affidabili e la costruzione di best practice contrattuali può contribuire, in una certa misura, a gestire i rischi e favorire la bancabilità dei progetti. Le strutture finanziarie possono essere personalizzate per ogni player, sbloccando investimenti redditizi e sostenibili nel lungo termine.

In conclusione, per cogliere al meglio le nuove opportunità è fondamentale una valutazione congiunta end to end di tutti gli aspetti del business model identificato, definendo in modo sinergico la configurazione tecnica, il modello regolatorio e di business, l’utilizzo di strumenti contrattuali e la strutturazione dell’energy management, e la conseguente ottimizzazione del modello finanziario.