L’asta Macse con anno di consegna 2029 arriva al suo passaggio operativo più rilevante prima della gara. Terna ha pubblicato il contingente nazionale e le soglie minime e massime assegnate alle singole aree del sistema elettrico, confermando integralmente il fabbisogno indicato dal gestore della rete lo scorso 28 maggio. Il volume complessivo resta fissato a 16 GWh.
La pubblicazione non modifica quindi la dimensione della prima programmazione resa nota in primavera, ma mette a disposizione del mercato i parametri territoriali con cui i progetti di accumulo dovranno confrontarsi nell’asta prevista per il 24 novembre. È un passaggio che riduce l’incertezza per sviluppatori, finanziatori e fornitori di sistemi di storage: la domanda di capacità non viene rivista all’ultimo momento e la distribuzione geografica della gara resta quella prospettata mesi fa.
Nel disegno di Terna, la porzione più ampia di flessibilità è collocata nell’area Sud e Calabria. Per questa zona il contingente minimo è pari a 3 GWh, mentre quello massimo raggiunge 11,5 GWh: sono i valori più elevati tra le aree considerate. Non si tratta, perciò, di un’indicazione neutra rispetto alla localizzazione degli investimenti. La capacità di accumulo è chiamata a operare dove la rete ha maggiore necessità di assorbire, restituire e spostare nel tempo l’energia elettrica, e il perimetro territoriale della procedura è parte essenziale del segnale economico inviato agli operatori.
Che cosa definiscono i contingenti
Macse è il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. Attraverso questo strumento Terna individua e approvvigiona risorse di accumulo ritenute necessarie per il sistema, con l’obiettivo di accompagnare la crescita della generazione rinnovabile e di mantenere condizioni di adeguatezza e sicurezza della rete nel medio-lungo periodo.
Il dato di 16 GWh va letto come volume energetico di accumulo, non come una semplice indicazione della potenza istantanea degli impianti. In termini pratici, esprime quanta energia le risorse selezionate dovranno poter immagazzinare e rendere disponibile secondo le regole del meccanismo. Per un mercato dominato dalla crescita di fotovoltaico ed eolico, la distinzione è rilevante: produrre elettricità da fonti rinnovabili non coincide necessariamente con averla disponibile nelle ore e nei nodi della rete in cui serve.
I limiti minimi e massimi per area servono precisamente a evitare che la selezione risponda soltanto alla convenienza economica di breve periodo o alla concentrazione dell’offerta in poche zone. Una capacità di storage installata lontano dai punti in cui la rete registra i maggiori fabbisogni può avere un valore diverso per il sistema rispetto a un impianto tecnicamente equivalente ma collocato nell’area richiesta. Per questo Terna combina un obiettivo nazionale con vincoli geografici.
La conferma dei valori pubblicati a maggio assume un significato ulteriore perché l’asta è ormai vicina. Dopo mesi di sviluppo autorizzativo, definizione tecnica e strutturazione finanziaria dei progetti, un cambiamento nei contingenti avrebbe potuto alterare le valutazioni degli operatori. La scelta di mantenere il quadro invariato offre invece una base più stabile per le offerte del 24 novembre, pur senza eliminare le incognite competitive che emergeranno solo con l’esito della procedura.
Il premio fissato da ARERA e il test per la filiera
Un altro elemento già definito riguarda il premio di riserva. A settembre ARERA lo ha fissato a 27.000 euro per MWh, aumentando il valore rispetto ai 22.000 euro per MWh emersi nella consultazione di luglio. È uno dei parametri economici fondamentali della gara, perché contribuisce a delimitare il quadro entro il quale i partecipanti possono formulare le proprie offerte.
Il livello del premio non va confuso con il risultato dell’asta né con il ricavo automaticamente riconosciuto a tutti i progetti. Sarà la competizione a mostrare quali condizioni economiche gli operatori riterranno sostenibili per realizzare e mettere a disposizione la capacità richiesta. Proprio per questo la procedura sarà osservata con attenzione dall’intera filiera: produttori di batterie, integratori di sistemi, EPC, sviluppatori, investitori e soggetti attivi nell’esercizio degli impianti.
Le aste dedicate allo storage sono diventate un banco di prova per la trasformazione del sistema elettrico italiano. La penetrazione delle rinnovabili variabili modifica infatti sia i flussi sulle reti sia il profilo della domanda di flessibilità. Nelle ore di forte produzione solare può aumentare il valore di risorse in grado di assorbire energia; in altre fasce orarie la stessa energia può diventare utile se restituita alla rete. L’accumulo non sostituisce da solo gli interventi infrastrutturali, le regole di mercato o gli altri strumenti di flessibilità, ma può contribuire a collegare produzione e consumo su tempi diversi.
La centralità assegnata al Sud e Calabria va letta in questa prospettiva industriale e di rete. Le decisioni sull’ubicazione degli impianti non dipendono soltanto dalla disponibilità di terreni, dalla vicinanza a nuovi parchi rinnovabili o dalla velocità degli iter autorizzativi. Contano anche i segnali che arrivano dal gestore della trasmissione nazionale e la capacità di connettere la nuova infrastruttura senza aggravare i vincoli locali. I contingenti rendono esplicita questa gerarchia delle necessità.
Dal fabbisogno alla consegna nel 2029
Il calendario separa nettamente il momento della selezione da quello in cui la capacità dovrà essere disponibile. L’asta si terrà nel 2026, mentre la consegna è prevista nel 2029. Tra le due date si colloca la fase più complessa per i progetti selezionati: completare sviluppo, autorizzazioni, connessioni, approvvigionamento delle apparecchiature, costruzione e messa in servizio secondo gli impegni assunti.
È qui che si misura la differenza tra una pipeline di iniziative annunciata e infrastrutture effettivamente operative. Il settore degli accumuli può contare su tecnologie mature e su una filiera in espansione, ma resta esposto a variabili concrete: tempi delle connessioni, disponibilità delle aree, requisiti tecnici, condizioni contrattuali e capacità delle imprese di trasformare un progetto in un cantiere nei tempi previsti. La gara Macse non risolve automaticamente questi aspetti; seleziona però il perimetro di capacità da cui dovrà partire la realizzazione.
Per il sistema elettrico, la posta in gioco è la capacità di pianificare con sufficiente anticipo gli strumenti necessari a una rete sempre più alimentata da fonti non programmabili. Il fatto che Terna non abbia modificato il fabbisogno nazionale e i contingenti territoriali rispetto a maggio dà continuità a questa pianificazione. Il prossimo dato davvero significativo sarà l’esito dell’asta: dirà quanta offerta si presenterà, a quali condizioni e in quale misura il mercato sarà in grado di rispondere al segnale disegnato dal Macse.
Fino ad allora, il valore da seguire resta 16 GWh, insieme al peso assegnato al Sud e Calabria. Sono numeri che non rappresentano ancora batterie costruite o energia già disponibile per la rete, ma definiscono la domanda istituzionale che orienterà le prossime decisioni di investimento nello storage italiano.
