Il Mase ha autorizzato 720 MW di batterie in un giorno, portando il totale 2026 a 1.485 MW
Ieri, 13 luglio, il ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha pubblicato sei decreti direttoriali di autorizzazione unica per altrettanti impianti di accumulo elettrochimico: 720 megawatt complessivi, distribuiti su Puglia, Basilicata, Veneto, Molise e Toscana. Sommati ai 467 MW autorizzati a marzo e ai 298 MW di giugno, il contatore da inizio anno supera quota 1.485 MW — più capacità di stoccaggio di quanta l’Italia ne abbia installata in interi lustri passati. La notizia, in sé, non è più una sorpresa: è la conferma di un’accelerazione che sta ridisegnando i tempi della burocrazia energetica italiana. Ma proprio perché la macchina ora gira, conviene guardare dentro gli ingranaggi.
Un’estate di decreti: la nuova cadenza del Mase
Lo scorso marzo il ministero aveva emesso, in due tornate autorizzative, sette decreti per 467 MW complessivi di nuovi sistemi di accumulo a batteria. A metà giugno sono seguiti due decreti di autorizzazione unica per 298 MW. Ieri il terzo round, il più corposo: sei impianti per 720 MW, con un salto dimensionale netto rispetto ai lotti precedenti. Il progetto più grande tra quelli noti è l’impianto da 200 MW di Field Energy a Melfi, in provincia di Potenza. Segue “Arcole Bess” di ACL Energy, da 136 MW, nel Veronese. Le altre pratiche completano la mappa territoriale senza che, al momento, siano stati diffusi tutti i dettagli sui proponenti.
Il dato che colpisce non è solo la potenza cumulata, ma la regolarità con cui il Mase sta calendarizzando le autorizzazioni. Non si tratta più di provvedimenti isolati, ma di una sequenza che sta creando aspettative negli operatori e, inevitabilmente, abituando il sistema a una disponibilità di decreti che fino a due anni fa era impensabile. Dal punto di vista procedurale, la firma di sei decreti in un’unica tornata indica che l’istruttoria tecnica è ormai rodata. Ma dietro queste cifre non c’è solo la regia pubblica: c’è un ristretto gruppo di sviluppatori che sta capitalizzando la finestra aperta dal ministero.
I pochi che corrono: la mappa dei vincitori
Basta scorrere i nomi che ricorrono tra gli ultimi decreti per capire che la corsa agli accumuli non è un affollato derby tra centinaia di piccoli sviluppatori. Field Energy compare con un progetto di taglia rilevante, 200 MW in Basilicata, che da solo equivale a quasi un terzo dell’intero lotto autorizzato a giugno. ACL Energy, da parte sua, porta a casa il secondo progetto più grande del nuovo pacchetto e va ad aggiungersi a una pipeline che cresce con una progressione da grande operatore internazionale. Già nel novembre 2024, la partnership tra BW ESS e ACL Energy era passata dai 400 MW di febbraio 2024 a 2,9 GW distribuiti su 14 progetti — un volume di potenza che, se interamente autorizzato e costruito, farebbe di questa cordata uno dei più grandi gestori di batterie del Paese.
La concentrazione ha una sua logica industriale: chi ha capitali, competenze autorizzative e capacità di interlocuzione con la pubblica amministrazione riesce a muoversi più rapidamente degli altri, in un mercato dove i tempi valgono tanto quanto i megawatt. Ma la stessa concentrazione solleva un interrogativo che va oltre la cronaca amministrativa. Quanto di questa potenza autorizzata è espressione di una domanda reale del sistema elettrico, e quanto invece risponde a una strategia di presidio territoriale in attesa dei meccanismi di remunerazione? I grandi operatori stanno accumulando autorizzazioni come opzioni: progetti che possono essere realizzati, ceduti o lasciati in portafoglio a seconda di come evolveranno i capacity market e i contratti di approvvigionamento della rete. In questo senso, il confine tra sviluppo industriale e bolla speculativa è più sottile di quanto i decreti lascino immaginare.
Autorizzati sì, ma per fare cosa?
Superato l’entusiasmo per i decreti, resta il confronto con la realtà del sistema elettrico. Un’autorizzazione unica non equivale a un impianto in esercizio: tra il decreto e l’allaccio alla rete ci sono i cantieri, i collaudi, le connessioni. E soprattutto c’è Terna. La rete di trasmissione italiana è già oggi congestionata in diverse aree del Sud, proprio laddove si concentrano molti dei nuovi progetti — la Puglia e la Basilicata dei decreti di luglio ne sono un esempio. Ogni nuovo impianto di accumulo deve trovare spazio non solo fisico, ma anche di mercato: i servizi di regolazione di frequenza e tensione che le batterie possono offrire sono limitati, e un eccesso di offerta rischia di comprimere i ricavi al punto da rendere antieconomici gli investimenti.
Poi c’è il nodo dei costi. Gli accumuli elettrochimici sono infrastrutture private, ma la loro remunerazione passa in parte attraverso meccanismi regolati che gravano sulle bollette. Se l’offerta di storage eccede il fabbisogno di regolazione, il rischio è di pagare capacità inutilizzata — o peggio, di innescare dinamiche di prezzo che premiano chi ha taglie sufficienti per operare in mercati all’ingrosso sempre più complessi, lasciando agli altri la sola competizione sui costi. Non è un problema di domani, ma di quando — probabilmente già nei prossimi mesi — i primi impianti autorizzati entreranno in esercizio e inizieranno a partecipare alle aste.
Infine, i territori. I decreti di autorizzazione unica superano molti livelli di concertazione locale, e questo è esattamente il motivo per cui il Mase li ha scelti come strumento principe. Ma un impianto da centinaia di megawatt non è un fotovoltaico su tetto: occupa ettari, richiede opere di connessione, solleva legittime preoccupazioni sulla sicurezza e sull’impatto paesaggistico. Senza un percorso di condivisione che vada oltre il mero adempimento normativo, il rischio è che il consenso si logori proprio mentre il Paese cerca di recuperare il terreno perso sugli obiettivi di decarbonizzazione.
Se l’estate 2026 sarà ricordata come quella della grande autorizzazione, l’inverno potrebbe portare la prima ondata di connessioni — e con essa la verifica di una politica che ha scelto la velocità. Chi controllerà i prezzi quando l’offerta di storage supererà la domanda di regolazione? E i territori che oggi ospitano progetti da centinaia di megawatt senza un vero percorso di condivisione, saranno ancora disposti a dire sì?
