L’asta per le batterie ha chiuso a un terzo del previsto

Il meccanismo Macse ha premiato la concorrenza, con prezzi molto inferiori alle attese

Scommessa accumulatori: il prezzo vero della flessibilità

La capacità fotovoltaica operativa in Italia ha superato i 40 GW, come registrato il 3 luglio da QualEnergia. È un traguardo simbolico, che dice poco sulla capacità di produrre valore e molto sulla necessità di governare un sistema sempre più esposto all’intermittenza. Proprio per questo, il dato più significativo non sono i 40 GW, ma un’altra cifra, arrivata lo scorso settembre: 12.959 euro per MWh-anno.

È stato il prezzo medio ponderato di aggiudicazione della prima asta Macse, il meccanismo ideato per accelerare la diffusione degli accumuli elettrochimici e fornire flessibilità al sistema elettrico nazionale. Il Macse è il meccanismo adottato dall’Italia per rispondere a un problema ormai strutturale: più rinnovabili intermittenti entrano nel mix, più servono batterie in grado di spostare energia dalle ore di abbondanza a quelle di scarsità. L’asta del 2025, organizzata da Terna, ha messo a disposizione 10 GWh di capacità di stoccaggio e si è chiusa con un esito che ha sorpreso molti operatori: un prezzo di aggiudicazione ben al di sotto del premio di riserva di 37.000 euro. Significa che la flessibilità, per il sistema, è costata molto meno di quanto si era disposti a pagare. Vuol dire anche che la concorrenza ha funzionato, e che il costo della tecnologia sta scendendo più in fretta di quanto i regolatori avessero ipotizzato.

Quel 12.959 euro per MWh-anno è diventato un segnale per tutti: investitori, sviluppatori, utility, consumatori industriali. Non è solo il costo per la collettività, ma indica quanto vale, in uno schema di remunerazione regolata, la capacità di garantire flessibilità. E lo scenario che si sta aprendo è chiaro: la partita non si gioca più sulla produzione a qualsiasi costo, ma sulla capacità di catturare valore in un mercato che sta diventando sempre più volatile. Ma la flessibilità non è l’unica merce rara. La vera lotta per il valore si gioca su un altro collo di bottiglia.

Chi ha la connessione vince

Se gli accumuli servono al sistema, per gli sviluppatori il premio si decide su un’altra variabile: l’accesso alla rete. Secondo Nicola Kopij Zanin, intervenuto al Solarplaza Summit Italy, «in questo momento gli asset ready-to-build con connessioni alla rete già assicurate, Stmg o Stmd, ottengono i premi più alti». Non è una sorpresa: avere un punto di allaccio definito e una Soluzione Tecnica Minima per la connessione accettata significa avere un progetto che può essere realizzato in tempi certi, senza incappare nelle code che intasano i gestori di rete. Il valore di un progetto, oggi, si misura prima di tutto su questa certezza.

A rendere ancora più stretto il collo di bottiglia è arrivata la riforma delle connessioni introdotta con il decreto Bollette, che richiede milestone finanziarie più stringenti per assicurarsi uno slot di rete. L’obiettivo è liberare l’arretrato, separando i progetti veri da quelli che occupavano coda senza solidità finanziaria. Chi supera il filtro, sottolinea ancora Kopij Zanin, si trova in una posizione di forza: i premi sono più alti perché la concorrenza si è ridotta ai progetti che possono davvero arrivare in costruzione. Intanto, mentre i progetti lottano per un allaccio, il mercato elettrico inizia a mostrare le prime crepe da abbondanza.

Il paradosso del troppo sole

Già con oltre 38 GW di capacità solare installata, il mercato elettrico italiano ha cominciato a fare i conti con un fenomeno che fino a pochi anni fa sembrava remoto: ore a prezzo nullo o negativo. È il risultato diretto della crescente penetrazione delle rinnovabili intermittenti: quando il sole picchia e la domanda è bassa, l’elettricità in eccesso schiaccia i prezzi. Più si sale con i GW, più ore annue si accumulano in questa fascia. La dinamica è già scritta e non farà che intensificarsi.

In questo contesto, i Ppa corporate continueranno ad avere un ruolo centrale, ma con una torsione nuova. L’interesse si sta spostando sui virtual Ppa e sugli accordi multi-buyer, che permettono ai consumatori industriali di media dimensione di aggregare la domanda e negoziare condizioni migliori. Lo ha spiegato ancora Kopij Zanin, segnalando che non si tratta più solo di una copertura di prezzo, ma di uno strumento per rendere prevedibile il valore dell’energia prodotta in un mercato che prevedibile non è più.

L’equilibrio del mercato dipenderà da quanto velocemente gli accumulatori e i contratti di lungo termine sapranno dare un prezzo alla flessibilità e alla prevedibilità. Il PUN medio, il Prezzo Unico Nazionale che ancora si guarda come bussola, nasconderà sempre più ore a zero. Il vero numero da tenere d’occhio non è il prezzo medio, ma il prezzo catturato dai nuovi impianti — e quanto i Ppa virtuali riusciranno a immunizzarlo dalla volatilità.