Il capacity market e il MACSE offrono quindici anni di ricavi garantiti, ma le code di connessione bloccano 455 GW

Mentre Terna raccoglie 303 GW di richieste di connessione per impianti di accumulo, Neoen si appresta a costruire una batteria da 25 MW in Friuli-Venezia Giulia. Il paradosso italiano sta tutto in questi due numeri: una domanda potenziale che sfiora i 300 miliardi di watt, e una risposta reale che avanza a passo di decine di megawatt. Il sistema BESS Pasian di Prato, da 25 MW e 100 MWh, è il secondo progetto di stoccaggio dell’azienda francese nel nostro Paese e ha ottenuto un contratto di capacità nel febbraio 2025. La messa in funzione è prevista per il 2027.

La batteria di Broni, in provincia di Pavia — 10 MW e 40 MWh, il primo progetto italiano di Neoen — è a metà costruzione e dovrebbe entrare in esercizio entro la fine del 2026. All’inizio dello stesso anno, l’impianto solare Arena Po da 7,4 MWp, sempre in provincia di Pavia, ha cominciato a immettere elettricità in rete ed è ora pienamente operativo. Numeri piccoli, se paragonati alla pipeline teorica. Ma perché il salto dalla richiesta al cantiere è così difficile?

Il vero collo di bottiglia: rete e burocrazia

La risposta, come spesso accade, sta nelle reti. Secondo Andrea Bartolini, co-amministratore delegato di Neoen Italia, le barriere principali per lo stoccaggio non sono più la maturità tecnologica o l’accesso al capitale. A pesare sono le infrastrutture, i processi amministrativi e l’incertezza normativa: fattori che, nelle parole di Bartolini, determineranno il ritmo dello sviluppo ben più della disponibilità di finanziamenti o di tecnologie collaudate. Le code di connessione alla rete — non la tecnologia, non il capitale — sono oggi il vincolo stringente per i progetti rinnovabili in Italia.

Il dato di Terna, 303 GW di richieste di connessione per accumulo, va letto per quello che è: un indicatore di interesse, non di realizzabilità. Dietro ogni gigawatt in coda c’è un progetto che aspetta un parere, un’autorizzazione, un potenziamento della linea. È un fenomeno che non riguarda solo l’Italia. Lo scorso giugno, uno studio di AFRY per Beyond Fossil Fuels ha quantificato la portata del problema: le code di connessione alla rete di distribuzione bloccano circa 455 GW di progetti di stoccaggio a batteria in otto mercati europei. Asset di energia pulita che, secondo le stime di AFRY, valgono circa 100 miliardi di euro e restano congelati in attesa di un via libera.

Chi riesce a superare l’ostacolo rete, però, trova meccanismi di sostegno che offrono una certa prevedibilità. Il capacity market nel Nord Italia e il meccanismo MACSE nel Centro-Sud garantiscono entrambi 15 anni di ricavi contrattuali per lo stoccaggio di energia su larga scala. Non è un dettaglio: quindici anni di visibilità sui ricavi sono un orizzonte che pochissimi mercati europei offrono. I progetti settentrionali di Neoen — Broni e Pasian di Prato — si appoggiano proprio ai contratti del capacity market, mentre i progetti del Centro-Sud punteranno sul MACSE. La distinzione geografica non è casuale: il Nord ha una rete più magliata e una domanda industriale concentrata, il Centro-Sud ha più spazio per impianti utility-scale ma infrastrutture di trasporto più rade. Due mercati diversi, dentro lo stesso Paese, con le stesse incertezze autorizzative.

Due giganti e un mercato: la lezione del MACSE

E quando finalmente i progetti partono, chi ne beneficia davvero? I numeri della prima asta MACSE, conclusa nell’ottobre 2025 con l’assegnazione di 10 GWh di capacità di stoccaggio, disegnano un mercato che rischia di nascere già concentrato. Circa il 70% della capacità assegnata — intorno a 7 GWh su 10 — è andata a progetti riconducibili a Enel Group ed Eni. I due colossi energetici italiani si sono aggiudicati la fetta più grossa della prima tornata, sollevando più di un interrogativo sulla contendibilità del meccanismo.

Non si tratta di un esito sorprendente, va detto. Enel ed Eni partivano con vantaggi strutturali: siti già disponibili, relazioni consolidate con i gestori di rete, squadre autorizzative rodate. Ma per un meccanismo pensato per attrarre investimenti e creare un mercato liquido dello stoccaggio, vedere due operatori assorbire sette decimi della capacità al primo giro non è un segnale neutro. Il prossimo bando MACSE — atteso nei mesi a venire — dirà se quella del 2025 è stata una fotografia di avvio o la struttura portante del mercato italiano dell’accumulo.

Nel frattempo, operatori internazionali come Neoen continuano a ritagliarsi uno spazio, puntando su progetti di taglia contenuta ma con contratti già in tasca. A livello globale, l’azienda francese dichiara 120 MW di capacità solare e 2,3 GW di capacità combinata di batterie e solare. In Italia, il portafoglio è ancora modesto — i 35 MW complessivi tra Broni e Pasian di Prato, più l’impianto fotovoltaico di Arena Po — ma la pipeline in sviluppo potrebbe crescere rapidamente se i colli di bottiglia amministrativi si allentano. La domanda di flessibilità della rete italiana è destinata ad aumentare con la penetrazione delle rinnovabili intermittenti, e chi riesce a portare batterie in esercizio prima degli altri si trova in una posizione di vantaggio competitivo non trascurabile.

Il prossimo bando MACSE sarà il vero banco di prova. Se la quota assegnata agli operatori indipendenti resterà marginale, lo stoccaggio italiano rischia di configurarsi come un duopolio di fatto. Se invece nuovi entranti riusciranno a portarsi a casa fette significative di capacità, il mercato potrà dirsi davvero contendibile. La partita, per ora, è ancora aperta — ma il cronometro corre, e i 303 GW in coda da Terna aspettano una risposta che la burocrazia, più della tecnologia, tarda a dare.