La cifra emerge dal primo round dell’asta MACSE di Terna, che ha assegnato 10 GWh con contratti quindicennali da 1,9

12.959 euro per megawattora all’anno. Fino a un anno fa era un’ipotesi da addetti ai lavori. Oggi è il prezzo che ha riscritto i conti dell’accumulo e che, appena tre settimane fa, ha spinto EnBW e Zelestra ad annunciare un progetto da circa 2 GWh nel nord del Paese. I lavori, si legge nel comunicato congiunto del 16 luglio, partiranno nel 2027 per entrare in funzione nel 2028. Ma la cifra che ha fatto scattare la corsa è più vecchia di qualche mese ed è uscita da un’asta pubblica.

Il prezzo che accende la corsa

Nell’ottobre 2025, il primo round di MACSE, il mercato della capacità di stoccaggio elettrico gestito da Terna, si chiuse con un prezzo medio ponderato di 12.959 euro per MWh all’anno, per contratti di 15 anni con decorrenza 2028. Furono assegnati 10 GWh di capacità: moltiplicando quel prezzo per il volume e per la durata, si arriva a oltre 1,9 miliardi di euro di ricavi garantiti sull’intero portafoglio. Non è un valore spot, non è un prezzo dell’energia: è un canone di capacità, un affitto quindicennale pagato dal sistema per tenere a disposizione batterie pronte a erogare o assorbire potenza quando serve. Per chi sviluppa impianti, un flusso di cassa stabile di questa entità rende bancabile un investimento che altrimenti resterebbe sulla carta.

Il dato va soppesato. Dieci gigawattora sono tanti per il parco accumulo italiano attuale, ma bastano a coprire solo una frazione del fabbisogno di flessibilità previsto al 2030. Il prezzo, di conseguenza, riflette una scarsità relativa: è alto perché l’offerta di progetti realmente cantierabili era limitata e perché gli obblighi di consegna (dal 2028) impongono tempi stretti. Non è un premio regalato, è un segnale di prezzo che dice: chi arriva prima e con un progetto solido viene pagato bene.

L’ingegneria del tolling

La domanda successiva è ovvia: chi paga questi impianti una volta costruiti? Zelestra ha provato a darsi una risposta incrociando l’asta pubblica con un’innovazione finanziaria privata. Già a settembre 2025 aveva firmato con la utility svizzera BKW il primo accordo di tolling finanziario a lungo termine per lo stoccaggio a batterie in Italia, un costrutto che nessuno aveva mai utilizzato prima nel Paese per questa tecnologia. Il meccanismo è semplice: BKW versa un canone fisso per avere il diritto di gestire l’accumulo e ottimizzare i ricavi sui mercati dell’energia e dei servizi, mentre Zelestra incassa un flusso stabile che prescinde dalla volatilità dei prezzi. Su un impianto da circa 2 GWh, il tolling funziona come un contratto di affitto industriale, riducendo il rischio di mercato.

Pochi mesi dopo, a dicembre 2025, l’azienda ha piazzato un secondo tassello. Standro ai dati del Gestore dei Servizi Energetici, si è aggiudicata il 100% dei progetti presentati nell’asta FER X per 60 MW di nuova capacità solare, con l’80% dei lotti concentrati nel Nord Italia, la stessa area dove sorgerà il progetto di accumulo. Nove progetti in tutto, come ha comunicato EnBW. Così, quando a metà luglio 2026 EnBW stessa ha annunciato il partenariato per l’impianto, il puzzle era completo: ricavi garantiti dal MACSE, canone stabile dal tolling BKW, produzione solare incentivata dal GSE. Un modello a tre gambe che, almeno sulla carta, rende il progetto molto più resiliente della media delle iniziative basate su una sola fonte di ricavo.

Il cronometro del capacity market

Con i ricavi blindati, la sfida si sposta sulla velocità di realizzazione. E qui il calendario si fa severo. Il progetto EnBW-Zelestra entrerà in esercizio nel 2028. Ma già a gennaio 2026 Trina Storage e Aer Soléir hanno lanciato a Rondissone, in provincia di Torino, un impianto BESS da 250 MW e 1 GWh che è stato assegnato nell’ambito del Capacity Market italiano per la consegna nel 2027. Un anno di anticipo, su un sito già in fase di sviluppo e con una taglia di potenza superiore (250 MW contro i circa 2 GWh di energia che, a seconda della durata delle batterie, corrispondono a un’ipotetica potenza di poco inferiore o analoga). La corsa, insomma, è già partita.

Nel frattempo Terna ha messo in pista un secondo round dell’asta MACSE, questa volta per circa 16 GWh. Il volume è quasi il doppio del primo: se il prezzo medio ponderato si manterrà su livelli simili, l’afflusso di capitali verso i progetti BESS italiani potrebbe accelerare ancora. Ma se la concorrenza spingerà i prezzi verso il basso, il vantaggio di chi ha già chiuso la contrattualistica – come Zelestra – potrebbe rivelarsi decisivo.

Tenete d’occhio quella seconda asta: il prezzo medio e la distribuzione dei lotti diranno quanto caldo è diventato davvero il mercato italiano dell’accumulo.