Le autorizzazioni del Mase procedono a ritmo sostenuto, ma la saturazione della rete di Terna rischia di rallentare i progetti

C’è un momento, in estate, in cui arriva la bolletta e si cerca la voce da tagliare. E se, invece di consumare meno, la risposta fosse accumulare meglio? A fine luglio il Mase ha autorizzato oltre 2 GW di batterie in un solo mese: non un comunicato di circostanza, ma un segnale che tocca anche chi a fine mese paga la corrente. Ecco cosa dice davvero quell’accelerazione, e dove si nascondono i limiti.

Il dubbio in bolletta

Chi legge la bolletta d’estate vede i consumi salire e tenta di spegnere qualcosa. L’accumulo ribalta il ragionamento: non consumare meno, ma spostare l’energia nelle ore in cui costa meno per usarla quando serve. Con i decreti direttoriali pubblicati il 29 e 30 luglio scorsi, il Mase ha dato il via libera a otto progetti per complessivi 837 MW, una parte degli oltre 2 GW autorizzati nel mese. Sembra roba da grandi utility, ma chi sta valutando una batteria — in casa o in azienda — scommette sulla stessa filiera: autorizzazioni più rapide significano, sulla carta, più impianti, più concorrenza e costi che tendono a scendere. Il dubbio però resta: quanti di questi gigawatt autorizzati diventeranno impianti davvero utili?

L’accelerazione vera, dietro i decreti

Per capire se conviene, servono i numeri, non gli annunci. Il ritmo di luglio non nasce dal nulla: già a giugno il ministero aveva approvato 10 progetti di stoccaggio a batterie per un totale di circa 1,1 GW. E, allargando lo sguardo, lo scatto è ancora più chiaro: secondo il ministro Pichetto, il MASE ha rilasciato 132 decreti autorizzativi per impianti di accumulo, per una potenza complessiva di 11,2 gigawatt; sempre secondo il ministero, nel 2025 le autorizzazioni erano state 69, per quasi 6,6 gigawatt. In altre parole, lo stoccaggio è passato da eccezione a flusso continuo, con un ritmo che nel solo mese di luglio ha superato i 2 GW.

Qui però il racconto cambia. La velocità dei decreti deve fare i conti con la rete reale: la coda di connessione di Terna è satura, con 303 GW di richieste di connessione per lo stoccaggio e altri 322 GW per le rinnovabili, secondo l’analisi di Solarplaza. Autorizzare non significa connettere: se la coda è già piena, la domanda diventa chi riuscirà davvero ad allacciarsi, e con quali regole.

Per chi paga la bolletta, la differenza è questa: un gigawatt autorizzato ma non connesso non produce alcun beneficio concreto. Non alleggerisce le ore di punta, non rende più stabile la rete, non crea concorrenza sui prezzi. Il vantaggio, per famiglie e imprese, resta potenziale finché l’impianto non entra davvero in esercizio.

Accumulare sì, ma guardando la coda

La partita, quindi, non si gioca solo sui decreti. Le direzioni di fondo sono almeno due. La prima arriva dall’Europa: all’inizio di giugno la Commissione europea ha annunciato che per la prima volta fornirà un sostegno diretto sotto forma di prestiti senza interessi. La seconda riguarda il Mediterraneo: secondo l’European BESS Index, i mercati dell’Europa meridionale come Italia, Spagna e Grecia stanno accelerando la diffusione dei sistemi di accumulo, spinti dall’elevata penetrazione del solare e dalle esigenze di bilanciamento della rete.

Per famiglie e imprese, però, la scelta va filtrata proprio dalla coda di connessione: un prestito a tasso zero, o un segnale di mercato favorevole, contano poco se l’impianto deve attendere anni prima dell’allaccio. La domanda non è più “quanto costa la batteria”, ma “quanto tempo serve per allacciarla”. Non resta che tornare alla bolletta con una domanda diversa: a quali condizioni l’accumulo smette di essere una scommessa?

Non è più il tempo di chiedersi se le batterie arriveranno: è il momento di capire a quali condizioni convengono davvero, per la rete e per chi paga la bolletta.