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Guida al mercato termine stoccaggi con focus su MACSE come funziona, sull'Asta Macse del 24 novembre 2026 e sui criteri di partecipazione: tecnologie di accumulo ammesse, requisiti tecnici, garanzie e risultati della prima asta Terna da 10 GWh.
Il mercato a termine per lo stoccaggio elettrico è un sistema contrattuale in cui la disponibilità della capacità di accumulo viene fissata oggi per una consegna futura, su un orizzonte pluriennale. La distanza rispetto al mercato spot è netta: non si acquista energia da immettere subito in rete, ma si contrattualizza la messa a disposizione di un servizio di stoccaggio, con una remunerazione calcolata sul medio-lungo termine. Questo differimento tra aggiudicazione e consegna è ciò che rende bancabile un impianto di accumulo prima ancora che entri in esercizio.
In Italia questo mercato ha un nome preciso: MACSE, Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico, introdotto nel quadro del D.Lgs. 210/2021 e attuato da Terna con procedure competitive approvate dalla Commissione Europea sul fronte degli aiuti di Stato. Attraverso questo strumento Terna acquista capacità di accumulo centralizzato con contratti di lungo termine, fissando una remunerazione di riferimento che riduce il rischio di mercato per chi investe in storage.
Nel mercato a termine si fissano in anticipo prezzo e volume di un servizio che verrà erogato in un anno di consegna futuro, non l'energia scambiata istante per istante. L'operatore che si aggiudica la gara assume un impegno vincolante a rendere disponibile una certa capacità di accumulo, misurata in GWh di energia stoccabile, nelle finestre in cui il sistema ne ha bisogno. In cambio riceve una remunerazione pluriennale che prescinde dal prezzo orario dell'energia. È proprio la separazione tra il momento della contrattualizzazione e quello della consegna a dare visibilità economica di lungo periodo: senza un ricavo stabile e anticipato, la maggior parte dei progetti di storage centralizzato non raggiungerebbe la soglia di bancabilità.
Il meccanismo risponde a un'esigenza di adeguatezza: garantire che il sistema disponga di capacità di accumulo sufficiente proprio nei momenti critici, quando la generazione rinnovabile non programmabile è troppa o troppo poca rispetto alla domanda. È lo strumento con cui Terna traduce in contratti la flessibilità che la transizione verso fotovoltaico ed eolico impone alla rete. Il MACSE agisce su leve complementari, che si rafforzano a vicenda più che sommarsi. Sul fronte dell'integrazione delle rinnovabili non programmabili, assorbe i surplus di produzione solare ed eolica e li restituisce nelle ore di scarsità, riducendo congestioni e sbilanciamenti. Come segnale di investimento pluriennale, la remunerazione di riferimento fissata in asta abbassa il rischio di mercato e rende finanziabili impianti che sul solo arbitraggio spot non starebbero in piedi. E sul piano dell'adeguatezza del sistema, aggiunge capacità programmabile lì dove il capacity market, orientato alla generazione, non arriva.
Questa specializzazione sugli accumuli è ciò che lo separa dal capacity market tradizionale, che remunera soprattutto risorse di generazione programmabile. Nella pratica i due mercati non competono per la stessa risorsa: il capacity market resta ancorato alla punta di potenza, mentre il MACSE remunera la capacità di spostare l'energia da un'ora all'altra.
Nel MACSE, Terna è la controparte unica che approvvigiona capacità di stoccaggio per conto del sistema: definisce il fabbisogno, pubblica le regole di gara, qualifica gli operatori e aggiudica i contratti, muovendosi entro i volumi e i criteri approvati da ARERA e dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica. Il governo del processo è centralizzato, ma l'assegnazione è competitiva: è l'asta a fissare il prezzo, non un tariffario amministrato.
Il fabbisogno che Terna porta a gara non è un numero fisso: si modula sulla capacità che nel frattempo entra in esercizio o viene approvvigionata per altre vie, e sull'avanzamento del parco storage autorizzato. Per l'asta con consegna 2029, ARERA e il MASE hanno approvato un fabbisogno indicativo di 16 GWh, che potrà ridursi in prossimità della gara. Nella prima procedura, con consegna 2028, erano stati assegnati 10 GWh a un prezzo medio ponderato di circa 12.959 €/MWh l'anno. L'orizzonte di dimensionamento efficiente stimato da Terna al 2030 è nell'ordine di 42 GWh, con riferimenti fino a circa 50 GWh negli scenari di adeguatezza più prudenziali.
La remunerazione riconosciuta ai vincitori si articola su due componenti. Il premio fisso pluriennale — 12.959 €/MWh l'anno in media nella prima asta — copre l'intero orizzonte contrattuale, 15 anni per le batterie, e prescinde dai prezzi orari di mercato. A questo si aggiunge una quota del 20% dei ricavi maturati sul mercato dei servizi ancillari (MSD), che l'aggiudicatario trattiene interamente: un margine ulteriore che remunera la partecipazione ai servizi di dispacciamento, pur eroso in parte dal degrado dovuto ai cicli aggiuntivi di carica e scarica.
In uno scenario tipico, un BESS standalone da 100-150 MW / 400-600 MWh (es. Tesla Megapack o Fluence Gridstack su celle CATL EnerC), aggiudicato in una zona di mercato del Sud Italia con un premio fisso di 12-13 mila €/MWh l'anno, può generare un ricavo base di 5-8 milioni di € l'anno sull'orizzonte contrattuale di 15 anni, a cui tende ad aggiungersi un ulteriore 10-15% dai servizi ancillari (MSD) quando il portafoglio tecnico lo consente. I valori restano puramente esemplificativi e dipendono dal mix tecnologico e dalla zona di connessione.
La distinzione tra le tre grandezze è operativa e cambia la lettura degli esiti di gara. La capacità offerta è il volume che gli operatori presentano complessivamente in asta: nella prima procedura la domanda ha superato di oltre quattro volte il fabbisogno richiesto, segnale di un mercato tutt'altro che asfittico. La capacità aggiudicata è la quota effettivamente contrattualizzata da Terna, i 10 GWh della prima asta. La capacità resa disponibile, infine, è quella che entrerà davvero in esercizio all'anno di consegna, e dipende dal completamento degli iter autorizzativi e realizzativi. È su quest'ultima che si gioca l'efficacia del meccanismo: un progetto aggiudicato che si arena in fase autorizzativa lascia comunque scoperta la quota di fabbisogno che Terna aveva messo a gara.
Il processo segue una sequenza standardizzata e verificabile, che Terna pubblica per ogni procedura. Le fasi principali sono:
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I prodotti che il MACSE mette a gara sono, nella sostanza, prodotti di time shifting: capacità di caricare energia quando abbonda e di restituirla quando serve. Il loro valore per il sistema non sta nel produrre energia, ma nel ricollocarla nel tempo, assorbendo i picchi di generazione fotovoltaica ed eolica e coprendo le ore di scarsità. In un parco di generazione sempre più spostato su fonti non programmabili, senza questa funzione di ammortizzatore i picchi di produzione da fotovoltaico ed eolico si scaricherebbero su congestioni e sbilanciamenti, invece di essere assorbiti e restituiti nelle ore di scarsità.
Le tecnologie che oggi svolgono questo ruolo su scala di sistema appartengono a due famiglie: le batterie, in particolare gli accumuli elettrochimici agli ioni di litio (es. moduli CATL EnerC o Tesla Megapack), e il pompaggio idroelettrico. Entrambe spostano energia nel tempo, ma con profili di potenza, durata e maturità autorizzativa molto diversi, come emerge dal confronto tecnologico.
Sul piano operativo, il time shifting consiste nel caricare gli accumulatori durante le finestre di surplus e nello scaricarli nelle ore in cui la domanda, o il valore dell'energia, è più alto. È un arbitraggio temporale: si sposta l'energia dalle ore a basso prezzo, tipicamente le ore centrali di forte irraggiamento solare, verso le fasce serali di picco. Il valore economico cresce quanto più ampio è il differenziale di prezzo tra carica e scarica e quanto più precisamente la capacità è disponibile nell'istante richiesto. Nel MACSE questo valore viene in parte monetizzato in anticipo attraverso la remunerazione di capacità, che paga la disponibilità a prescindere dal singolo ciclo di arbitraggio.
Lo stoccaggio centralizzato è capacità di accumulo di taglia rilevante, connessa in punti strategici della rete di trasmissione e gestita per fornire servizi all'intero sistema nazionale: è questa la capacità che il MACSE approvvigiona. L'accumulo distribuito, al contrario, è fatto di sistemi di piccola taglia installati presso le utenze, come la batteria domestica abbinata a un impianto fotovoltaico residenziale o l'accumulo di un capannone in autoconsumo, il cui scopo primario è ottimizzare i flussi locali. La differenza non è solo dimensionale: cambia il soggetto che governa la risorsa, l'unità di misura rilevante e il mercato di riferimento. Un aggregato di batterie domestiche può in prospettiva partecipare ai mercati dei servizi, ma il perimetro del MACSE resta oggi quello degli impianti centralizzati contrattualizzati con Terna.
Il calendario MACSE distribuisce le aste su più anni, con l'obiettivo di assegnare progressivamente la capacità necessaria a coprire il fabbisogno di accumulo al 2030. Terna scandisce ogni procedura in tappe pubbliche — consultazione delle regole, apertura delle domande, data d'asta, aggiudicazione, pubblicazione degli esiti — così che gli operatori possano allineare i propri iter autorizzativi e finanziari alle finestre di gara. Due riferimenti sono già consolidati: la prima asta, conclusa a settembre 2025 con consegna nel 2028, e la seconda, fissata per novembre 2026 con consegna nel 2029.
Per la seconda asta la finestra di ammissione è già aperta: le richieste vanno inviate dal 7 al 27 luglio 2026, entro le 16:00 dell'ultimo giorno utile.
Superata questa fase, gli operatori ammessi devono completare l'inserimento dei dati tecnici ed economici sul Portale MACSE entro il 10 settembre 2026, mentre la garanzia pre-asta — pari al 10% del prodotto tra capacità qualificata e premio di riserva di 37.000 €/MWh l'anno, circa 3.700 €/MWh — va costituita 40 giorni prima della gara, quindi verso metà ottobre 2026.
Le tappe già ufficializzate da Terna definiscono un percorso su più anni di consegna, con volumi crescenti per avvicinare il target al 2030:
Ogni contingente resta soggetto a revisione al ribasso in prossimità della gara, in funzione della capacità che entra in esercizio o viene approvvigionata attraverso il capacity market.
La prima asta si è chiusa il 30 settembre 2025 assegnando l'intero fabbisogno di 10 GWh per l'anno di consegna 2028, a fronte di una domanda complessiva superiore di oltre quattro volte al volume richiesto. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione è stato di circa 12.959 €/MWh l'anno, sensibilmente sotto le proiezioni di mercato, con un volume di investimenti associato stimato intorno al miliardo di euro. Il dato, in sintesi: il mercato ha risposto meglio delle attese della stessa Terna. I prezzi si sono differenziati per area di mercato:
La differenziazione zonale riflette il diverso valore che l'accumulo ha per la rete a seconda della congestione locale e della concentrazione di rinnovabili non programmabili. L'esito — fabbisogno saturato e prezzi sotto le attese — è il segnale più concreto che oggi le batterie al litio reggono da sole il peso del meccanismo, senza bisogno di altre tecnologie a fare da riserva.
La disciplina MACSE prevede due formati procedurali distinti per durata contrattuale e tecnologia di riferimento. L'asta breve riguarda le batterie al litio e le altre soluzioni elettrochimiche, con un contratto standard di 15 anni: un orizzonte allineato alla vita utile delle celle, ai cicli di ammortamento dei BESS e ai tempi tipici di repowering. L'asta lunga è invece riservata al pompaggio idroelettrico, con un orizzonte contrattuale di 30 anni, calibrato sulla vita tecnica degli impianti e sui tempi di realizzazione, sensibilmente più lunghi di un BESS. Le prime due procedure, quella di settembre 2025 e quella di novembre 2026, sono entrambe aste brevi riservate alle batterie; l'introduzione dell'asta lunga, che estenderà il perimetro tecnologico del MACSE ai pompaggi, è attesa nei round successivi del calendario 2026-2029.
Sul piano regolatorio il MACSE è aperto a più tecnologie di accumulo centralizzato, ma la prima asta ha visto un solo protagonista: le batterie agli ioni di litio, indicate da Terna come la tecnologia più pronta ad accedere al meccanismo. Le soluzioni alternative — pompaggio idroelettrico, accumulo termico, altre chimiche o vettori — restano ammissibili in linea di principio, a condizione di rispettare i requisiti tecnici, di sicurezza e di connessione fissati dai documenti di gara.
Il caso dei pompaggi idroelettrici è emblematico del divario tra ammissibilità ed eleggibilità concreta. Per il 2026 il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ha deciso di non bandire un'asta dedicata ai pompaggi: gli operatori con un iter autorizzativo completabile nei tempi utili sono troppo pochi per giustificare la procedura. A ciò si aggiunge un nodo di prezzo, il riferimento economico dei pompaggi è difficilmente allineabile a quello, molto competitivo, emerso per le batterie nella prima asta, un vincolo previsto dal meccanismo approvato dalla Commissione Europea.
La risposta va data su due piani: oggi eleggibili nelle aste sono di fatto le sole batterie al litio, mentre le altre tecnologie di storage centralizzato restano ammesse in prospettiva ma non ancora competitive. La scelta tra le opzioni si gioca su alcuni parametri tecnici che ne determinano l'idoneità al servizio richiesto:
Su questa griglia le batterie al litio (es. Tesla Megapack, Fluence Gridstack) combinano oggi rapidità, modularità e costi in rapido calo, mentre i pompaggi offrono durate di scarica e vite utili superiori ma scontano tempi autorizzativi e costi di capitale più elevati.
La qualificazione passa dalla verifica di un insieme di parametri di prestazione e di conformità impiantistica. I requisiti tecnici principali riguardano:
A questi si affiancano le verifiche documentali e impiantistiche — titolo di connessione alla rete, prescrizioni di sicurezza, localizzazione — e la definizione di criteri di misura certi per l'energia immagazzinata e resa, indispensabili per la contabilizzazione del servizio nei confronti di Terna.
Un SdS qualificato è un impianto di accumulo che ha superato la verifica preventiva di Terna su prestazioni tecniche e compatibilità con la rete: la qualificazione è il pre-requisito formale per partecipare alla gara. La disciplina MACSE distingue profili operativi diversi: gli impianti indipendenti (stand-alone), connessi direttamente alla rete di trasmissione; gli SdS abbinati a impianti di produzione, batterie integrate con generazione rinnovabile in configurazione integrata alla produzione (co-located); e le configurazioni ibride o speciali, ammesse caso per caso se rispettano i requisiti tecnici previsti. Un vincolo trasversale è il requisito N-1: ogni componente critico — trasformatori, inverter, sistemi di controllo — deve essere ridondante o sostituibile in tempi compatibili con la disponibilità contrattuale. L'assegnatario deve inoltre costituire un'Unità di Produzione dei Servizi Ausiliari (UPSA) dedicata e univocamente abbinata al singolo impianto contrattualizzato.
Partecipare a un'asta MACSE è una procedura competitiva che premia chi arriva alla gara con un progetto già autorizzato, o a uno stadio avanzato dell'iter. La domanda di ammissione è solo il primo passo: seguono la registrazione sul portale dedicato, il caricamento della documentazione tecnica e autorizzativa, la presentazione dell'offerta e, per i vincitori, la firma dei contratti a termine.
Il fattore che più discrimina è la maturità autorizzativa, perché un impianto con titoli già rilasciati compete in condizioni nettamente più favorevoli rispetto a uno ancora in istruttoria (in pratica, chi arriva in gara senza titoli già in mano parte in netto svantaggio).
È questo il punto che penalizza strutturalmente i pompaggi idroelettrici, i cui iter pluriennali difficilmente si chiudono in tempo per le finestre di gara. Il rispetto delle scadenze è altrettanto vincolante: termine per la domanda, integrazioni documentali, deposito dell'offerta e firma del contratto seguono un calendario rigido, e un ritardo su una qualsiasi di queste tappe comporta l'esclusione.
La partecipazione si articola in una sequenza di adempimenti da rispettare nell'ordine e nei tempi previsti dal bando:
Ogni dichiarazione va supportata da evidenze concrete: basta una carenza documentale, o un semplice disallineamento tra il progetto presentato e le autorizzazioni possedute, per far perdere l'assegnazione anche a gara già conclusa.
L'ammissione richiede un fascicolo che dimostri, insieme, la solidità del proponente e la cantierabilità del progetto. I documenti essenziali sono:
Prima del deposito conviene passare l'intero fascicolo su una checklist operativa — completezza amministrativa e tecnica, congruenza tra progetto e autorizzazioni, presenza delle garanzie, rispetto dei termini — perché un allineamento carente con le specifiche di gara si traduce, nella pratica, in esclusioni formali o ritardi difficili da recuperare.
Le garanzie sono il presidio che rende credibile l'intero meccanismo: filtrano gli operatori poco solidi, riducono il rischio di inadempimento e proteggono Terna, e quindi il sistema, dal caso in cui una capacità aggiudicata non si traduca in un impianto in esercizio. Si articolano lungo tutto il ciclo, dalla partecipazione alla messa in esercizio, e ciascuna copre un rischio diverso.
Per leggerle in modo ordinato conviene ragionare per dimensioni ricorrenti, che i documenti di gara declinano per ogni tipologia di garanzia:
Selezionando operatori patrimonialmente solidi, le garanzie abbassano il rischio sistemico complessivo e tengono fuori dalla procedura chi non ha le spalle per portare a termine un progetto pluriennale: senza questo filtro, difficilmente le banche finanzierebbero un contratto a 15 o 30 anni.
Le garanzie intervengono in fasi diverse e coprono rischi distinti lungo la vita del contratto, componendo un presidio a più livelli:
La logica è progressiva: la prima seleziona chi entra, la seconda garantisce chi ha vinto, il fondo assorbe il rischio residuo che nessuna garanzia individuale copre per intero.
Importi, durata e condizioni di escussione non sono lasciati alla discrezione delle parti: derivano dalla disciplina attuativa di Terna e dalle regole operative di ciascuna procedura, che i documenti di gara esplicitano prima dell'apertura delle offerte. Gli importi sono in genere commisurati alla capacità offerta o aggiudicata e proprio per questo incidono in modo diretto sulla bancabilità del progetto: una garanzia troppo onerosa erode la marginalità attesa e pesa sul piano finanziario. Chi struttura il financing lo sa bene: ogni punto percentuale di garanzia in più si traduce in un punto di IRR in meno. La durata copre l'intero arco degli adempimenti, dalla partecipazione fino alla messa in esercizio, con eventuali termini per l'integrazione o il reintegro della cauzione dopo l'aggiudicazione. L'escussione scatta nei casi tipizzati dai contratti, come l'inadempimento agli obblighi di realizzazione o disponibilità, mentre lo svincolo avviene quando gli impegni sono assolti, secondo modalità anch'esse predefinite.
Terna può risolvere il contratto standard, previa diffida ad adempiere, quando l'aggiudicatario viene meno agli obblighi previsti dalla Disciplina MACSE o dagli accordi attuativi: un caso tipico è il mancato rispetto reiterato delle prestazioni tecniche minime richieste per la partecipazione al mercato dei servizi di dispacciamento, dopo le procedure di contestazione previste. La risoluzione comporta sempre l'escussione della garanzia post-asta e, in subordine, l'intervento del fondo di garanzia mutualistico. Sul fronte opposto, l'aggiudicatario può esercitare il recesso volontario nel periodo di pianificazione, prima dell'obbligo di realizzazione, ma è una facoltà onerosa: il sistema di penali cresce quanto più il recesso si avvicina all'anno di consegna, e durante il periodo di consegna il recesso non è più ammesso.
Il MACSE e il capacity market condividono l'obiettivo di garantire l'adeguatezza del sistema elettrico, ma remunerano risorse diverse e non sono sovrapponibili sulla stessa capacità. Il primo paga la disponibilità di stoccaggio con contratti pluriennali a termine; il secondo remunera soprattutto risorse di generazione programmabile — impianti termoelettrici in primis, ma anche BESS non contrattualizzati nel MACSE — sulla base di coefficienti di derating che stimano il contributo effettivo di ciascuna tecnologia alla punta di potenza. La stessa capacità fisica non può essere impegnata contemporaneamente in obblighi incompatibili nei due mercati: un vincolo che struttura in modo diretto i modelli di ricavo degli sviluppatori BESS.
Il MACSE remunera la capacità di stoccaggio con contratti a termine pluriennali, 15 anni per le batterie e 30 per i pompaggi, assegnati tramite aste dedicate gestite da Terna; il capacity market remunera la disponibilità di potenza affidabile nell'anno di consegna, pesata da un coefficiente di derating specifico per tecnologia.
Sul fronte della tecnologia target, il MACSE è riservato allo stoccaggio, oggi solo batterie al litio, mentre il capacity market si rivolge soprattutto a generazione termoelettrica programmabile, pur ammettendo anche BESS non contrattualizzati nel MACSE. Cambia anche la logica di remunerazione: il MACSE paga la disponibilità di capacità di accumulo con un premio fisso pluriennale, mentre il capacity market paga la disponibilità di potenza affidabile, pesata da un coefficiente di derating per tecnologia. La durata contrattuale segna un'ultima differenza, 15 o 30 anni nel MACSE a seconda della tecnologia, contro impegni tipicamente più brevi nel capacity market.
Il rischio di cannibalizzazione nasce da un effetto di saturazione: più cresce la capacità di accumulo installata, più si riduce il contributo marginale che ogni nuova BESS porta all'adeguatezza del sistema, perché nelle ore di punta le batterie già in esercizio competono per la stessa energia da restituire e non riescono più a ricaricarsi pienamente prima del picco successivo. Terna ha messo in consultazione, dal 16 febbraio al 9 marzo 2026, una revisione dei coefficienti di derating per le nuove batterie di grande taglia nell'asta capacity market con consegna 2028: l'ipotesi più restrittiva, motivata da previsioni di circa 4 GW di batterie aggiuntive in zona Nord e 64 GW di fotovoltaico a livello nazionale, taglierebbe la capacità qualificata delle batterie del 20-25% a parità di durata. Alla chiusura della consultazione la revisione dei coefficienti risultava ancora in fase di valutazione, non recepita in via definitiva: per gli sviluppatori BESS il segnale resta comunque netto, più cresce il parco batterie installato, meno margine avranno le prossime aste capacity market per remunerare la potenza aggiuntiva.
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