MACSE 2029, approvati i contingenti per l'asta di novembre

Il 24 novembre Terna metterà a gara 16 GWh di nuova capacità di accumulo con la seconda asta MACSE, contro i 10 GWh assegnati nel primo round, e la procedura riguarda ancora le batterie agli ioni di litio, questa volta con consegna nel 2029. Un mese dopo, il 21 dicembre, si terrà l’asta del Capacity Market con consegna 2028, la cui finestra di domanda si è chiusa il 3 novembre. La vicinanza tra le due date spiega perché gli operatori leggano i due meccanismi insieme, e perché le novità sul secondo pesino sulle strategie del primo.


Regole confermate, tetto rivisto

Con l’approvazione di aprile il MASE ha confermato per la nuova gara i coefficienti prestazionali già usati nel round precedente: la batteria deve garantire 365 cicli l’anno, con una durata di scarica di riferimento di quattro ore e un’indisponibilità massima di 1.800 ore ogni cinque anni. Il premio offerto da ciascun operatore viene poi moltiplicato per tre coefficienti, relativi alla potenza massima in immissione, alla potenza minima in assorbimento e al rendimento del ciclo di carica e scarica. Lo stesso decreto affida a Terna la scelta, entro 90 giorni, del valutatore indipendente del meccanismo, che dovrà consegnare una relazione intermedia entro la fine del 2026 e una finale nel 2032, mentre l’asta riservata ai pompaggi è stata rinviata perché la forte diversità dei progetti rende difficile fissare parametri standard.

Per il premio massimo ARERA ha scelto, con la delibera 332/2026/R/eel del 24 settembre, 27.000 €/MWh/anno, un valore inferiore ai 37.000 del primo round ma superiore ai 22.000 ipotizzati in estate. La revisione riflette un quadro dei costi cambiato rispetto al 2025: il carbonato di litio è risalito da circa 8 a circa 24 $/kg dopo il minimo dell’anno scorso, quando i pacchi per l’accumulo stazionario erano arrivati a 70 $/kWh, il 45% in meno del 2024, e la fine dell’esenzione fiscale cinese sull’export aggiunge circa il 9% ai costi di importazione di celle, batterie ed elettronica di potenza. Nei calcoli dell’Autorità il costo complessivo dell’investimento sale da 157.250 a 189.790 €/MWh, con le batterie a 72.000 (erano 61.000), l’elettronica di potenza a 15.000 e l’EPC a 46.500, mentre le spese operative passano da 3.629 a 4.486 €/MWh/anno e il WACC dall’8,0 all’8,2%, calcolato sui dati di mercato al 31 agosto.


Il riferimento del primo round

L’esito della prima asta resta il punto di confronto più concreto: la media ponderata si è fermata a 12.959 €/MWh/anno, ben sotto il tetto di 37.000, con offerte superiori di oltre quattro volte alla domanda. Con un tetto più basso, volumi in crescita e costi in aumento, l’interrogativo per il secondo round è soprattutto quanta pressione competitiva si ripresenterà. Il contingente per Sud e Calabria sale a 11,5 GWh, mentre il Nord resta escluso, e la geografia dei volumi sarà pertanto uno dei fattori da leggere con più attenzione.


Un'alternativa che vale meno
Per i progetti che non otterranno un contratto MACSE, il Capacity Market è la strada di riserva, ma i coefficienti di declassamento approvati a ottobre hanno ridotto in modo marcato il valore di questa alternativa, soprattutto al Sud e nelle Isole. Un impianto da 100 MW con quattro ore di autonomia nel Sud ottiene circa 21 MW riconosciuti, contro il 67% applicato alle batterie di pari durata nell’asta del 2027, e al prezzo di chiusura di quell’asta (47.000 €/MW/anno) il ricavo annuo scende da circa 3,1 a circa 1 milione di euro, senza superare 1,8 milioni nemmeno al tetto di 86.000 €/MW/anno.

Per un confronto con il MACSE serve una conversione, perché l’unità è diversa. Una batteria da quattro ore ha 4 MWh per ogni MW, quindi la media del primo round corrisponde a poco più di 51.800 €/MW/anno prima dei coefficienti prestazionali, contro circa 10.000 € per MW installato del Capacity Market nel Sud. Si tratta di un ordine di grandezza, perché i due schemi hanno obblighi e anni di consegna diversi, ma il divario spiega perché il contratto MACSE sia al centro delle strategie dei progetti meridionali.


Durata, finanziamento e valutazioni
La durata è la leva che limita i danni: nel Centro-Sud un impianto da otto ore mantiene un rating del 71%, e a 47.000 €/MW/anno genera circa 3,3 milioni di euro per 100 MW, anche se il dato non è trasferibile al Sud, dove i tagli sono più marcati. Il rating influisce anche sul finanziamento, perché il ricavo contrattualizzato è la base su cui i finanziatori dimensionano il debito senior dei progetti stand-alone, e un riconoscimento inferiore comprime il leverage e aumenta l’equity richiesto. Un premio fisso di quindici anni, come quello del MACSE, offre in questo senso un’ancora più solida.
 

Articolo realizzato in collaborazione con Rinnovabili.it