È stato pubblicato l’Electricity Market Report, l’annuale Rapporto di Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, che offre un quadro aggiornato delle traiettorie evolutive del sistema elettrico alla luce dei nuovi obiettivi di decarbonizzazione, focalizzandosi su CACER, meccanismi di flessibilità, MACSE e sistemi di accumulo elettrochimico.
Nonostante la crescita del numero di CACER (Configurazioni di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabile) attive rispetto al 2024, il divario verso i 5 GW di contingente previsti dal relativo Decreto resta significativo, mentre i Il raggiungimento di questo obiettivo comporterebbe effetti rilevanti per il Paese.
A sottolinearlo è l’Electricity Market 2025, il Rapporto dell’Energy&Strategy Group del Politecnico di Milano, presentato il 17 ottobre 2025 nel corso del Convegno “Le Comunità Energetiche Rinnovabili: mito o realtà?”, trasmesso in streaming e nel quale hanno partecipato e discusso le aziende partner della ricerca, che approfondisce i temi dell’autoconsumo, delle comunità energetiche rinnovabili e della flessibilità globale e locale, offrendo anche un’analisi critica del MACSE, il nuovo meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio per integrare sempre più energie rinnovabili nel sistema elettrico, e dei sistemi di stoccaggio elettrochimico.
Il report sottolinea come il mercato elettrico del futuro anche in Italia sia indubbiamente caratterizzato da 3 parole chiave:
– rinnovabile (con una quota preponderante del mix energetico complessivo che nel frattempo dovrà essere decarbonizzato);
– partecipato (con modelli evoluti e aggregati di prosumer che possano generare e scambiare energia);
– flessibile (con nuove modalità e tecnologie di stoccaggio dell’energia che compensino la crescente fetta di non programmabilità delle fonti di generazione).
Se è vero infatti che la quota di rinnovabili sul totale della produzione elettrica, seppure in crescita, è ancora sotto la soglia cui dovremmo tendere, pari al 63% per il 2030 secondo il PNIEC, riflettendosi in una dinamica dei prezzi ancora troppo ancorata alla “volatilità” del gas, è altrettanto vero che vi sono segnali di accelerazioni in corso.
Comunità Energetiche Rinnovabili. Dopo una lunga gestazione, le configurazioni che vedono uno scambio virtuoso (e incentivato) di energia fra produttori e consumatori appartenenti alla medesima area (sottesa dalla cabina primaria) hanno finalmente cominciato a segnare numeri importanti. In particolare, sono mappate nel Rapporto 859 Configurazioni di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabile (CACER), di cui 421 sono Comunità Energetiche Rinnovabili (CER). Certo le quantità in gioco, in termini di utenti e potenza da rinnovabili installata sono ancora poche, con le CACER che complessivamente coprono circa 83 MW di potenza e coinvolgono circa 7.000 utenze, ma nello scenario più ottimistico – che vede le attuali configurazioni come una sorta di “seme” gettato in un’area con un potenziale intrinseco di crescita legato ai piani di sviluppo degli operatori che le gestiscono – si potranno raggiungere i 2,7 GW di potenza installata al 2030, con un contributo stimato di 2,8 TWh alla produzione da rinnovabili nazionale.
“Rimuovere alcune delle barriere e delle difficoltà oggi presenti – ha affermato Davide Chiaroni, Vicedirettore di E&S Group e responsabile dello studio – come la scarsa compatibilità tra i tempi lunghi necessari per costituire una CER e la scadenza di fine 2027 per richiedere la tariffa premio incentivante, potrebbe ulteriormente dare slancio a questo modello partecipato del mercato”.
Il secondo fenomeno importante è quello relativo alla evoluzione dei meccanismi di flessibilità globale, ossia a livello della rete di trasmissione, e locale, ovvero a livello delle reti di distribuzione. Ebbene anche qui, dopo lunga gestazione – la conclusione della fase pilota legata alla flessibilità globale ci ha consegnato risultati meno promettenti delle attese, con un calo significativo della partecipazione dei Balancing Service Providers e un impatto delle risorse distribuite sul dispacciamento che rimane marginale, facendo presagire la necessità di rivedere ulteriormente il meccanismo. Al contrario, anche se in una fase di sviluppo ancora embrionale, sono incoraggianti i risultati ottenuti nei progetti di flessibilità locale, che hanno registrato un significativo aumento della partecipazione nel 2025 e presentano un notevole potenziale di crescita, forse più coerenti con il modello di partecipazione diffusa del mercato e quindi maggiormente destinati a diventare strumento permanente di gestione delle reti.
Il terzo e particolarmente atteso fenomeno, è infine legato alla diffusione dei sistemi di storage attraverso il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico) la cui prima asta si è svolta nei giorni successivi alla stampa del Rapporto (NdR: si è chiusa a prezzi medi di aggiudicazione di 13 mila euro al MW/h rispetto a 37 mila indicati dall’ARERA). E&S Group aveva segnalato le incertezze e le perplessità della vigilia (soprattutto in merito al livello di redditività degli investimenti incentivati dal MACSE), così come ambizioso è l’obiettivo da raggiungere al 2030 (pari a 58 GWh di sistemi di stoccaggio centralizzati): Nonostante ciò, già il 2024 e ancora di più il 2025 ha mostrato una crescita negli investimenti in storage “centralizzato” ed una maggiore coerenza nella copertura geografica del territorio.
“Rimuovere alcune delle barriere e delle difficoltà oggi presenti – ha affermato Davide Chiaroni, Vicedirettore di E&S Group e responsabile dell’Osservatorio Electricity Market – come la scarsa compatibilità tra i tempi lunghi necessari per costituire una CER e la scadenza di fine 2027 per richiedere la tariffa premio incentivante, potrebbe ulteriormente dare slancio a questo modello partecipato del mercato”.
Per quanto attiene i sistemi di accumulo elettrochimico, alla fine del 2024 risultano installati in Italia oltre 700.000 sistemi di accumulo elettrochimico, per una capacità complessiva di circa 13 GWh, in crescita dell’85% rispetto ai circa 7 GWh registrati a fine 2023. La crescita del 2024 segue due velocità diverse in base alla taglia degli impianti: mentre la capacità coperta da impianti distribuiti, pari a circa 9 GWh, è cresciuta del 40% rispetto al 2023, quella coperta dai sistemi centralizzati, di circa 4 GWh, è cresciuta di un fattore 6,8 rispetto al 2023. Nonostante la crescita significativa, permane un ampio divario rispetto agli obiettivi previsti per il 2030 dello scenario Terna-Snam: il gap ammonta a circa 58 GWh. Il tasso di crescita annuo composto (CAGR) necessario per colmare tale distanza è estremamente ambizioso. Entrambe le categorie di sistemi richiederanno un’accelerazione significativa, ma il segmento centralizzato appare particolarmente sfidante: per raggiungere gli obiettivi al 2030, sarebbe necessario un CAGR pari al 56% fino al 2030.
“In generale ci sono segnali incoraggianti sull’evoluzione più prossima del mercato – ha sottolineato Vittorio Chiesa, Direttore dell’E&S Group – che dovrà essere rinnovabile, con una quota preponderante del mix energetico complessivo decarbonizzato; partecipato, con modelli evoluti e aggregati di prosumer che generino e scambino energia; flessibile, con nuove modalità e tecnologie di stoccaggio dell’energia che compensino la crescente fetta di non programmabilità delle fonti di generazione”.”.