Politecnico di Milano: CER e Macse traino per raggiungere obiettivi PNIEC al 2030

L’Electricity Market Report 2025 redatto dall’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano spiega che la quota di rinnovabili sul totale della produzione elettrica, benché in aumento (dal 35% del 2015 al 49% del 2024), è ancora al di sotto del 63% auspicato dal PNIEC al 2030.

Il Politecnico di Milano però vede nell’autoconsumo, nei meccanismi di flessibilità locale e nel Macse, ragioni di ottimismo.

Autoconsumo

Il Rapporto mappa 876 configurazioni di autoconsumo diffuso (di cui 859 sono CACER, ovvero coperte da tariffe incentivanti), aumentate di 19 volte in 12 mesi.

“Nel 2024 infatti ne risultavano 46, quasi la metà tra Lombardia e Piemonte, per circa 83 MW di potenza e oltre 7.000 utenze; tra di esse, 421 Comunità Energetiche Rinnovabili (CER). La distribuzione sul territorio nazionale a maggio 2025 si mostra più equa: benché Lombardia e Piemonte contino rispettivamente 141 e 114 unità, rappresentano “solo” il 29% del totale, seguite da Sicilia (104), Veneto (87), Trentino Alto-Adige (59), Emilia-Romagna (55), Puglia e Campania (37), Toscana (35)”, si legge nel rapporto.

Le quantità in gioco, in termini di utenti e potenza da rinnovabili installata, sono ancora poche, ammette il rapporto, sottolineando però come siano solo un primo inizio e che il potenziale è notevole.

“Nello scenario più ambizioso che abbiamo ipotizzato, in cui lo stato attuale è una sorta di seme gettato in un’area con grande potenziale di crescita, si potrebbero raggiungere i 2,7 GW di potenza installata al 2028, oltre la metà dei 5 GW incentivabili. Questo contribuirebbe per 2,8 TWh alla produzione da fotovoltaico nazionale, circa l’8% di quanto prodotto nel 2024”, ha commentato Davide Chiaroni, vicedirettore di E&S e responsabile dello studio.

Tali configurazioni hanno spesso dimensioni limitate: in base ai valori mediani, ognuna impiega 19 kW di potenza e coinvolge 4 utenze. Questo per una limitata consapevolezza sul funzionamento delle configurazioni, per ladifficoltà nell’aggregare soggetti diversi e per la natura fortemente territoriale delle iniziative. All’interno si contano 421 configurazioni di CER attive, anch’esse generalmente di piccola dimensione, circa 17 kW di potenza ciascuna.

La potenza complessivamente coperta da configurazioni incentivabili con la tariffa premio sull’energia condivisa è di 83 MW, mentre il contingente al 2030 è di 5 GW.

“Una proroga della scadenza del 31 dicembre 2027 per l’accesso alla tariffa incentivante consentirebbe tempi più lunghi per costituire delle CACER e la semplificazione dei procedimenti autorizzativi per gli impianti FER, nonché il potenziamento degli strumenti informativi per spiegarne il funzionamento a cittadini, PMI e PA, ridurrebbe le tempistiche”, dice Chiaroni.

Secondo il Politecnico, l’intero iter di costituzione di una CER ex-novo dura mediamente dai 12 ai 27 mesi, ma in caso di potenziamento di una CER già esistente con nuovi impianti FER il tempo si riduce a circa 1 anno.

Prezzi dell’elettricità

Nonostante la crescita delle rinnovabili, per lo più fotovoltaico, il prezzo dell’elettricità resta ancora fortemente influenzato dalla generazione termoelettrica a gas, sottolinea il rapporto.

“Se nel 2024 il Prezzo Unico Nazionale (PUN) è stato pari mediamente a 109 EUR/MWh (-14% circa rispetto al 2023), nel primo semestre del 2025 il PUN medio è rimbalzato a 120 EUR/MWh, valori decisamente maggiori rispetto al periodo pre-Covid. Inoltre, il PUN ha registrato nel 2024 e nei primi mesi del 2025 un andamento più volatile rispetto ai valori pre-pandemici. In questo contesto, il passaggio della Market Time Unit (MTU) da 1 ora a 15 minuti, scattato il 1° ottobre, rappresenta un passo importante per rendere il mercato più capace di integrare le rinnovabili, riflettendo con maggiore precisione le dinamiche di produzione e domanda”.

Secondo altri esperti, la percentuale di MTU con prezzo definito dal gas dovrebbe diminuire dal 60% attuale al 50% nel 2030.

Macse e batterie

Il secondo elemento è il successo del Macse.

A fine giugno 2025 le fonti energetiche rinnovabili contano 80 GW di potenza in Italia, pari al 56% circa della capacità di produzione elettrica complessiva, ricorda lo studio.

“Nel 2024, le rinnovabili hanno prodotto 130 TWh di elettricità, pari al 49% della produzione complessiva del Paese (nel 2015 era appena il 35%). Tuttavia, è ancora ampio il gap da colmare: gli obiettivi al 2030 del PNIEC prevedono 131 GW di capacità da FER installata, con un incremento di oltre 50 GW rispetto agli 80 GW attuali; quanto alla produzione di elettricità da FER, dovrebbe aumentare di circa il 75% rispetto ai 130 TWh prodotti nel 2024”.

Alla fine del 2024 sono installati in Italia oltre 700.000 sistemi di accumulo elettrochimico (+200.000 rispetto a fine 2023), per una capacità complessiva di circa 13 GWh (+85%): una crescita fortemente influenzata dal Superbonus, che ha favorito principalmente l’installazione di sistemi distribuiti. Nel 2024 i sistemi centralizzati hanno rappresentato la quota predominante delle nuove installazioni, crescendo di quasi 7 volte e contribuendo al 58% della capacità aggiuntiva.

“Nonostante la crescita significativa, permane un ampio divario (58 GWh) rispetto agli obiettivi per il 2030 dello scenario Terna-Snam. Entrambe le categorie di sistemi richiederanno un’accelerazione significativa, ma per il segmento centralizzato sarebbe necessario un CAGR pari al 56% fino a fine decennio”.

Meccanismi di flessibilità

Il terzo fenomeno sottolineato dal rapporto è l’evoluzione dei meccanismi di flessibilità globale (a livello della rete di trasmissione) e locale (a livello delle reti di distribuzione).

“Dopo una lunga attesa, la conclusione della fase pilota legata alla flessibilità globale ha avuto effetti meno promettenti del previsto, con un significativo calo della partecipazione dei Balancing Service Providers e un impatto delle risorse distribuite sul dispacciamento che rimane marginale. Al contrario, sono incoraggianti i risultati ottenuti nei progetti di flessibilità locale, che pur in una fase di sviluppo embrionale presentano un consistente aumento della partecipazione nel 2025 e un notevole potenziale di crescita, forse perché più coerenti con il modello di partecipazione diffusa del mercato”.

Il rapporto poi parla del Mercato dei Servizi di Dispacciamento.

“I volumi scambiati sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) nel 2024 (circa 12 TWh) e nel primo semestre del 2025 sono in linea con i valori del 2023, dunque in deciso calo rispetto ai circa 40 TWh del 2020, grazie all’introduzione di incentivi per il TSO volti a migliorare l’efficienza del dispacciamento e alla maggiore accuratezza delle previsioni di produzione e dei consumi”.

Nel corso dei cinque anni di sperimentazione, la partecipazione al pilota Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM) ha registrato un significativo calo, riporta il Politecnico di Milano.

“La saturazione del contingente disponibile di 1 GW è diminuita dal 90% circa del 2021 al 17% nel 2024, mentre il numero di UVAM abilitate si è ridotto a 161 (-41%) nello stesso periodo. Le cause sono riconducibili sia a fattori normativi, come l’introduzione dei test di affidabilità, sia a fattori di mercato, quali gli elevati prezzi dell’energia elettrica registrati nel tempo. Nel 2025, con l’avvio del periodo del TIDE Transitorio, il pilota UVAM è confluito nel pilota Unità Virtuali Abilitate (UVA)”.

Tra le principali discontinuità della nuova sperimentazione, che non terminerà prima di febbraio 2026, c’è l’eliminazione della remunerazione fissa associata alla disponibilità per i BSP, che ha fatto calare la partecipazione delle imprese: secondo la rilevazione di E&S, circa il 60% dei BSP che hanno vinto aste per il pilota UVAM nel 2024 ha deciso di non proseguire nell’attività nel 2025.

“Quest’anno proseguono anche i tre piloti di flessibilità locale già mappati nel 2024, RomeFlex, EDGE e MiNDFlex, che, pur mostrando una partecipazione in crescita, hanno margini di miglioramento in termini di attivazioni e affidabilità”.

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