di Giuseppe Tomassetti
Il costo dell’elettricità resta uno dei nodi centrali per la competitività del sistema italiano. La crescita delle fonti rinnovabili apre nuove prospettive, ma pone anche questioni decisive legate ad accumuli, reti e capacità di realizzare nuovi impianti. I dati richiamati da Terna e i meccanismi messi in campo attraverso il GSE, dall’Energy Release al FER X, mostrano le opportunità ma anche le criticità di questa fase. La sfida è fare in modo che una maggiore produzione rinnovabile possa tradursi concretamente in energia più competitiva per imprese e consumatori.
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L’elettricità offerta dalla rete elettrica ai consumatori italiani ha attualmente tariffe più elevate che in altri paesi della UE. Le motivazioni possono essere riassunte in due principali considerazioni.
La prima è legata alla nostra maggiore dipendenza da fonti importate di idrocarburi, per cui quando si hanno situazioni internazionali di crisi e guerre ne subiamo gli effetti prima e di più che altri Paesi. La seconda è legata alla situazione che l’elettricità da fonti rinnovabili ha prezzi più bassi di quella generata da metano ma non è programmabile e non sempre disponibile in quantità tale da influenzare la formazione del prezzo di borsa, che rimane legato al prezzo del gas metano.
Non c’è dubbio che la pace fra i popoli sia una condizione ottimale da ricercare, ma oggi l’Italia (governo e consumatori) hanno poca incidenza su di essa e ne hanno molta di più sul secondo aspetto. L’elettricità da fonti rinnovabili può diventare programmabile, almeno nell’arco della giornata, investendo negli accumuli a batterie il cui prezzo si è molto ridotto negli ultimi anni. L’espansione dell’offerta è un tema più complesso.
Nel 2025 le fonti rinnovabili, solare, idroelettrico, eolico, biomasse e geotermia hanno prodotto 128 TWh (la crescita del solare non ha coperto la crisi dell’idroelettrico), pari al 48% dalla generazione netta italiana e al 41% della richiesta; le importazioni, delle quali si parla molto poco, coprono, da anni, il 15% della richiesta. Nel corso dell’anno la quota di generazione rinnovabile varia dal 32-38% invernale, al 60% della primavera al 50%dell’estate.
Il costo di produzione del solare nel 2026, come indicato da aste del GSE, è di circa 60-70 €/MWh; i produttori generalmente offrono alla rete a zero e ricevono il prezzo determinato dalle forniture marginali dalle centrali a metano. Il PUN – prezzo unificato nazionale – questo mese di agosto è variato fra 110 e 200 €/MWh. Nei fine settimana primaverili, prima che il consumo dei condizionatori faccia salire la richiesta, la generazione solare supera la richiesta globale, il PUN va a zero per molte ore, mentre TERNA, per la stabilità della rete, ordina preventivamente il distacco di alcuni produttori.
In questa fase di evoluzione del mercato (prima che definizione del PUN, almeno per un certo numero di ore all’anno ed almeno per certe aree, passi dalla dipendenza dal prezzo del gas alla dipendenza dal prezzo delle rinnovabili), chiedere ai produttori da fonti rinnovabili di aumentare la loro generazione vuol dire chiedergli di auto cannibalizzarsi. Il superamento della strozzatura, il passaggio delle fonti rinnovabili dalla copertura del 40% della domanda alla copertura del 60%, può avvenire solo per opera degli interessati: i consumatori, sia come singole unità decisionali, sia nell’insieme come governo.
I singoli consumatori possono aumentare la quota di autoconsumo che nel 2024 è stata (TERNA tab 37) di 34,3 TWh; in particolare 10 TWh di fotovoltaico su 35 TWh generati e 24 TWh (dalla definizione di autoconsumo sono esclusi gli impianti realizzati presso i propri clienti di elettricità e calore, senza immissione in rete, classificati da ARERA come “produzione sul posto”) sugli 87 generati in cogenerazione termoelettrica. Altra possibilità per i grandi consumatori è quella dei TPA – contratti di acquisto pluriennali coi produttori – sganciati dalle oscillazioni del mercato.
Il governo, dopo varie indecisioni (ad es. l’ENEL investe nelle rinnovabili solo all’estero) ha prodotto, negli ultimi 3 anni, decreti (d. legge e d. attuativi) sul meccanismo ENERGY RELEASE per un accordo pluriennale degli energivori, grandi consumatori, con il GSE, capace di superare la strozzatura del mercato. Il GSE fornirà 27 TWh di elettricità rinnovabile, per tre anni a prezzo fisso di 65 €/MWh, mentre le imprese si impegnano a realizzare, direttamente o meno, impianti per una potenza capace di restituire al sistema più del doppio dell’energia rispetto a quella coinvolta nella fornitura, in un periodo di 20 anni; sostanzialmente si dovrebbero aggiungere, al minimo, un incremento di 7,5 G TWh di fonti rinnovabili. Sono già stati assegnati ai richiedenti consumi per più di 20 TWh. Attualmente il sistema Italia realizza 6-7 TWh all’anno di nuova capacità da fonti rinnovabili, la crescita non è impossibile.
È poi stato approvato il meccanismo FER X che prevede bandi del GSE per più di 30 GW. Non mancano le idee, è l’attuazione che è carente.
In prima analisi emergono due temi:
– Il Sistema Italia, a cominciare dai processi autorizzativi locali, sarà capace di aumentare le realizzazioni all’anno rispetto a quanto gestisce oggi?
– Gli impegni realizzativi sono in energia, quindi la tendenza sarà di farli tutti al sud. Sarà possibile renderli congruenti con la rete elettrica esistente in modo che siano effettivamente utilizzati?
Il successo dell’iniziativa dipenderà fortemente dalla gestione sul territorio in tempi stretti, ma sono già passati 3 anni dal decreto iniziale.
Tornando al tema della transizione, lo sviluppo degli accumuli, degli impianti solari con inseguimento (per coprire la domanda pomeridiana del condizionamento), il ripotenziamento dell’eolico ormai obsoleto, potrebbe permettere, in 3-4 anni, alle fonti rinnovabili di condizionare il PUN per molte ore al giorno e per molti mesi all’anno.
