Il decreto Energia rincara le bollette con 2,6 miliardi di euro, e aumenta i rischi per le rinnovabili

Ormai da mesi la maggioranza Meloni sta lavorando al decreto Energia, con la promessa di produrre un testo che sappia tagliare le bollette per le Pmi non energivore, su cui gravano – come per tutte le utenze italiane – prezzi dell’elettricità tra i più alti d’Europa in quanto in massima parte ancorati a quelli del gas fossile. In base all’ultima bozza del provvedimento, lo strumento scelto per farlo potrebbe però aumentare il rischio regolatorio per le fonti rinnovabili e anche i costi in bolletta nel medio periodo, ricalcando gli effetti negativi dello spalma-incentivi introdotto dal Governo Renzi col dl 91/2014, la cui validità giuridica è già stata confermata dalla Corte Ue nel 2021 e pochi giorni fa dal Consiglio di Stato con sentenza n. 391/2026.

I commi 1 e 2 del decreto Energia in bozza prevedono infatti un intervento obbligatorio sugli impianti fotovoltaici di oltre 20 kW che ancora oggi beneficiano dei generosi incentivi a tariffa fissa stabiliti vent’anni fa, quando il solare era ancora una tecnologia di nicchia in attesa di raggiungere economie di scale, coi Conti energia dal I e al IV. Per tali impianti sarebbe dimezzato l’incentivo spettante per le annualità 2026 e 2027, con una cartolarizzazione dei relativi crediti che verrebbe poi restituita ai beneficiari (con un tasso d’interesse fino al 6%) spalmata nell’arco di un decennio a partire dal 2028.

«L’operazione di spostamento degli oneri comporterebbe – si legge nella relazione tecnica che accompagna la bozza di decreto – una riduzione dell’Asos afferente al Conto energia per l’anno 2026 di 2.523 milioni di euro e per l’anno 2027 di 2.539 milioni di euro, mentre un incremento degli oneri Asos per gli anni dal 2028 al 2037, dovuti alla restituzione di quanto anticipato. I maggiori oneri sull’Asos ammontano a 533 milioni per l’anno 2028, 586 milioni per l’anno 2029, 621 milioni per l’anno 2030, 658 milioni per l’anno 2031, 698 milioni per l’anno 2032, 739 milioni per l’anno 2033, 784 milioni per l’anno 2034, 831 milioni per l’anno 2035, 881 milioni per l’anno 2036, 934 milioni per l’anno 2037».

Dunque, complessivamente, l’impatto economico di quest’intervento comporterebbe un risparmio in bolletta di breve periodo (5.062 milioni di euro nel 2026-2027) a fronte di una maggiorazione in bolletta pari a 7.265 milioni di euro dal 2028 al 2037. Al contempo, il risparmio nel breve equivarrebbe a un imprevisto ammanco di liquidità per le imprese proprietarie dei pannelli fotovoltaici, che subirebbero così un intervento retroattivo con conseguenze sui propri piani industriali.

La seconda misura prevista dal decreto Energia in bozza, al comma 4, affiancherebbe un secondo meccanismo – stavolta volontario – per l’uscita anticipata dai Conti energia, a partire dal 2028, degli stessi impianti fotovoltaici fino a un massimo di 10 GW (pari a circa un quarto dell’intero parco solare installato nel Paese). Tale contingente sarebbe selezionato tramite asta con offerta al ribasso rispetto ad un valore base posto pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi in Conto energia spettanti tra il 1° gennaio 2028 e il termine di cessazione del contratto di incentivazione; il corrispettivo stabilito attraverso l’asta verrebbe assegnato a partire dal 2028 e spalmato anche in questo caso (sempre con un tasso d’interesse fino al 6%) nell’arco del decennio successivo. All’interno di questo periodo, i proprietari di tali impianti dovrebbero investire in un loro repowering integrale (in un regime autorizzatorio semplificato, quello dell’attività libera previsto dall’art 7 del d.lgs. 190/2024) tale da garantire una producibilità almeno doppia. Inoltre, per il repowering potrebbero essere utilizzati solo i moduli fotovoltaici di tipo b) e c) tra quelli iscritti al registro Enea del decreto 181/2023, art 12; sono gli stessi pannelli previsti per poter accedere all’iperammortamento introdotto dalla legge di Bilancio 2026, impostazione contro la quale si sono già scagliate 12 aziende produttrici italiane ed europee in quanto «evidente restrizione del mercato, finendo per favorire un’unica realtà industriale, 3Sun, controllata da Enel e di natura para-statale. Limitare il mercato ad un solo produttore comporta una riduzione della possibilità di installazione, un aumento dei costi per i clienti finali (ad esempio, già il differenziale nel prezzo d’asta emerso tra il Fer X transitorio con o senza restrizioni “Nzia” a escludere i pannelli cinesi è attorno a 10 €/MWh, ndr) e un rallentamento complessivo dello sviluppo del mercato fotovoltaico tradizionale».

Tutto questo, a fronte di quali vantaggi per le Pmi? «Ipotizzando la saturazione del contingente dei 10 GW e i tassi sopra riportati – risponde la relazione tecnica – si stima un risparmio netto sugli Asos derivanti dall’adesione al meccanismo pari a 2.362 milioni per il 2028 e di 2204 milioni di euro per il 2029, di 1941 milioni per il 2030 e di 1253 milioni per il 2031, ed un costo maggiore sull’Asos pari a 673 milioni per il 2032, 1240 milioni per il 2033, 1417 milioni per il 2034, 1511 milioni per il 2035, 1612 milioni per il 2036 e 1709 milioni per il 2037». Per questa seconda misura si prevede dunque un risparmio da 7.760 mln di euro nel 2028-2031 e un maggior costo da 8.162 mln di euro nel 2032-2037.

Complessivamente, dunque, al netto dei risparmi nel breve periodo, le due misure comporterebbero un aumento della componente Asos pari a 2.605 mln di euro. In altre parole, nell’arco di periodo coperto dagli effetti del decreto Energia in bozza, la bolletta diventa più cara di 2,6 miliardi. Per non parlare dell’effetto deterrente che un nuovo spalma-incentivi avrebbe lungo la filiera nazionale, che già nel 2025 ha visto rallentare sia la crescita delle installazioni (-3,9%) sia l’elettricità prodotta (-2,3%), proprio mentre la celebre rivista Science celebrava l’inarrestabile crescita delle energie rinnovabili nel mondo come “svolta scientifica” dell’anno.

Oltre alla certezza di veder distorto il flusso di cassa alla base dei propri piani industriali, le imprese delle rinnovabili potrebbero infatti legittimamente chiedersi quali altri provvedimenti potrebbero, in futuro, essere oggetto di nuove modifiche retroattive come questa. Magari i nuovi “incentivi” (in realtà meccanismi di stabilizzazione dell’energia elettrica, che al momento alleggeriscono le bollette per centinaia di milioni di euro anziché gravarle) previsti dal Fer X transitorio? Quelli del Fer X vero e proprio, forse il prossimo Fer Z?

«L’introduzione di uno spalma-incentivi per il fotovoltaico farebbe aumentare il rischio regolatorio e, di conseguenza, aumentare le tariffe delle aste future – commenta Agostino Re Rebaudengo, fondatore di Asja energy e vicepresidente Finco – Nei mercati finanziari, simili interventi non vengono valutati come episodi isolati, ma come precedenti capaci di ridefinire l’affidabilità complessiva del quadro normativo di un Paese. Quando lo Stato modifica unilateralmente rapporti contrattuali già in essere, il messaggio per investitori e finanziatori è che anche strumenti nuovi e formalmente distinti potrebbero essere oggetto, in futuro, di revisioni discrezionali. L’esperienza maturata in Italia e in altri Paesi europei evidenzia come interventi normativi che incidono sui contratti in essere determinino un aumento del costo del capitale richiesto da investitori e finanziatori generalmente compreso tra uno e alcuni punti percentuali. Nel settore delle rinnovabili, e in particolare nel fotovoltaico utility-scale, caratterizzato da un elevato investimento quasi interamente upfront, anche variazioni contenute del costo del capitale si traducono in aumenti rilevanti dei prezzi offerti in asta. L’aumento del rischio regolatorio ha conseguenze immediate e misurabili: costi più alti del capitale, spread bancari maggiori e premi per l’incertezza più elevati. Quindi, nelle prossime aste, se la misura venisse introdotta, i produttori sarebbero obbligati a incorporare questi maggiori costi nel prezzo offerto. Si tratta di una dinamica ben nota nei modelli di project financing utilizzati da banche e investitori internazionali, per i quali la stabilità regolatoria rappresenta un fattore determinante nella valutazione del rischio».

Per avere dunque un uovo oggi, ovvero un risparmio nel breve sulla bolletta, il conto complessivo imposto da questa versione del decreto Energia sale. E soprattutto, rischia di ammazzare la gallina domani, introducendo l’ennesimo rischio regolatorio che scoraggia lo strumento migliore per abbassare le bollette in modo strutturale e sganciarci dal gas: gli investimenti in nuovi impianti rinnovabili.

«Desta forte preoccupazione – conclude Re Rebaudengo – la possibilità che lo spalma-incentivi diventi un precedente replicabile anche su altri meccanismi, aprendo la strada alla possibilità che lo Stato possa attivare discrezionalmente simili interventi indipendentemente dagli impegni contrattuali assunti. Sarebbe un terremoto per l’architettura dei rapporti tra Stato e investitori, proprio nel momento in cui il nostro Paese dovrebbe attrarre capitali e accelerare investimenti, preparandosi ad avviare una nuova stagione di aste competitive. In un contesto così delicato, qualsiasi dubbio sulla stabilità del quadro normativo rischia di riverberarsi sull’intero sistema».