In una fase in cui il mercato è attraversato da profonde tensioni sui prezzi dell’energia a causa dell’ennesima guerra fossile in Medio Oriente, il sostegno pubblico alle rinnovabili elettriche italiane si trova a un bivio: da un lato continua a slittare il nuovo decreto FerX non transitorio, atteso come perno degli strumenti “asset based” su contratti per differenza (CfD), dall’altro il futuro FerZ, meccanismo “decentralizzato con profili standard” disegnato per spingere l’integrazione delle rinnovabili nel mercato, rischia di trasformarsi da complemento a concorrente, cannibalizzando i volumi che avrebbero dovuto essere allocati al primo strumento.
Il ritardo del Fer X emerge con chiarezza nel quadro delineato a Rimini, durante il panel del convegno “EPC e Finanza: la nuova fase delle rinnovabili” organizzato da Elemens nell’ambito di KEY – The Energy Transition Expo. Qui Federico Boschi (capo dipartimento Energia del Mase) e Davide Valenzano (Gse) hanno ricondotto lo slittamento soprattutto al confronto tecnico con la Commissione europea sui CfD e sulla compatibilità con l’evoluzione del mercato elettrico Ue: Bruxelles chiede strumenti sempre più coerenti con il funzionamento dei mercati, senza distorcere i segnali di prezzo, e nei fatti la prima asta del Fer X “a regime” non è attesa prima di fine anno.
Il secondo nodo riguarda il già citato rapporto tra FerX e FerZ. La scorsa estate Boschi aveva indicato la necessità di partire con volumi non eccessivi per il Fer Z, con una quantità orientativa “dai 5 GW in giù”, anche perché serve un coordinamento con i risultati del Fer X. Nel ragionamento del Mase, i due strumenti dovevano convivere: un sistema basato solo sul FerX era definito troppo complesso per intercettare la varietà dei produttori, mentre il Fer Z era descritto come più complesso e più rischioso, costruito su un contratto CfD legato a un profilo teorico e su un obbligo di produzione per una quantità predefinita in un orizzonte temporale.
Eppure, oggi lo schema sembra cambiare radicalmente traiettoria: il Fer Z viene presentato come lo strumento destinato ad assumere un ruolo sempre più centrale. Il passaggio cruciale è il previsto spostamento di una parte del contingente fotovoltaico dal FerX al FerZ, con l’idea di gestire attraverso il nuovo meccanismo una quota più ampia dello sviluppo del fotovoltaico. È qui che si materializza il rischio di cannibalizzazione: se il FerZ assorbe volumi che avrebbero dovuto alimentare il FerX, lo strumento che avrebbe dovuto garantire bancabilità e rapidità rischia di essere indebolito proprio nella fase in cui l’industria chiede certezza e continuità delle aste. Ulteriori incertezze riguardano inoltre l’impiego dei criteri legati al Net Zero Industry Act (Nzia), che di fatto finora in Italia si sono tradotti in vantaggi per un unico produttore (3Sun).
Le osservazioni inviate alla consultazione del Mase sul FerZ, da parte di operatori e associazioni, fotografano con nettezza il punto. Italia Solare condivide l’impostazione generale del modello decentralizzato con profili standard come possibile modello di lungo periodo, ma avverte che, rispetto a meccanismi pay-as-produced come il FerX, la complessità del FerZ e la difficoltà di garantire un profilo baseload con le tecnologie esistenti a prezzi competitivi rischiano di rallentare il ritmo effettivo di sviluppo della nuova capacità rinnovabile; il target di 5 GW viene giudicato complessivamente adeguato, ma viene ritenuto meno auspicabile un suo aumento a discapito di strumenti collaudati come il FerX, anche considerando che i partecipanti dovranno riflettere nelle offerte i costi dei prodotti di time shifting, con possibile aumento dei costi per il sistema. Nelle stesse risposte, Italia Solare sottolinea inoltre che avviare il meccanismo con un unico profilo standard baseload è eccessivamente semplificato rispetto al parco Fer italiano e propone di introdurre profili aggiuntivi, più coerenti con la stagionalità reale (ad esempio un profilo solar-like o un mix solare+eolico), così da ridurre il rischio di profilo che oggi appare difficile da coprire con il solo storage giornaliero.
Ancora più esplicita è la posizione di Finco, che sottolinea come il FerZ debba essere uno strumento complementare al FerX, con logiche e finalità differenti: dopo oltre tre anni di attesa per il decreto FerX, viene ricordato che la versione transitoria ha limitato le aste al 2025 anziché garantire pianificazione fino al 2028, e viene definito un grave errore sovrapporre i due meccanismi quando, invece, bisognerebbe consentire il maggior numero possibile di aste competitive per ridurre i costi dell’energia. Per questo Finco chiede di definire in modo chiaro e coerente l’interazione tra FerX e FerZ, evitando che il Fer Z venga concepito come strumento alternativo e garantendo contingenti separati e non sovrapposti. Anche perché i due strumenti si rivolgono di fatto a platee diverse.
Da un lato il FerX come modello asset based, bancabile e adatto a produttori e sviluppatori di impianti; il FerZ per sua natura è invece un modello basato sul profilo di produzione, più adatto a multiutility, trader e aggregatori che gestiscono portafogli multi-tecnologia e strumenti di flessibilità. Proprio per questo, la coesistenza è necessaria per ampliare la platea degli operatori, stimolare concorrenza tra modelli industriali e accompagnare gradualmente l’evoluzione del sistema elettrico verso assetti più maturi e flessibili.
Il punto politico, dunque, è tutto qui: FerX e FerZ nascono per convivere e completarsi, non per farsi concorrenza. Se il FerX ancora non si vede e, nel frattempo, per parte dei contingenti – in particolare sul fotovoltaico – si ventila uno spostamento sul FerZ, la promessa di complementarità rischia di trasformarsi in un effetto di cannibalizzazione che riduce la capacità del sistema di correre davvero verso gli obiettivi al 2030. Nel frattempo, consumatori e imprese pagano costi energetici sempre più alti a causa della dipendenza strutturale dai combustibili fossili.
