Semaforo verde dalla Commissione europea al decreto FerX per nuovi “incentivi” alle fonti rinnovabili mature, che da Bruxelles definiscono «un regime italiano di aiuti di Stato da 23 miliardi di € a sostegno della produzione di energia elettrica» attraverso la costruzione di impianti che impiegano l'energia eolica onshore, l'energia solare, l'energia idroelettrica e i gas di scarico.
Si prevede che gli impianti aggiungeranno un totale di 37,15 GW di capacità di produzione di energia elettrica – pari a circa il 48% di quella attualmente installata nel Paese –, di cui 10 GW riservati agli impianti fino a 1 MW di potenza e i restanti 27,15 GW destinati agli impianti di maggiore dimensione, contribuendo a raggiungere il target del 39,4% di consumo finale lordo di energia elettrica da fonti rinnovabili entro il 2030.
Il testo sarà ora trasmesso alla Corte dei Conti per la registrazione, passaggio che precederà la pubblicazione sul sito del Ministero. La palla passerà dunque al decreto attuativo italiano e alla definizione del calendario ufficiale delle gare, col Gestore dei servizi energetici (Gse) che punta a lanciare la prima asta già nel 2026 e altre due nel 2027: le ricadute si concentreranno in questo biennio, con un contingente atteso di 16 GW di eolico e 10 GW di fotovoltaico, a meno che non si introducano nuovi elementi d’incertezza spostando parte di questo contingente dal rodato meccanismo del FerX a quello del FerZ ancora da rodare; l’ipotesi era stata ventilata nei mesi scorsi dal ministero dell’Ambiente adducendo una preferenza per il FerZ da parte dell’Ue, che ha dato però oggi pieno via libera proprio al FerX.
«Con questo regime da 23 miliardi di euro l'Italia sosterrà la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili – dichiara la vicepresidente esecutiva della Commissione Ue per una Transizione pulita, Teresa Ribera –, aiuterà inoltre l'Italia a ridurre la dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili».
Il nostro Paese ne importa infatti il 90%, con costi economici (oltre che ambientali e sanitari) monstre, stimati per il 2025 tra i 46 e i 53 miliardi di euro. Al contrario, i 23 mld di euro a sostegno dalle rinnovabili (da spalmare nei prossimi 20 anni) rappresentano un investimento sull’indipedenza energetica quanto sulla decarbonizzazione, e oltretutto non è affatto detto che saranno un costo.
Come ricordano nel merito da Assoidroelettrica, il meccanismo si baserà infatti su su contratti per differenza (Cfd) bidirezionali della durata di 20 anni, applicati a ogni kWh immesso in rete, con un sistema che include salvaguardie per evitare distorsioni di mercato, escludendo compensazioni nei periodi in cui i prezzi dell'elettricità risultano negativi. Per gli impianti sopra 1 MW l'accesso sarà regolato da aste competitive (con criteri “Nzia” per eolico e fotovoltaico), mentre sotto 1 MW l'accesso sarà diretto con tariffe fissate da Arera.
L’esempio pratico di questo funzionamento è stato offerto dal FerX transitorio approvato l’anno scorso, inquadrando il Cfd come uno strumento per stabilizzare nel tempo il prezzo a cui viene venduta l’elettricità, più che come un incentivo.
Se il prezzo spot sul mercato all’ingrosso (Pun) è più basso di quello aggiudicato in fase d’asta tramite Cfd – che si muove nell’intorno di uno strike price definito dallo Stato –, la differenza la pagano i consumatori in bolletta per assicurare la redditività dell’investimento. Se invece il Pun è più alto del prezzo emerso per i vari impianti in fase d’asta il Cfd di fatto alleggerisce la bolletta, perché in questo caso è il produttore a colmare la differenza, in quanto sta incassando dal mercato più di quanto stabilito. Man mano che le rinnovabili contribuiranno a far calare il Pun, il costo dell’incentivo Cfd tenderà dunque a crescere, ma si abbasserà al contempo il costo della componente energia in bolletta con beneficio netto.
All’atto pratico, il Gse stima che dal FerX transitorio arrivi un beneficio (anziché un aggravio) in bolletta per 450 mln di euro annui. Come mai? Basti osservare che nell’ultimo anno il Pun ha superato in media i 115 €/MWh, mentre dalle aste FerX transitorio l’elettricità da fotovoltaico è emersa a 56 €/MWh, quindi estremamente competitiva (il FerX transitorio con criteri Nzia mostra un differenziale aggiuntivo di circa 10 €/MWh). Come nota il ricercatore Luigi Moccia osservando quanto avviene nella tutt’altro che soleggiata Germania, dove il solare fotovoltaico in aste competitive è stato aggiudicato ad un prezzo medio di 47 €/MWh, se solo si potessero autorizzare impianti analoghi a terra (attualmente vietati), potremmo godere di prezzi ancora inferiori.
«La dotazione di 23 miliardi di euro del regime – conferma oggi nel merito la Commissione Ue – si basa su stime dei prezzi di mercato e il sostegno netto effettivo può essere notevolmente inferiore in caso di prezzi di mercato superiori al previsto».
Adesso non resta che metterli a terra, questi impianti. Nel corso del 2025 l’Italia ha installato appena 7,2 GW di nuovi impianti rinnovabili, contro i circa 15 GW ormai necessari ogni anno (col sistema industriale italiano che sarebbe già pronto a metterne in campo 20 l’anno) per traguardare i pur timidi obiettivi 2030. Di strada da fare ne resta moltissima: solo a livello statale ci sono circa 1.800 impianti rinnovabili in fase di valutazione, da parte di una Commissione Pnrr-Pniec strutturalmente sotto organico. Anche a causa dei colli di bottiglia negli uffici delle varie Regioni, in Italia gli iter autorizzativi durano fino a 6 anni per il fotovoltaico e 7-8 anni per l’eolico (con numerosi casi che superano ulteriormente queste soglie); a fronte di tempi medi di 12-24 mesi in molti Stati Ue, i tempi italiani sono dunque di gran lunga fuori dai limiti fissati dalla direttiva Red III.
