Tra le recenti iniziative legislative attualmente oggetto di esame parlamentare, la proposta di legge, presentata a firma dell’On. Federica Daga, avente a oggetto la ridefinizione della disciplina in materia di servizio idrico integrato (di seguito, la “Proposta di Legge”), si caratterizza per il forte impatto sulla finanza pubblica e per il potenziale rallentamento degli investimenti conseguente ad una totale riorganizzazione e pubblicizzazione del settore.
Le riforme hanno raramente una vita facile ma quella dei prezzi finali dell’energia può forse concorrere per il primato degli iter più tormentati. Proposta nel 2015 nel ddl Concorrenza, divenuto legge due anni e mezzo dopo un faticoso percorso, è stata negli anni oggetto di molteplici rinvii, minacce di cancellazione poi smentite e poi nuovamente riproposte. Con la conseguenza che, quattro anni dopo, il settore della vendita retail di elettricità e gas ondeggia ancora in una situazione di incertezza sul suo futuro.
Dopo molteplici rinvii, la Legge Concorrenza ha come noto indicato il 1 luglio 2020 come data per la fine delle tariffe regolate. L’obiettivo dovrebbe sempre essere quello di giungere finalmente ad un mercato realmente concorrenziale, caratterizzato da una sana competizione tra operatori e che favorisca l’offerta ai consumatori di beni e servizi sempre più convenienti e innovativi.
L’individuazione di una data certa per la cessazione del regime di maggior tutela, stabilita inizialmente dalla Legge Concorrenza al primo luglio 2018 e poi definitivamente fissata al prossimo luglio del 2020, interviene in un mercato italiano della vendita retail di energia elettrica che, a quasi dodici anni dalla sua apertura, è ancora molto poco concorrenziale.
E’ ormai da anni che il dibattito sulla possibile fine dei mercati di tutela per l’elettricità ed il gas e la completa apertura al mercato libero è aperto. Un emendamento al decreto Milleproroghe n. 91/2018, approvato in Commissione Affari Istituzionali del Senato, ha fatto slittare al 1° luglio 2020 lo stop definitivo al regime di maggior tutela (inizialmente previsto per il 1° luglio 2019 dalla Legge 4 agosto 2017, n. 124) ma ancora, ad oggi, non sono state definite le modalità operative e non sono stati fugati i dubbi sulle conseguenze che questo cambiamento epocale potrà avere sulle tasche, e le vite, di milioni di persone.
L’aumento dei costi legati alla fornitura di energia elettrica era stato già annunciato da ARERA in occasione dell’aggiornamento delle condizioni economiche per il trimestre luglio – settembre 2018. Il rialzo del prezzo del petrolio dovuto alle tensioni internazionali ha impattato sui prezzi nei mercati all’ingrosso dell’energia causando una forte crescita dei costi di approvvigionamento della materia prima e determinando per la famiglia tipo (consumi medi di energia elettrica 2.700 kWh annui e potenza impegnata di 3kW), in regime di tutela, un aumento della spesa, a partire dal 1° luglio, del 6,5%.
In Italia, nella bozza del nuovo decreto per l’incentivazione alle fonti rinnovabili (FER) è evidente un orientamento favorevole alle aste e agli impianti di taglia maggiore. Non dobbiamo, tuttavia, dimenticare che il decreto copre solo il prossimo triennio al termine del quale la strada verso gli obiettivi di produzione FER fissati dalla nuova Strategia Energetica Nazionale (SEN) per il 2030 sarà ancora lunga e tutta da tracciare. Non è un caso se nel testo della SEN ritroviamo fianco a fianco, nell’auspicata market parity, i Power Purchase Agreement (PPA), ovvero il superamento delle aste per gli impianti di taglia maggiore, e l’agevolazione dell’autoconsumo.
L’incentivazione delle rinnovabili in Italia incominciò col passo sbagliato. La legge 9 del 1991 tolse il limite di 3 MW posto dalla legge 308/82 alla libera produzione elettrica con fonti rinnovabili e obbligò Enel ad acquistare tale energia a prezzi incentivanti. Estese però questi benefici anche alle fonti “assimilate” (cogenerazione, utilizzo di calore da processi industriali, gassificazione del tar delle raffinerie).
Si è sempre detto e scritto che quello delle rinnovabili sarebbe un progressivo percorso di avvicinamento al mercato, soprattutto inteso nella sua accezione di “mercato elettrico”.
Questa lunghissima rincorsa tra rinnovabili e mercato, durata più 20 anni (dai primi CIP6 alle ultime aste) sembra finalmente giunta al termine. Non sarà infatti sfuggito a chi legga la stampa di settore o frequenti convegni e simposi che il dibattito sulle rinnovabili è ormai pressoché monopolizzato dal tema della “piena integrazione delle rinnovabili con il mercato”, generalmente declinata in due modelli alternativi: la “market parity” e i PPA.
Negli ultimi anni, la generazione da energie rinnovabili intermittenti (Variable Renewable Energy -VRE), in particolare da solare fotovoltaico ed eolico, ha subito una notevole trasformazione, passando dall’essere una tecnologia di nicchia fino a diventare una fonte standard nel mix di produzione dei paesi UE. Nel Regno Unito, dove la capacità da fonti rinnovabili istallata alla fine del 2017 era di 40,5 GW, le VRE hanno registrato un aumento del 13,3% (4,8 GW) rispetto all'anno precedente. Queste tendenze sono in gran parte ascrivibili all’efficientamento delle tecnologie rinnovabili che risultano sempre meno costose e maggiormente competitive in una ampia varietà di condizioni ambientali in tutto il paese.
