In modo ancor più evidente rispetto a quanto già avvenuto nella crisi economica del 2008, l’emergenza sanitaria legata alla diffusione del COVID-19 e le conseguenti limitazioni agli spostamenti e alle attività produttive hanno determinato il risultato apparentemente positivo di un incremento della quota dei fabbisogni energetici coperta dalle fonti rinnovabili di energia (FER). In particolare, nel settore elettrico le FER hanno raggiunto un nuovo massimo storico coprendo, sulla base delle stime dell’Analisi trimestrale del sistema energetico italiano dell’ENEA, oltre il 50% dei consumi finali lordi complessivi nel mese di maggio. Si tratta di un dato di poco inferiore al target settoriale del 55% al 2030 recentemente definito nell’ambito del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC).
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.
