Verso quale politica per le rinnovabili in Europa?

Il nuovo Quadro per il Clima e l’Energia, approvato nel 2016 dal Parlamento Europeo, prevede di raggiungere una quota pari ad almeno il 27% del consumo energetico finale soddisfatto da fonti rinnovabili all’orizzonte 2030. Tale obiettivo dà continuità a quello che dovrebbe essere raggiunto entro il 2020, secondo il Pacchetto per il Clima e l’Energia del 2009, vale a dire il 20% di energia rinnovabile nei consumi.

Per analizzare questa lunga traiettoria verso una progressiva diffusione delle fonti rinnovabili, è necessario fare il punto sul raggiungimento degli obiettivi al 2020 e sulla strada che si apre verso il 2030. Questi ultimi anni hanno visto una generalizzazione delle politiche di sostegno alle rinnovabili in diverse forme che vanno dalle tariffe feed-in, vale a dire sovvenzioni in genere ventennali, onnicomprensive e variabili a seconda della potenza installata, ai feed in premium che prevedono un compenso aggiuntivo al prezzo di borsa, alle esenzioni fiscali o ai bonus per l’acquisto di automobili elettriche. Tali meccanismi, sebbene con andamenti alterni in quanto non sempre mantenuti con condizioni di assegnazione costanti, hanno assicurato in generale una buona redditività delle fonti rinnovabili, specie per la produzione di energia elettrica. L’insieme dei sussidi, il cui costo ricade sui consumatori finali - molto spesso residenziali - sotto varie forme di tassazione diretta o indiretta degli stessi consumi energetici, ha sicuramente prodotto effetti interessanti per lo sviluppo delle rinnovabili.

Le fonti più aggiornate Eurostat, riportate dalla DG Clima nel 2016, indicano una quota globale di rinnovabili nel consumo energetico europeo finale del 16% secondo i dati di fine 2014. La composizione del target si declina in 27% di fonti rinnovabili nel settore elettrico, 17,7% nel riscaldamento, e solo 5,9% nei trasporti. Dietro a queste cifre globali, si cela una sostanziale eterogeneità nel raggiungimento degli obiettivi a livello nazionale. Ad esempio, la Svezia si posiziona al primo posto per l’uso di rinnovabili nel settore elettrico e nel riscaldamento (62% e 58% rispettivamente, tenuto conto dell’altissimo potenziale idroelettrico e geotermico), mentre nei trasporti spicca la Finlandia con il 21,6% grazie agli importanti investimenti realizzati nei trasporti pubblici elettrici. Diversi stati, tra cui l’Italia e i paesi del nord Europa, avevano già raggiunto alla fine del 2014 il target fissato al 2020. Altri ne risultavano piuttosto lontani: nel caso della Francia, ad esempio, di quasi dieci punti percentuali.

Il nuovo obiettivo al 2030 continua ad essere declinato secondo un obiettivo globale, in cui il burden sharing tra i diversi stati membri dovrà tenere conto di tali eterogeneità e non fa grosse differenze tra il settore elettrico ed i restanti comparti, almeno in termini di obiettivi.  Tuttavia, si dovrà considerare l’aumento dei costi del supporto alle rinnovabili e anche dei prezzi elettrici per i consumatori finali, tendenza osservata in tutti i paesi europei, come sottolineato dal documento che accompagna il nuovo Quadro. L’idea è che il peso per il consumatore finale dovrebbe essere almeno in parte compensato dal guadagno dovuto all’efficienza energetica. Aspetto quest’ultimo un po’ vago perché legato a sua volta agli incentivi per l’efficienza che hanno forme ed impatto molto variabili nei diversi stati europei.

Riguardo ai mezzi per raggiungere tali obiettivi, già dalle prime discussioni del nuovo Quadro Energia e Clima erano state pubblicate utili linee guida sugli schemi di supporto alle rinnovabili e sulla disciplina specifica degli aiuti di stato, che di fatto contengono i costi delle sovvenzioni e indicano le modalità più efficienti per distribuirli. Tutto ciò migliorando sia la coerenza dei sussidi sia i meccanismi di coordinamento e sorveglianza dell’UE.

Veniamo a qualche novità del "Winter Package" che, con le sue 4.000 pagine, occupa i diversi attori energetici dal 30 novembre 2016. Per quanto riguarda le rinnovabili, emerge un punto principale: la loro integrazione nel settore elettrico in condizioni paritarie rispetto alle altre fonti energetiche (il famoso concetto del "level playing field”). Ciò significa l’abolizione delle priorità di dispacciamento, salvo per le installazioni inferiori a 500kW, e una forma di partecipazione crescente nei mercati wholesale1 e balancing2. Per ora non è chiaro cosa questo possa comportare a livello di organizzazione del mercato elettrico. Da una parte, grande è la tentazione di dire che non ci saranno sostanziali cambiamenti, perché di fatto le energie rinnovabili sono più competitive di quelle tradizionali. La loro maggiore competitività risiede nell’avere costi variabili praticamente nulli; pertanto, nella misura in cui le offerte nel mercato wholesale riflettono tali costi, solare e eolico risultano più convenienti e di conseguenza godono di una priorità di fatto; in più, i grossi impianti entrano già come attori nei balancing markets. Dall’altra, potrebbe esserci un effetto di annuncio che destabilizza gli investitori, perché le regole del dispacciamento diventano sempre meno chiare. Per esempio, una sorta di grandfathering (intesa come distribuzione gratuita) dei diritti di priorità portrebbe essere accordata agli impianti esistenti. Queste incertezze, unite alle diverse riforme degli schemi di supporto mano a mano che i costi delle rinnovabili diminuiscono - sebbene la riduzione sia dettata da obiettivi di efficienza -, sono purtroppo esposte nel Winter Package in maniera ambigua e poco trasparente. Questo potrebbe scoraggiare l’investimento in Europa o forse solo ritardarlo finché le regole non saranno chiarite. Tuttavia, il ruolo di leader del mercato delle rinnovabili sinora ricoperto dall’UE non dovrebbe essere troppo offuscato nel medio periodo. In fondo, gli obiettivi al 2030 rimangono.

Note

1 È il mercato dove si concentrano gli scambi all’ingrosso della vendita di elettricità, un giorno prima dell'equilibrio in tempo reale.

2 Mercato del balancing è uno scambio infragiornaliero, dove si corregge l’equilibrio del mercato del giorno grazie a migliori previsioni di domanda e di offerta.