Contesto evolutivo della transizione energetica

L’evoluzione del sistema elettrico italiano negli ultimi vent’anni si inserisce in un percorso di transizione energetica articolato in tre fasi abbastanza emblematiche, ciascuna segnata da un proprio equilibrio tra tecnologia, mercato e regolazione.

2005, l’inizio della transizione: incentivi selettivi in un contesto prevedibile

Tornando indietro di vent’anni, nel 2005 il sistema elettrico nazionale era ancora dominato dalle fonti fossili, mentre le rinnovabili occupavano una posizione embrionale quanto ai volumi nel mercato, caratterizzate da costi elevati tipici delle tecnologie immature. Il mercato elettrico era appena stato avviato (aprile 2004) e il sistema europeo dei permessi di emissione (ETS) muoveva i primi passi, basandosi su quote gratuite e incapace di generare un reale cambio tecnologico.

In questo contesto, gli incentivi si configuravano come tariffe operative selettive (OPEX), necessarie per sostenere tecnologie non ancora competitive. La volatilità dei prezzi era sconosciuta, anzi c’era un’ottima prevedibilità del prezzo dell’energia sul mercato, aderente ai fondamentali del mix: la priorità dell’epoca era garantire livelli di sostegno tali da consentire l’ingresso delle rinnovabili nel mix energetico. Quell’approccio, oggi spesso riletto in chiave critica, era tuttavia coerente con le condizioni di mercato e tecnologiche dell’epoca. L’alternativa, allora, sarebbe stata l’inerzia e la rinuncia a porre pressione sulle tecnologie rinnovabili affinché abbattessero i costi.

2015, in mezzo al guado: la transizione verso la maturità tecnologica

Dieci anni più tardi, il panorama era già cambiato. Le rinnovabili avevano raggiunto circa il 20% del mix elettrico nazionale, i loro costi tecnologici erano in calo e il mercato, ancora sostenuto dal termoelettrico, mostrava una stabilità solo apparente. Gli investitori potevano contare su una visibilità parziale — cinque-sette anni, non di più — appena sufficiente per sostenere i business plan.

Infatti, si intravedevano già i primi segnali d’instabilità: era chiaro che una maggiore penetrazione delle rinnovabili avrebbe comportato una crescente volatilità dei prezzi. Quella che sembrava stabilità era, in realtà, un miraggio destinato a dissolversi, poiché in assenza di meccanismi di stabilizzazione risultava difficile pianificare investimenti di lungo periodo. Si discuteva di garantire l’adeguatezza del sistema - che aveva già in pancia 1/5 di rinnovabili – con un nuovo strumento, il cosiddetto Capacity Market, immaginato dal regolatore nel 2011-2012 ma che vide la luce solo nel 2018, come pioniere del Capacity Market autorizzato dalla Commissione Europea (2018-2028). I tanti detrattori dello strumento, a livello europeo, tedesco e financo italiano, ahinoi, furono alla fine vinti dal buon senso dei promotori, oltre che dalle solide argomentazioni tecniche.

In quel periodo si diffuse il concetto di “grid parity”, tanto evocativo quanto fuorviante, secondo solo — per ambiguità — all’attuale entusiasmo per il “disaccoppiamento dei prezzi”.

L’ETS, instabile e con prezzi della CO₂ inferiori ai 10 €/tCO₂eq (solo nel pre-COVID si avvicinarono ai 20 €), non forniva ancora segnali adeguati a guidare la transizione. Anche il gas restava a prezzo basso, ben sotto i 20 €/MWh.

2025, l’oggi: maturità tecnologica e instabilità di sistema

Oggi lo scenario è radicalmente cambiato. Le fonti rinnovabili coprono oltre il 40% del mix elettrico nazionale, con il 20% basato su tecnologie non programmabili, e i costi di investimento di queste ultime si sono ridotti in modo significativo (-85% in un decennio). Tuttavia, il contesto di mercato è divenuto altamente volatile: già si registrano circa 150 ore annue a prezzo zero e, pur evitando meritevolmente i prezzi negativi, l’Italia sperimenta una crescente volatilità infragiornaliera e l’emergere di uno sbilanciamento tra l’eccesso di produzione nelle ore di sole e i picchi serali di domanda (duck curve).

In questo quadro, investire in FER non è sostenibile senza meccanismi di stabilizzazione dei ricavi. Non si tratta più di garantire alti incentivi, ma di assicurare certezza dei flussi finanziari. Solo così vale il sillogismo: gli investimenti in rinnovabili, grazie alle certezze di quadro, conducono all’abbattimento della spesa energetica dei consumatori. L’esperienza di diversi Paesi europei dimostra invece che, in assenza di un quadro stabile, gli investimenti si fermano e la competitività dell’energia torna un sogno.

Il ruolo della domanda e dello Stato

La sfida, oggi, non è più “quanto” incentivare, ma “come” incentivare garantendo la stabilità a prezzi competitivi. In teoria, due attori possono offrirla: la domanda, attraverso i Power Purchase Agreement (PPA), e lo Stato, tramite i Contracts for Difference (CfD).

Nella pratica, tuttavia, la domanda non sembra ancora in grado di fornire al sistema l’orizzonte di

lungo periodo necessario. Se si eccettuano i data center, i PPA firmati dalle aziende alto-consumatrici finora restano limitati per volumi e durata — raramente oltre i 5-7 anni — e non riescono a offrire la massa critica per sostenere il ritmo degli investimenti. La prevedibilità dei ricavi resta parziale, e il mercato non riesce a trasferire stabilità sistemica.

In questo vuoto interviene lo Stato, che assume il ruolo surrogato di stabilizzatore. I CfD, se ben disegnati, costituiscono uno strumento di correzione finanziaria compatibile con il mercato a pronti, capace di ridurre il rischio prezzo senza distorcere il mercato. Tuttavia, questo meccanismo non valorizza ancora pienamente il ruolo attivo della domanda, che resta coinvolta in modo indiretto, attraverso gli oneri generali di sistema a copertura della differenza tra prezzo di esercizio e prezzo di mercato. Tuttavia, sugli oneri generali di sistema, non vi è piena responsabilità della domanda perché la loro corresponsione avviene oggi sulla base di fattori redistributivi che disintermediano la semplice proporzionalità ai consumi, vigente nei mercati a pronti.

Stabilità finanziaria e fisica: approcci complementari

Garantire stabilità agli investimenti richiede un approccio integrato. Sul piano finanziario, i CfD offrono la base per ridurre il rischio e fissare i ricavi. Sul piano fisico, invece, serve permettere agli operatori di gestire direttamente la volatilità accoppiando le FER a sistemi di accumulo.

In questa direzione si muove il MACSE, che consente agli impianti rinnovabili di accedere a strumenti di copertura o di cederli ad altri operatori, favorendo al tempo stesso la stabilizzazione dei ricavi e la flessibilità del sistema.

L’Italian way per la stabilità

La transizione energetica italiana è entrata in una fase avanzata: non è più solo una questione di decarbonizzazione, ma di equilibrio tra competitività, affidabilità e sicurezza. Gli elementi emersi delineano una vera e propria “Italian way” alla transizione, fondata su un equilibrio pragmatico tra intervento pubblico e segnali di mercato.

Questo modello sta accompagnando il sistema nazionale lungo una traiettoria sostenibile e coerente, evitando gli strappi osservati in Spagna o le discontinuità di salto tipiche della Germania. Pur nelle sue complessità, la governance italiana della transizione mostra una capacità di equilibrio che merita di essere riconosciuta come un punto di forza della nostra transizione.