Negli ultimi anni la conversione di energia nel vettore elettrico a partire da fonti rinnovabili è diventata sempre più economica. Questo calo dei costi nella tecnologia di conversione non si è però ancora tradotto in un vantaggio pieno per chi paga la bolletta: infatti, il prezzo dell'elettricità in Italia resta penalizzato dal mix di generazione, ancora troppo esposto alla commodity gas e alla sua volatilità di prezzo. Da qui l'opportunità che lo studio TEHA-Elettricità Futura mette a fuoco nel suo ultimo capitolo: creare strumenti di mercato per trasferire tempestivamente quella competitività tecnologica (unitamente all’assenza di commodity nelle rinnovabili) in competitività di prezzo, sostenendo al tempo stesso la decarbonizzazione dei consumi — elettrici e, dove possibile, ancora non elettrici — a patto di promuovere parallelamente l'elettrificazione. La domanda che lo studio pone con franchezza è però un'altra: quali regole servono perché questa trasformazione funzioni davvero e raggiunga realmente il consumatore, non solo sulla carta?

Per farlo c'è una ricetta di regole-base, seguita in varia misura da molti Stati membri UE, per puntare a quote ambiziose di rinnovabili nel proprio mix: promuovere investimenti in nuovi impianti a fonti rinnovabili mature e collocarne la produzione elettrica sui mercati a pronti. È una ricetta che funziona, nel senso che produce un calo progressivo del prezzo all'ingrosso — che mantiene così la sua funzione di segnalare il "vero valore" dell'energia, in funzione di tempo e localizzazione — lasciando che le forniture ai clienti finali ne beneficino di riflesso. In poche parole: il percorso seguito dalla Spagna.

Tuttavia, tale approccio costituisce quello che si direbbe ricetta necessaria, ma nient’affatto sufficiente. Mancano, infatti, tre ingredienti decisivi che derivano da altrettanti errori di visione e di policy. Primo: la ricetta-base non trasferisce tempestivamente ai consumatori i vantaggi della raggiunta competitività, in quanto questi devono attendere i cali di prezzo sul mercato all'ingrosso, mentre nel frattempo si può assistere a un aumento della volatilità — dannosa proprio per chi dovrebbe beneficiare quanto prima di una riduzione degli shock esogeni. Secondo: di per sé non supporta adeguatamente gli investimenti privati e pubblici, esposti al rischio di stop improvvisi per insostenibilità economica derivante dalle incertezze sui ritorni dal mercato. Terzo: essa non garantisce l’indispensabile adeguatezza e sicurezza del servizio elettrico durante la transizione, con il rischio che i consumatori, anziché sostenerla, ne diventino fieri oppositori causa dei diversi “strappi” all’affidabilità del servizio elettrico per sé.

L'Italia, sostiene lo studio, sta facendo di più e di meglio della sola ricetta necessaria, lavorando su tre fronti che rispondono punto per punto a quelle tre insufficienze.

Riprodurre la funzione degli accumuli

Il primo fronte riguarda la funzione di stabilizzazione sistemica che gli accumuli elettrici possono garantire su larga scala, affiancando ed in parte sostituendo la flotta termoelettrica esistente di cui si dirà. Si tratta di ricostituire una funzione di modulazione temporale di energia che, in passato, era erogata a titolo gratuito dalle centrali ad olio combustibile e carbone. In Italia questa funzione viene introdotta attraverso due strumenti regolatori distinti, da rinnovare e reiterare nel tempo. Il primo, di mercato, è l'apertura del pionieristico Capacity Market italiano — attivo dal 2018 — agli accumuli, che consente un mix promiscuo tra centrali a gas (CCGT) e batterie (BESS) per garantire l'adeguatezza del sistema, con le BESS che offrono anche servizi di time-shift. Il secondo è il MACSE, concepito appositamente per la sicurezza del sistema gestita da Terna e per fornire pacchetti di energia “time-shift” agli operatori rinnovabili: lo studio quantifica in 42 GWh il fabbisogno di batterie di grande taglia al 2030, contro i 18 GWh installati nel 2025, un salto che va completato integrando i pompaggi idroelettrici come complemento delle BESS all'interno del MACSE stesso. È attraverso questa combinazione che il problema della volatilità futura, il primo dei tre nodi irrisolti dalla ricetta di base, viene sensibilmente mitigato.

Contratti di lungo termine: PPA e CfD regolati

Il secondo fronte riguarda proprio il modo in cui il minor costo della nuova produzione rinnovabile arriva tempestivamente e stabilmente in bolletta a famiglie e imprese. Gli strumenti per questo "disaccoppiamento", che deve essere rivolto ai clienti finali, esistono già, e lo studio li richiama con chiarezza: i Contratti alle Differenze regolati — come il FER X già operativo e il futuro FER Z — e i Power Purchase Agreement (PPA) tra privati. Entrambi consentono di stabilizzare il prezzo e di trasferire in bolletta il minor costo della nuova generazione rinnovabile, riducendo l'esposizione alla volatilità dei prezzi all'ingrosso e migliorando la bancabilità dei progetti. Per le imprese italiane, incluse le PMI, i PPA rappresentano già oggi una possibile leva di competitività: i numeri lo confermano, con oltre 22 GW di nuova capacità eolica e fotovoltaica già contrattualizzati con CfD a due vie, di cui quasi 20 GW di fotovoltaico in ingresso tra il 2026 e il 2030.

Il meccanismo solo così funziona perché è reso operativo al dettaglio sui contratti che arrivano al cliente finale, e non tocca la formazione del prezzo sul mercato all'ingrosso, che invece resta integrato a livello europeo: il mercato elettrico continua a formare il prezzo normalmente, mentre una quota crescente di energia rinnovabile viene venduta quasi in bypass al mercato stesso attraverso PPA e CfD regolati, a condizioni più stabili e oggi più competitive rispetto al prezzo marginale del mercato. Il prezzo finale pagato dal consumatore diventa così un blend tra energia acquistata sul mercato spot e nuova energia rinnovabile acquistata con contratti pluriennali, riducendo l'esposizione alla volatilità. Esistono ancora ampi margini per estendere questo modello attraverso nuovi investimenti in capacità rinnovabile, pur nella consapevolezza che il ricorso a PPA e CfD non può crescere indefinitamente senza incidere sull'efficienza complessiva dei segnali di mercato. Per questo motivo, tali strumenti devono essere progettati in modo da preservare gli incentivi a una produzione coerente con le esigenze del sistema elettrico e con i segnali di prezzo, evitando che l'impianto sia incentivato a produrre indipendentemente dalle condizioni di mercato (un esempio in questa direzione è rappresentato dalla disciplina FER-Z). Diversamente, ipotesi di disaccoppiamento diretto dei prezzi sul mercato all'ingrosso non sono percorribili: oltre a risultare difficilmente compatibili con un mercato elettrico europeo integrato, rischierebbero di introdurre inefficienze e distorsioni senza garantire una reale separazione dei prezzi dell'energia.

 La valorizzazione della flotta idro/termoelettrica esistente

Non bastano però investimenti in rinnovabili, accumuli e strumenti di lungo termine sui contratti finali per risolvere il terzo nodo: la sicurezza e l'adeguatezza del sistema durante la trasformazione. Se il servizio elettrico mostra carenze, la propensione a investire si ferma, e con essa la transizione stessa.

In questa chiave, è opportuno procedere alla piena valorizzazione della flotta termoelettrica a gas esistente che costituisce un patrimonio strategico del settore energetico italiano. È indispensabile infatti riconoscerne il ruolo essenziale in questo periodo di grandi trasformazioni del sistema: garanzia di sicurezza, ma anche risorsa-saldo per far fronte ad aumenti repentini della domanda o a scarsità delle importazioni elettriche. In altre parole, una vera e propria “assicurazione” contro i rischi della trasformazione del sistema elettrico: sia sul lato dell'offerta, sia sul lato della domanda, destinata a crescere per effetto dell'elettrificazione dei consumi e della diffusione di nuovi carichi energivori nativamente elettrici, come i data center.

I numeri dello studio danno la misura del problema: su 61 GW termoelettrici oggi installati, circa 26 GW rischierebbero entro il 2030 di non coprire più i costi fissi di mantenimento senza un adeguato accesso ai meccanismi di capacità, portando l'indice di rischio del sistema (LOLE) a circa 155 ore/anno — lontanissimo dallo standard europeo di 3 ore/anno. Da qui l'esigenza di prolungare e rinnovare il Capacity Market con visibilità oltre il 2032, mantenendolo funzionalmente distinto ma coordinato con il MACSE quanto a risorse BESS, e di garantire certezza regolatoria di lungo periodo anche all'idroelettrico favorendone gli investimenti di repowering. A completare il quadro, resta la questione del collo di bottiglia amministrativo — oltre 4.000 progetti per 150 GW ancora fermi in iter autorizzativo — che la piena attuazione del Testo Unico Rinnovabili è chiamata a sbloccare, insieme a una piattaforma nazionale per i PPA accessibile anche a PMI e clienti aggregati, a investimenti in reti di trasmissione e distribuzione e a una rimodulazione mirata di oneri di sistema e fiscalità.

La logistica dell’energia, ovvero il settore delle reti, è in profonda trasformazione poiché è ora chiamata a svolgere un ruolo ulteriore rispetto a quello del passato. Le reti sono infatti chiamate ad aumentare la capacità di connessione, raccolta e vettoriamento dell’energia FER; ad aumentare la capacità di distribuzione e consegna dell’energia elettrica necessaria all’elettrificazione di nuovi consumi o da switch da altri vettori; a rafforzare la loro resilienza rispetto ai fenomeni estremi e ad aumentare l’utilizzo della flessibilità della domanda e degli accumuli distribuiti. Non da dimenticare gli investimenti difensivi delle reti legati alle sfide provenienti dai nuovi attacchi cyber che potrebbero colpire le infrastrutture critiche. Le reti, in particolare quelle di distribuzione, costituiscono infatti un’eccezionale backbone del sistema elettrico che necessita investimenti straordinari proprio per adeguarsi a questi nuovi ruoli e far fronte a rischi inediti.

Una ricetta, non un ingrediente isolato

Il filo conduttore che lo studio traccia è netto: la sola crescita delle rinnovabili, per quanto necessaria, non produce automaticamente né prezzi più bassi subito, né investimenti stabili, né sicurezza garantita. Spagna docet. Serve una regolamentazione che tenga insieme accumuli e capacità programmabile per l'adeguatezza, contratti di lungo termine per trasferire il vantaggio di prezzo ai clienti finali e sostenere gli investimenti, e la piena valorizzazione di idroelettrico, termoelettrico a gas e reti come infrastrutture-chiave. È l’amalgama coordinato di questi ingredienti, integrati secondo una regìa illuminata che dobbiamo avere, a rendere la ricetta italiana tanto necessaria quanto sufficiente. E “sufficiente” non vuol dire più-che-sufficiente, né distinta, né ottima: queste ultime, infatti, starebbero nel campo dell’ideologia energetica che, quanto a danni inferti, non ci possiamo permettere di coltivare.