Gli ostacoli al contributo delle rinnovabili alla decarbonizzazione

L’esperto energetico G. B. Zorzoli sostiene che “vengono innanzitutto da politiche energetiche che sono state sempre condizionate dagli interessi del mondo dei fossili e dall’insufficiente capacità di fare sistema da parte del mondo delle imprese”

“Premetto subito che, nell’analizzare il dibattito in corso sul prezzo dell’energia elettrica in Italia, mi limiterò ad una descrizione asettica, come farebbe il classico marziano atterrato sul nostro pianeta. Secondo Orsini, presidente di Confindustria, è necessario che i consumatori — i quali in questi anni hanno sostenuto i costi degli incentivi alle rinnovabili — ne possano incassare ora “un po’ di dividendi”, incominciando dagli impianti giunti a fine incentivo”. Così scrive l’esperto di energia G. B. Zorzoli sull’ultimo numero della rivista “Il Pianeta Terra”.

RINNOVABILI E COMPETITIVITÀ

Viceversa, intervenendo alla Giornata Mondiale del Vento 2025 di ANEV, il presidente di Elettricità Futura, Gianni Vittorio Armani, ha affermato che “in tempi recenti la discussione sulle rinnovabili si è incentrata sulla competitività che possono garantire, ovviamente con obiettivi diversi. L’ottimismo dei rinnovabilisti si scontra con il predatorio istinto di cercare di estrarre il valore di chi l’investimento l’ha già fatto”.

Per quanto mi risulta, l’inevitabile sequel sulle chat si è limitato ad aggiungere ipotesi sulle conseguenze, sotto il profilo associativo, della querelle. Viceversa, il confronto tra le due posizioni — questa volta depurato da fattori esogeni, come l’ipotetico ruolo salvifico del nucleare — merita un’analisi seria sui motivi per cui la crescita della produzione rinnovabile nel mix elettrico non riesca ancora ad impattare sulla bolletta.

IL RUOLO DELL’ENERGIA EOLICA

La soluzione più a portata di mano è indicata nel titolo dato da ANEV alla Giornata Mondiale del Vento 2025: “Semplificare l’eolico per accelerare la transizione energetica e ridurre i costi in bolletta”. Come indica l’esperienza sia spagnola che tedesca, un rapido incremento della produzione rinnovabile — dall’attuale circa 50% del mix elettrico italiano a circa il 60% — aumenterebbe il numero di ore in cui, sul Mercato del Giorno Prima (MGP), a fare il prezzo marginale sarebbe quello (nullo) delle FER, con il conseguente calo del prezzo del kWh.

Tuttavia, in tal modo si diminuirebbe — ma non si azzererebbe — il divario, rispetto ad altri Paesi europei, del prezzo pagato dai consumatori italiani, in primis dalle industrie. Come sempre, il diavolo si nasconde nei dettagli.

QUANDO IL PREZZO DELLE RINNOVABILI DIVENTA NEGATIVO

Diversamente dall’Italia, in altri Paesi europei il prezzo delle rinnovabili elettriche può diventare negativo in presenza di un eccesso di offerta rispetto alla domanda. A titolo esemplificativo, nel 2023 in Finlandia il prezzo è stato negativo per 467 ore (ad un prezzo medio di -13,35 €/MWh), in Olanda per 314 (-26,23 €/MWh), in Germania per 300 (-12,91 €/MWh). Anche in Spagna — che non rientra tra le top ten — si formano prezzi negativi.

Perfino con un contributo delle rinnovabili al mix elettrico pari a circa il 60%, come in Spagna, il calo del prezzo del kWh in Italia sarebbe minore, conservando un divario in termini di competitività. Considerazioni analoghe valgono per la Germania. Ma questa situazione è destinata a cambiare con l’introduzione, a partire da quest’anno, del Testo integrato del Dispacciamento elettrico (TIDE).

I COSTI DEL PERMITTING

Anche se in questo modo la produzione rinnovabile italiana sarebbe economicamente avvantaggiata, per contro, secondo un’analisi di Elemens, il costo del permitting di un impianto fotovoltaico rappresenta il 18% del suo costo complessivo, il doppio rispetto a quello di altri Stati membri, come la Spagna, mentre per l’eolico può superare il 18% e ha raggiunto picchi del 35% durante la crisi energetica.

LA PROPOSTA DI TERNA SULLA SATURAZIONE VIRTUALE DELLA RETE

A questo handicap rischia di aggiungersene un altro, ben più grave, se passasse la proposta di Terna che, per ridurre i rischi della saturazione virtuale della rete, prevede una propria autorizzazione ad hoc, che andrebbe ad aggiungersi all’attuale permitting, aumentando ritardi e costi del processo autorizzativo. Oltretutto, con Terna che rimarrebbe comunque soggetta ai flussi di energia per over-generation provenienti dalle reti di distribuzione, cui sarà allacciato un numero crescente di impianti fotovoltaici di piccola taglia.

Naturalmente, Terna si guarda bene dal proporre in alternativa misure di promozione di impianti ibridi eolico/fotovoltaico, supportati da accumuli, che dimezzerebbero il numero di connessioni alla rete, con un minore impatto economico e territoriale, una soluzione che incomincia a prendere piede altrove in Europa.

GLI IMPIANTI IBRIDI EOLICO/FOTVOLTAICO

Secondo Aurora Energy Research, nel 2023 impianti ibridi per una capacità complessiva di quasi 1,2 GW erano già operativi in Europa, mentre il primo passo verso impianti ibridi utility scale è costituito da tre parchi eolici, con una capacità complessiva di 135 MW, e da due impianti fotovoltaici di 30 e 23 MW, per una generazione cumulata di 475 GWh/a, in fase di costruzione in Spagna, nella provincia di Saragozza. L’entrata in esercizio è prevista entro la fine del 2025.

Il salto quantitativo sarà completato dal gruppo tedesco VSB, con un progetto utility scale in Finlandia, a Puutionsaari, di capacità pari a 450 MW. Ad un parco eolico con una capacità nominale complessiva di 350 MW verranno abbinati 100 MW di fotovoltaico. L’entrata in esercizio è prevista nel 2028.

I FATTORI CHE OSTACOLANO LE ENERGIE RINNOVABILI

Gli ostacoli al contributo delle rinnovabili alla decarbonizzazione dell’economia italiana vengono, innanzitutto, da politiche energetiche che — qualunque fosse la maggioranza al governo — sono state sempre condizionate dagli interessi del mondo dei fossili e dall’insufficiente capacità di fare sistema da parte del mondo delle imprese.