Spalmaincentivi fotovoltaico: aumenterebbe il rischio regolatorio e, di conseguenza, le tariffe delle aste future

Ridurre il costo dell’energia e renderlo stabile nel tempo è oggi una delle principali sfide economiche e strategiche per l’Italia.

Le aste competitive per le energie rinnovabili costituiscono uno degli strumenti più efficaci per raggiungere questo obiettivo, perché permettono di acquistare energia elettrica a costi inferiori rispetto a quella prodotta con il gas e a condizioni economiche stabili nel medio-lungo periodo.

Attraverso questi meccanismi di “aste a ribasso”, lo Stato seleziona l’energia rinnovabile al prezzo più conveniente mediante procedure concorrenziali, garantendo contratti di lungo termine – tipicamente tra i 15 e i 20 anni – che offrono certezza agli operatori e generano benefici strutturali per l’intero sistema-Paese.

Consapevole di questi vantaggi, il Governo ha predisposto e solo in parte avviato diversi strumenti di procurement competitivo, come il Decreto FER X Transitorio, il meccanismo dell’Energy Release, si attende il Decreto FER X definitivo e si lavora al Decreto FER Z. Affinché le aste possano realmente contribuire alla riduzione stabile e duratura dei prezzi dell’energia, è necessario che si basino su alcuni requisiti essenziali.

Il primo, e più rilevante, è la stabilità e la prevedibilità del quadro regolatorio. Gli impianti rinnovabili richiedono investimenti ad alta intensità di capitale, con orizzonti di recupero pluridecennali. I contratti tra lo Stato e le imprese offrono stabilità e riducono i rischi se inseriti in un sistema normativo che garantisce certezza del diritto e tutela del legittimo affidamento degli operatori.

È quindi indispensabile che l’azione governativa sia mirata a rafforzare la certezza delle regole per garantire il funzionamento deimeccanismi d’asta avviati dallo stesso Governo, a beneficio della sicurezza energetica e della competitività del Paese.

In quest’ottica, desta forte preoccupazione la possibile introduzione nel DL Bollette di uno “spalmaincentivi” per il fotovoltaico rivolto agli impianti sopra i 20 kW che ricevono le tariffe dei primi quattro Conti Energia.

La misura prevede, in via obbligatoria, che nel 2026 e nel 2027 agli operatori venga corrisposta solo metà della tariffa spettante, con la restituzione della parte residua in dieci rate annuali a partire dal 2028, rivalutate a un tasso stabilito dal GSE.

Accanto a questa rimodulazione obbligatoria, sarebbe introdotta una opzione volontaria di uscita anticipata dal Conto Energia a partire dal 1° gennaio 2028, limitata a un contingente massimo di 10 GW.

L’accesso a questa opzione è subordinato alla partecipazione e all’aggiudicazione di una gara al ribasso che il GSE dovrebbe bandire entro il 30 giugno 2027. In tale asta, ogni operatore è chiamato a offrire un ribasso rispetto a un valore base pari al 90% delle tariffe che sarebbero state riconosciute dal 2028 fino alla naturale scadenza del contratto.

È tuttavia importante sottolineare che l’aggiudicazione dell’asta non comporta automaticamente il diritto al corrispettivo d’asta. Per ottenerlo, l’operatore sarebbe obbligato a realizzare, tra il 2028 e il 2030, un rifacimento integrale dell’impianto con raddoppio della producibilità e con l’obbligo di utilizzare esclusivamente moduli fotovoltaici appartenenti alle categorie b) e c) del registro ENEA, ai sensi del Decreto-Legge 181/2023.

L’esclusione ex-lege della categoria a) di moduli, nella quale ricade la quasi totalità dei produttori italiani ed europei, non appare rispondere a una necessità tecnica oggettiva (il repowering totale con raddoppio della producibilità può essere raggiunto con diverse configurazioni tecnologiche) e introduce una restrizione normativa che condiziona l’esito industriale della misura.

Una misura analoga è stata introdotta nella legge di Bilancio 2026 che ha escluso i moduli di categoria a) dai meccanismi di iper-ammortamento, subordinando i benefici delle agevolazioni all’impiego di moduli b) e c). In quella occasione, un gruppo di produttori italiani ed europei ha denunciato che la misura finisce col favorire un solo operatore, genera una restrizione artificiale del mercato con effetti distorsivi sulla concorrenza e un aumento dei costi per i clienti finali.

Un’indicazione di come le restrizioni normative che limitano le tecnologie e riducono la concorrenza tendano a tradursi in un aumento dei costi dell’energia, pur trattandosi di meccanismi non perfettamente sovrapponibili, emerge dal seguente confronto: nell’asta NZIA per il fotovoltaico, caratterizzata da criteri di accesso fortemente selettivi sul piano tecnologico, il prezzo medio di aggiudicazione pari a 66,378 €/MWh risulta sensibilmente superiore a quello registrato nelle aste FER X “standard” che per il fotovoltaico si attesta a 56,825 €/MWh.

Inoltre, l’introduzione di uno spalmaincentivi per il fotovoltaico farebbe aumentare il rischio regolatorio e, di conseguenza, aumentare le tariffe delle aste future. 

Nei mercati finanziari, simili interventi non vengono valutati come episodi isolati, ma come precedenti capaci di ridefinire l’affidabilità complessiva del quadro normativo di un Paese.

Quando lo Stato modifica unilateralmente rapporti contrattuali già in essere, il messaggio per investitori e finanziatori è che anche strumenti nuovi e formalmente distinti potrebbero essere oggetto, in futuro, di revisioni discrezionali.

L’esperienza maturata in Italia e in altri Paesi europei evidenzia come interventi normativi che incidono sui contratti in essere determinino un aumento del costo del capitale richiesto da investitori e finanziatori generalmente compreso tra uno e alcuni punti percentuali.

Nel settore delle rinnovabili, e in particolare nel fotovoltaico utility-scale, caratterizzato da un elevato investimento quasi interamente upfront, anche variazioni contenute del costo del capitale si traducono in aumenti rilevanti dei prezzi offerti in asta.

L’aumento del rischio regolatorio ha conseguenze immediate e misurabili: costi più alti del capitale, spread bancari maggiori e premi per l’incertezza più elevati. Quindi, nelle prossime aste, se la misura venisse introdotta, i produttori sarebbero obbligati a incorporare questi maggiori costi nel prezzo offerto.

Si tratta di una dinamica ben nota nei modelli di project financing utilizzati da banche e investitori internazionali, per i quali la stabilità regolatoria rappresenta un fattore determinante nella valutazione del rischio.

A ciò si aggiunge il fatto che, per molte imprese del settore, una riduzione netta (-50%) e improvvisa anche temporanea dei flussi di cassa può compromettere l’equilibrio economico-finanziario e rendere più difficile sostenere nuovi investimenti.

Inoltre, desta forte preoccupazione la possibilità che lo spalmaincentivi diventi un precedente replicabile anche su altri meccanismi, aprendo la strada alla possibilità che lo Stato possa attivare discrezionalmente simili interventi indipendentemente dagli impegni contrattuali assunti.

Sarebbe un terremoto per l’architettura dei rapporti tra Stato e investitori, proprio nel momento in cui il nostro Paese dovrebbe attrarre capitali e accelerare investimenti, preparandosi ad avviare una nuova stagione di aste competitive. In un contesto così delicato, qualsiasi dubbio sulla stabilità del quadro normativo rischia di riverberarsi sull’intero sistema.

Altro elemento cruciale per il funzionamento delle aste competitive è la programmazione pluriennale. Un calendario a lungo termine consente allo Stato di programmare una crescita della capacità coerente con gli obiettivi nazionali di sviluppo delle rinnovabili, e permette agli operatori di pianificare investimenti e filiere industriali con un orizzonte adeguato, riducendo costi e incertezza.

Anche per questo requisito delle aste competitive si registrano forti criticità. Il Decreto FER X, in ritardo di oltre tre anni, avrebbe dovuto pianificare le aste fino al 2028. A febbraio 2025 è entrata in vigore la versione transitoria che limita la programmazione alla fine dello stesso anno, offrendo un orizzonte troppo breve per gli investimenti industriali nella realizzazione di nuovi impianti.

Inoltre, Il settore elettrico chiede da tempo di avviare aste competitive per gli impianti esistenti. Il DL Bollette ha previsto che il MASE, entro 90 giorni dalla sua pubblicazione in Gazzetta Ufficiale (29 aprile 2025), emanasse un decreto attuativo con modalità, criteri e tempistiche per permettere agli impianti esistenti di partecipare ad aste competitive dedicate. Tali scadenze sono ampiamente trascorse (come segnalo nel Ritardometro) senza che il provvedimento sia stato adottato e quindi senza che sia stata avviata alcuna gara. In questo contesto, è indispensabile evitare ulteriore instabilità normativa, colmare i ritardi nell’emanazione dei provvedimenti chiave e accelerare con decisione lo sviluppo delle rinnovabili che è uno dei principali driver di sicurezza e competitività dei Paesi. Non è un caso che la Germania nel 2024 abbia installato 20 GW di nuova capacità rinnovabile, e nel 2025 si sia persino superata installando altri 21 GW. Nel frattempo, l’Italia non solo non accelera, ma va in retromarcia.

Questi contenuti sono stati ripresi nell’articolo a firma di Luca Aterini pubblicato su Greenreport.it “Il decreto Energia rincara le bollette con 2,6 miliardi di euro, e aumenta i rischi per le rinnovabili” che approfondisce i rischi della possibile introduzione dello spalmaincentivi.