Cosa serve per ridurre i costi dell'energia: più aste competitive, più rinnovabili e accumuli, più autorizzazioni (con poche ma efficaci modifiche al Testo Unico)

talia importa dall’estero più del 70% dell'energia che consuma, una dipendenza che comporta rischi geopolitici, alti costi, trasferimento di ricchezza nazionale verso i Paesi esteri e ulteriore debito pubblico. La "flessibilità" che l’Italia ha chiesto e ottenuto dalla Commissione europea per fronteggiare la crisi dei fossili, 14 miliardi tra il 2026 e il 2028, è un debito a carico dei cittadini italiani. Se davvero vogliamo accenderlo, che almeno sia indirizzato a misure capaci di ridurre la dipendenza energetica e fare da leva a investimenti privati.

Siamo già il Paese che dall'Europa ha ricevuto più risorse, eppure il caro energia non si è risolto. Non saranno altri miliardi di debiti la soluzione: ciò che farebbe scendere i costi in modo stabile, restituendo ossigeno alla crescita, è accelerare la transizione, in coerenza con le richieste della Commissione europea, le stesse che imprese e associazioni chiedono da anni: accelerare l'elettrificazione, moltiplicare rinnovabili e accumuli, far correre le aste competitive, attuare la riforma delle autorizzazioni, il "Testo Unico", anche a livello regionale.

La “flessibilità” di cui avremmo davvero bisogno è la capacità di superare la “rigidità” che caratterizza tanti dei nostri problemi. Rigido è lo stallo causato dai ritardi normativi, rigida è la burocrazia che non riesce ad innovarsi, rigida è anche l’opposizione alla transizione, un immobilismo che lascia l’Italia ancorata allo status quo energetico.

In fatto di ritardi, tra i più eclatanti e gravi c’è quello sulle aste competitive. Sul FER X abbiamo bruciato più di quattro anni: un ritardo nella pubblicazione del decreto che è inspiegabile dato che le aste sono lo strumento più efficace per ottenere il disaccoppiamento, e cioè comprare elettricità rinnovabile a un prezzo sganciato da quella prodotta col gas. Utile chiarire un equivoco in cui, incredibilmente, c’è ancora chi cade: le aste non sono incentivi. Chi realizza un impianto entra in gara e si impegna a cedere al GSE l'energia prodotta a un prezzo inferiore — talvolta molto inferiore — a quello di mercato. A patto di non complicare le aste fino a rendere più cara l'energia più competitiva.

Il FER X a regime che è stato firmato dal Governo il 18 giugno 2026, prevede di aggiungere solo 37,15 GW di nuova potenza rinnovabile: 10 GW per impianti sotto 1 MW e 27,15 GW per impianti di dimensioni maggiori, di cui 10 GW di fotovoltaico e 16,5 GW di eolico.

Il contingente previsto dal nuovo FER X è meno della metà di quello che servirebbe per arrivare all'80% di rinnovabili nel mix elettrico al 2030. Un contingente, quindi, ancora insufficiente rispetto ai moltissimi progetti che sono già da anni in iter autorizzativo. In assenza di un aumento dei contingenti si avrebbe l'effetto paradossale di tagliare fuori dalle aste competitive i progetti su cui le imprese hanno già investito e per cui attendono le autorizzazioni.

È fondamentale sottoporre immediatamente a Bruxelles la pre-notifica di un ulteriore programma di aste competitive che consenta l'installazione di 20 GW all'anno di nuova potenza da fonti rinnovabili nel periodo 2027–2030, con un mix di sviluppo di circa 50% eolico e 50% fotovoltaico, data la complementarità delle due tecnologie (come approfondisco più avanti), e attraverso il meccanismo d’asta già rodato del FER X.

Le attuali decisioni dell’Italia rischiano di andare in direzione contraria alla necessità di produrre più energia elettrica rinnovabile il prima possibile e al minor costo. Il FER Z era stato concepito dal MASE e posto in consultazione con un contingente di 5 GW e come meccanismo di aste parallelo e aggiuntivo al FER X. Invece, adesso, è previsto che il contingente del FER Z salga ad almeno 15 GW, perché vi viene riallocata una quota importante di fotovoltaico dal FER X, che nella versione definitiva ha un contingente limitato a 10 GW. Così, il FER Z, un meccanismo sperimentale, che dovrebbe essere approvato dall’Europa non prima di fine anno e di cui non conosciamo tempi e regole, diventa il canale principale attraverso cui andrà in asta la maggior parte della potenza fotovoltaica.

Se l’obiettivo fosse accelerare la transizione energetica, servirebbe l’opposto: più stabilità, prevedibilità e certezze, in modo da consentire agli operatori di pianificare investimenti a lungo termine, senza essere esposti a continui cambiamenti che aumentano il rischio regolatorio. È un evidente disallineamento regolatorio: da un lato, gli operatori devono affrontare iter autorizzativi estremamente lunghi e complessi per sviluppare nuovi impianti, dall’altro, una volta ottenute le autorizzazioni, si prospetta che le procedure di asta vengano svolte attraverso uno strumento del tutto nuovo.

Non è ciò che secondo operatori, Associazioni, tra cui FINCO, e analisti del settore sarebbe servito: i due strumenti dovrebbero essere complementari, con una crescita del FER Z progressiva nel tempo e parallela allo sviluppo delle aste del FER X e del MACSE.

Stando alle dichiarazioni del MASE pubblicate in un articolo del 23 giugno 2025, la stessa Commissione europea aveva allora espresso riserve circa l'efficienza tecnologica e la compatibilità del FER Z con gli orientamenti dell'UE in materia di aiuti di Stato, nonché sull'efficacia del meccanismo in relazione agli aspetti di manutenzione programmata degli impianti.

Il FER Z, un meccanismo non rodato e più complesso del FER X, remunera i profili di produzione. Non si conoscono ancora i dettagli di come funzionerà, ma con tutta probabilità restringerà la platea dei partecipanti a grandi utility integrate, trader e aggregatori, comprimendo la concorrenza e facendo salire i prezzi d'asta.

Il FER X remunera l’energia prodotta, è bancabile e aperto anche a sviluppatori e produttori indipendenti, e dovrebbe rimanere il meccanismo principale con cui sviluppare velocemente potenza rinnovabile al minor costo, con le aste MACSE che daranno impulso allo sviluppo dei sistemi di accumulo.

Dopo anni di ritardo nella pubblicazione del FER X — il modello di aste su cui gli operatori hanno costruito i piani di investimento — arriva un cambio di rotta che fa del FER Z il principale strumento per le aste del fotovoltaico, prima ancora di averlo collaudato.

È pienamente condivisibile l'utilità di meccanismi d'asta capaci di valorizzare una maggiore produzione rinnovabile e, nel lungo periodo, non vi è dubbio che la crescente applicazione di strumenti come il FER Z rappresenti un'opportunità per il sistema. Tuttavia, la crescita del FER Z dovrebbe avvenire, da una parte, con la necessaria gradualità, in parallelo allo sviluppo del parco di generazione e dei sistemi di accumulo. Dall'altra, dovrebbe procedere secondo tempistiche tali da garantire agli operatori l'orizzonte di prevedibilità necessario per pianificare gli investimenti, e con modalità condivise e definite attraverso una reale concertazione con le Associazioni di rappresentanza del settore.

Le aste del nuovo FER X prevedono coefficienti zonali, una novità rispetto alle aste del FER X transitorio che prevedevano invece tariffe differenziate in base alla localizzazione dell’impianto, cioè una correzione economica che equiparava il vantaggio o lo svantaggio di installare impianti a Nord o al Sud in termini di producibilità attesa, rendendo comparabili gli investimenti.

I coefficienti zonali non modificano i prezzi, bensì agiscono sulla graduatoria, cioè verranno applicati alle offerte per formare la classifica d'asta, rendendo un'offerta più o meno competitiva in funzione della zona in cui l'impianto sorge. Calibrare bene i coefficienti zonali implica trovare un equilibrio tra una pluralità di fattori come i target rinnovabili regionali, lo sviluppo degli accumuli, la pipeline dei progetti già in iter autorizzativo, la capacità di rete nelle diverse zone. I coefficienti zonali non sono ancora noti: saranno definiti entro 60 giorni dalla pubblicazione del Decreto FER X. Sarà determinante tarare in modo ottimale questi coefficienti per evitare il rischio di stabilire graduatorie d’asta inefficaci nei loro effetti sul sistema.E soprattutto per non rischiare di perdere l’opportunità di rendere le aste uno strumento di governance per una oggi non più rimandabile pianificazione geografica dello sviluppo di nuova potenza rinnovabile e di mix produttivo.

Per lo sviluppo dei sistemi di accumulo, lo strumento di pianificazione sono le aste del MACSE, il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. La prima asta è stata un successo grazie all’altissima competizione, con un volume di offerte che ha superato di oltre 4 volte il contingente messo all’asta, che ha permesso per i sistemi di accumulo a batterie (BESS) prezzi medi di aggiudicazione di circa 13.000 €/MWh-anno, circa un terzo del prezzo massimo fissato da Terna a 37.000 €/MWh-anno.

La rapida crescita della competitività delle batterie è un’ottima cosa, perché assumeranno un ruolo sempre più importante. Fanno parte, infatti, di quell’ecosistema di risorse per la flessibilità che, anche secondo IEA ed ENTSO-E, è fondamentale per integrare le rinnovabili in un mix elettrico che le vedrà, auspicabilmente, ad oltre l’80% dal 2030 in poi.

Si tratta di un portafoglio di tecnologie, nessuna di esse rigida, che copre ogni scala temporale per soddisfare le esigenze della rete: batterie, appunto, domanda industriale flessibile, pompaggi idroelettrici, interconnessioni con l'estero e anche il contributo residuale del gas metano, sostituendolo via via col gas rinnovabile.

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento si è già adeguato alle nuove esigenze del sistema, aprendo alla partecipazione di una pluralità di tecnologie che offrono flessibilità diffusa.

Più cresce la quota di rinnovabili, più servono risorse flessibili e dispacciabili a basso costo, e meno conviene una fonte baseload inflessibile, ad esempio, come il nucleare. Per ripagare almeno l’investimento, una centrale nucleare deve funzionare a pieno regime. In un sistema elettrico ad alta penetrazione di rinnovabili come sarà quello dal 2030 in poi, avremmo due alternative, entrambe paradossali: o si spengono le rinnovabili, facendo impennare il costo dell'energia, o si tengono fermi i reattori nucleari. In questo secondo caso, gli impianti nucleari, già molto più costosi delle rinnovabili, diventerebbero economicamente insostenibili....

Leggi l'articolo completo pubblicato su greenreport.it in data 26 giugno 2026.