pv magazine Italia ha parlato con Luciano Barra, responsabile Affari istituzionali di Italia Solare, per capire meglio l’evoluzione dei costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili, commentando un rapporto di Arera pubblicato settimana scorsa.
pv magazine: I costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili per l’anno 2024 sono pari a circa 8,9 miliardi di euro. Sono in aumento rispetto ai circa 7,1 miliardi del 2023, si legge nel rapporto di Arera. Si tratta di un trend consolidato dal 2022, ma comunque sotto i livelli raggiunti nel periodo 2014-2017, vero? Cosa ne pensate?
Luciano Barra: I confronti di costo tra anni diversi non può prescindere da valutazioni sulle variazioni di costo di mercato dell’energia nei medesimi anni, in quanto il costo di alcuni meccanismi di sostegno è parametrato, per ciascun impianto, al costo zonale orario.
Arera riporta che appare ragionevole attendersi un andamento complessivamente stabile, intorno a 8,5-9,5 miliardi di euro l’anno, del gettito necessario per il conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate, fino al 2031, anno in cui comincerà a risultare evidente il calo del gettito necessario, in assenza di ulteriori strumenti incentivanti che dovessero essere ipotizzati dopo quelli attualmente in corso di emanazione. Nei prossimi anni cosa vi aspettate da questo punto di vista?
Luciano Barra: Indubbiamente comincerà a calare il costo dei conti energia per il fotovoltaico, in buona parte indipendenti dal costo di mercato dell’elettricità. I meccanismi applicati a partire dal 2019 alle fonti più mature (in particolare eolico onshore e fotovoltaico), compresi Fer X transitorio e a regime, non dovrebbero determinare aumenti degli oneri, ma anzi è ragionevole attendersi che contribuiscano a farli diminuire. Ciò in quanto sono basati su contratti per differenza a due vie e, sulla base dei prezzi di aggiudicazione (le tariffe riconosciute) e dei prezzi di mercato elettrico attesi, è probabile che i produttori eolici e fotovoltaici ricevano una remunerazione inferiore ai prezzi di mercato.
Nel rapporto si legge che 1. l’energia elettrica che beneficia delle feed in tariff è stata stazionaria fino al 2024 e sarà in riduzione a decorrere per effetto del progressivo termine del periodo incentivante per i produttori che hanno ottenuto tale diritto, fino ad azzerarsi nel 2028, 2. che l’energia elettrica che beneficia dei feed in premium fissi (prodotta da impianti fotovoltaici ammessi ai primi 4 conti energia) è attesa stazionaria fino al 2026 per poi diminuire, fino ad azzerarsi nel 2033, 3. l’energia elettrica che beneficia del V Conto Energia per impianti fotovoltaici è stabile fino al 2033, 5. l’energia elettrica che beneficia dei più recenti strumenti incentivanti (di cui ai decreti interministeriali 6 luglio 2012, 23 giugno 2016, 4 luglio 2019, 7 dicembre 2023, 22 dicembre 2023, 19 giugno 2024 e 30 dicembre 2024) è attesa complessivamente in crescita per effetto dell’entrata in esercizio dei nuovi impianti ammessi a beneficiare dei più recenti decreti. Ci sono altre considerazioni da fare?
Luciano Barra: Occorre maggiore chiarezza. È vero che l’energia elettrica che beneficia dei più recenti strumenti di sostegno è attesa in aumento. Ciò, però, non comporta automaticamente un aumento dei costi di incentivazione perché, come detto, alcuni strumenti sono basati sui contratti per differenza a due vie.
Come fare per minimizzare i costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili, procedendo però con la transizione energetica? Cosa proponete?
Luciano Barra: La strada è tracciata, almeno per fotovoltaico ed eolico onshore: i contratti a due vie saranno quasi certamente un sollievo è non un onere per le bollette. Diverso il caso delle tecnologie meno mature, che potrebbero necessitare di tariffe superiori ai prezzi di mercato dell’elettricità, con conseguenti oneri sulle bollette.
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