DL Bollette, Terrawatt: comprime i ricavi delle rinnovabili e i margini dello storage

pv magazine Italia ha avuto il piacere di parlare con Patrizio Donati, fondatore di Terrawatt, per capire il punto di vista di un operatore sul DL Bollette. “È un circolo vizioso: sussidi al gas, meno incentivo a installare rinnovabili e storage, più dipendenza dal gas”, commenta Donati, parlando poi dei rischi per gli operatori meno grandi.

Quali sono gli aspetti del DL Bollette più importanti per gli operatori? Quali sono gli articoli più importanti per Terrawatt?

Il decreto viene presentato come un pacchetto da oltre 5 miliardi di euro per tagliare le bollette di famiglie e imprese. Ma se si guarda alla meccanica degli interventi, emerge un quadro diverso. Quasi ogni leva che il decreto usa per abbassare i prezzi dell’elettricità funziona rendendo più economica la generazione a gas. E non accelerando le rinnovabili. Per Terrawatt, l’Articolo 7 è probabilmente il più significativo. Il sistema attuale di accesso alla rete, dove si ottiene prima la soluzione di connessione e poi si procede con autorizzazioni e terreni, genera una massa enorme di richieste speculative che bloccano la capacità disponibile. Per un operatore serio, che ha progetti reali con terreni senza vincoli, la riforma del sistema di connessione è la partita più importante.
L’Articolo 6 sullo scorporo degli ETS è altrettanto rilevante, perché incide direttamente sui ricavi di mercato degli impianti fotovoltaici. Un punto che merita attenzione è anche il meccanismo di finanziamento della riduzione degli oneri relativi al sostegno delle energie da fonti rinnovabili. Il decreto taglia il sovrapprezzo per le rinnovabili nelle bollette delle imprese, ma non lo finanzia accelerando il deployment di nuova capacità. Lo paga in parte con un aumento di 2% dell’IRAP sulle imprese energetiche.

Secondo voi quali potrebbero essere le conseguenze delle nuove regole finalizzate a restituire alle centrali termoelettriche a gas parte dei costi del combustibile e dell’onere CO2 legato al sistema ETS (Emission Trading System). Quali le conseguenze per gli impianti fotovoltaici?

L’Articolo 6 è, a mio avviso, il punto più controverso e potenzialmente dannoso. I produttori termoelettrici a gas vengono rimborsati per i costi di trasporto, gli oneri di sistema e i costi ETS. Il costo di questo rimborso viene poi recuperato tramite oneri sulle bollette dei consumatori elettrici e sul resto del sistema elettrico. Si tratta di una misura molto “short-termist” che non affronta il problema strutturale della dipendenza dal gas, lo aggrava. Il sistema ETS è uno dei pilastri della strategia climatica europea. Neutralizzare il segnale di prezzo della CO2 nel settore elettrico è paradossale: si toglie l’incentivo economico alla transizione energetica proprio quando servirebbe accelerarla. C’è poi la questione europea. L’UE permetterà che questa misura vada avanti? L’ETS è una delle politiche di punta della Commissione, e Von der Leyen ha difeso pubblicamente il sistema di recente.

E per gli impianti BESS?

Nel breve termine, se il meccanismo di rimborso ETS abbassa il prezzo all’ingrosso dell’energia, si comprime anche lo spread tra prezzi alti e bassi nel mercato elettrico. Lo stesso spread che è alla base del business model BESS, che guadagnano comprando energia quando costa poco e rivendendola nei momenti di picco. Meno volatilità e prezzi mediamente più bassi significano margini più stretti per l’arbitraggio. Più in generale, il decreto comprime i ricavi delle rinnovabili e i margini dello storage contemporaneamente. Se il gas viene sussidiato e rimane la tecnologia che fissa il prezzo per più ore durante la giornata, il valore economico della flessibilità offerta dai BESS si riduce. È un circolo vizioso: sussidi al gas, meno incentivo a installare rinnovabili e storage, più dipendenza dal gas.

Qual è il quadro introdotto dall’Articolo 7? Potete riassumere qual è il cambiamento in questo caso?

L’Articolo 7 cambia radicalmente il modo in cui gli impianti rinnovabili accedono alla connessione di rete, ed è un segnale di maturazione del mercato italiano. Oggi il sistema funziona su un approccio “first come, first served”: l’operatore richiede una soluzione di connessione a Terna, la ottiene, e poi può procedere con le autorizzazioni e la messa in sicurezza del terreno. Il problema è che questo ha generato una saturazione virtuale enorme, bloccando l’accesso a chi ha progetti concreti. Il cambiamento introdotto dall’Articolo 7 inverte la logica. Terna dovrà pubblicare trimestralmente la capacità massima addizionale disponibile. Le soluzioni di connessione già rilasciate a progetti non ancora autorizzati decadranno automaticamente. La capacità viene assegnata definitivamente solo a progetti con permesso di costruzione. Questa riforma non è unica nel panorama europeo. Il Regno Unito ha implementato un approccio molto simile nel 2023-2024 per smaltire la propria enorme coda di connessioni. L’Italia sta seguendo la stessa direzione.

Secondo voi l’intervento risolve in qualche modo le complessità legate alle connessioni? Questo cambiamento permetterà l’ingresso di società che non sono già presenti su molti tavoli tecnici e che quando hanno maggiore contezza delle capacità disponibili nei diversi nodi?

L’intervento affronta il problema giusto. Quello della saturazione virtuale è un blocco reale. Ma non è detto che la soluzione sia sufficiente. Le nuove misure creano una trasparenza che oggi semplicemente non esiste. Un operatore nuovo, che non ha storicamente rapporti consolidati con Terna o che non è seduto ai tavoli tecnici, potrà finalmente vedere dove c’è capacità e pianificare i propri investimenti di conseguenza. Però permane un elemento di incertezza importante. Se devi prima ottenere il terreno e le autorizzazioni prima di poter chiedere la connessione, ma non sai con certezza se la capacità sarà disponibile nel nodo che ti interessa, il rischio dell’investimento iniziale aumenta. Questo potrebbe paradossalmente favorire gli operatori più grandi e capitalizzati.

Le nuove regole legate all’Articolo 7 sono coerenti con le richieste e le strategie della Commissione europea?

L’Articolo 7 è probabilmente la parte più allineata con la strategia europea dell’intero decreto. La Commissione ha presentato nel dicembre 2025 l’European Grids Package, che contiene indicazioni specifiche sulle connessioni di rete che vanno nella stessa direzione: mappe trasparenti, il passaggio da “first come, first served” a “first ready, first served”, e una regola “use it or lose it” per la capacità riservata. La vera incoerenza con la strategia europea sta sullo scorporo degli ETS. L’ETS è una “cornerstone” della strategia energetica dell’UE. Rimborsare i costi ETS ai produttori termoelettrici va in direzione opposta rispetto al principio “chi inquina paga”.

Ma dobbiamo aspettarci comunque nuove complessità come conseguenza dell’articolo?

Diciamo che ogni riforma di questa portata genera complessità nella fase di transizione. La prima complessità è la decadenza delle soluzioni di connessione esistenti. Gli operatori che avevano già ottenuto una soluzione dovranno ripartecipare alle nuove procedure. Questo crea incertezza e potenziali contenziosi legali. Esiste però anche la questione dei ritardi infrastrutturali. L’Articolo 7 riforma le procedure, ma la capacità fisica della rete non cambia da un giorno all’altro. In molte aree come la Sardegna o Sud Italia, il collo di bottiglia è l’infrastruttura,. E su quello servono investimenti e tempi che vanno ben oltre il perimetro di questo decreto.

La misura ha anche rilanciato i contratti di lungo periodo (PPA) da fonti rinnovabili come strategia (ma solo per le aziende) per emanciparsi dal prezzo e dalla volatilità del gas, giusto? Che ne pensate?

L’idea in sé è buona e risponde a un bisogno reale. I PPA permettono alle imprese di fissare il prezzo dell’energia e svincolarsi dalla volatilità del gas. Incentivare le PMI è un passo avanti e i PPA sono fra gli strumenti più avanzati. Ma ci sono contraddizioni nel decreto. Se l’Articolo 6 abbassa i ricavi delle rinnovabili comprimendo i prezzi all’ingrosso tramite il rimborso ETS, diventa meno attraente per i produttori offrire PPA a condizioni competitive. Perché dovresti bloccarti su un prezzo fisso di lungo periodo se i tuoi ricavi di mercato sono già stati compressi dal basso? Servono margini sufficienti per rendere i PPA bancabili e attraenti.

In generale, cosa ne pensate? Perché il tentativo abbia senso? Come lo strumento può essere perfettibile? Ci sono problemi di visione di lungo periodo?

Il decreto interviene su un problema reale, ma la diagnosi del problema e la cura prescritta non sono allineate. La diagnosi corretta è questa: l’Italia paga l’energia cara perché il gas fissa il prezzo dell’elettricità per troppe ore al giorno. La cura dovrebbe essere: accelerare le rinnovabili e lo storage per ridurre le ore in cui il gas è necessario, come sta accadendo in Spagna dove i prezzi sono scesi strutturalmente. Invece, il decreto sceglie una strada diversa: rende il gas più economico artificialmente, mantenendolo al centro del sistema. I problemi di visione di lungo periodo sono evidenti. L’indipendenza energetica dal gas dovrebbe essere anche un tema di sicurezza nazionale. Qualunque crisi geopolitica potrebbe mettere in difficoltà il paese. La soluzione è accelerare le rinnovabili e lo stoccaggio, non sussidiare il gas.

Qual è, secondo voi, la motivazione economica/politica del DL Bollette?

Credo che le motivazioni politiche pesino più di quelle economiche. L’Italia ha i costi energetici tra i più alti d’Europa, e questo pesa sulla competitività del sistema produttivo e sul bilancio delle famiglie. I 5 miliardi mobilitati dal decreto non sono pochi. Sul piano politico, il decreto funziona come un pezzo di comunicazione prima ancora che come politica energetica. Se l’UE blocca la misura sull’ETS, il governo potrà dire agli elettori: “abbiamo provato ad aiutarvi, ma l’Europa ce l’ha impedito”. È un playbook politico collaudato. Quando le scelte energetiche vengono guidate da logiche di consenso di breve periodo piuttosto che da una strategia industriale, si finisce per spostare i costi invece di ridurli.

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