Una recente ricerca di Energy & Strategy del Politecnico di Milano per RWE ha analizzato l'impatto della normativa sullo sviluppo delle energie rinnovabili a livello nazionale ed europeo, individuando alcune lezioni del recente passato con cui costruire un futuro migliore
Energie Rinnovabili: la strada percorsa dall’Italia
La storia italiana delle energie rinnovabili non programmabili ha seguito fin dall’inizio dinamiche molto particolari. Dinamiche determinate soprattutto dal contesto normativo e che, nel tempo, hanno creato gap più o meno ampi con le altre grandi potenze europee nel campo delle green energy. Ma il passato, come sempre, porta con sé una grande lezione che oggi potrebbe aiutarci a definire il miglior futuro possibile per la transizione energetica nazionale.
Lo spiega un recente studio dedicato all’impatto della normativa sulla crescita delle rinnovabili in Italia ed Europa, le lezioni apprese dal passato e le intuizioni vincenti per il futuro, condotto da Energy & Strategy del Politecnico di Milano per RWE.
Gli autori hanno passato al vaglio la crescita dell’eolico e del fotovoltaico in Italia, Germania, Spagna e Francia dal 2008 ad oggi, cercando di comprendere quale ruolo abbia giocato la normativa nello sviluppo delle FER.
Il trend eolico
Quello che emerge chiaramente dal rapporto è come il Belpaese fosse partito con slancio. Nel biennio 2008-2009 in Italia venivano installati 1,1 GW di eolico/anno. Si tratta di un volume che, seppure inferiore a quello degli altri 3 Paesi UE, non ci faceva sfigurare rispetto alla media complessiva (1,8 GW).
Peccato che con il tempo il comparto abbia tirato il freno. Questo non solo ha fatto sì che l’Italia non riuscisse più a superare quota 1 GW/anno ma aumentasse a dismisura il gap con le altre nazioni. A titolo di confronto nel biennio 2023-2024 l’Italia è riuscita a mettere in campo solo 0,6 GW/anno contro una media di 1,9 GW.
Non sorprende pertanto sapere che il profilo complessivo delle installazioni eoliche nazionali sia attualmente il più “debole” tra gli Stati considerati. In termini di capacità totale cumulata a fine 2024 lo Stivale vantava circa 13 GW, di fronte ai 73 GW della Germania (leader indiscusso), ai 25 GW della Francia e ai 32 GW della Spagna.
Media installazioni annuali dal 2008 al 2024 nell’eolico:
- Italia: 0,6 GW/anno;
- Germania: 3,0 GW/anno;
- Francia: 1,3 GW/anno;
- Spagna: 1,1 GW/anno.
Il trend fotovoltaico
Anche in campo fotovoltaico le dinamiche nazionali si sono distinte. Dopo un inizio a rilento, il Belpaese ha vissuto un sensibile boom nei primi anni dello scorso decennio, per poi flettersi e quindi riprendersi dal 2022. Questo andamento altalenante – che passa dagli 1,1 GW/anno del 2012-13 agli 0,6 GW/anno del 2018-2019 fino ai 5,9 GW/anno del 2023-2024 – ha portato a risultati più soddisfacenti rispetto all’eolico.
In questo caso, infatti, i numeri complessivi appaiono più alti e di conseguenza non appare quel marcato gap con gli altri paesi analizzati, ad eccezion fatta della Germania con cui il gap è andato via via aumentando.
Al 31 dicembre 2024 il Belpaese vantava 37 GW di capacità fotovoltaica totale cumulata, la Germania 98 GW, la Francia 23 GW e la Spagna 31 GW.
Media installazioni annuali dal 2008 al 2024 nel FV:
- Italia: 2,2 GW/anno;
- Germania: 5,6 GW/anno;
- Francia: 1,5 GW/anno;
- Spagna: 1,8 GW/anno.
Quale ruolo ha giocato la normativa sulla sviluppo delle energie rinnovabili?
Gli autori hanno quindi incrociato i trend di crescita delle energie rinnovabili nei quattro Stati con gli sviluppi normativi del settore. Quello che emerge chiaramente dal report è un andamento irregolare nei sistemi di sostegno in Italia e Spagna. In particolare il Belpaese ha visto regimi feed-in-tariff e feed-in-premium (es. Conto Energia) avanzare a singhiozzo, fino ad arrivare nei tempi più moderni ai contratti per differenza e alle detrazioni fiscali (es. Superbonus), con l’unica grande certezza dello scambio sul posto (2008-2024).
L’effetto degli stop&go
Una delle prime evidenze dello studio è che ogni volta si introduce una discontinuità nel sistema, l’effetto sulle installazioni è duplice: da un lato si ha un blocco immediato legato alla fine del supporto e dall’altro un rallentamento prolungato nel tempo per il clima di sfiducia creato.
Non solo. Gli investitori tendono a rallentare o a sospendere le loro decisioni di investimento in nuove installazioni rinnovabili anche quando la normativa non è stabile, come nei casi dei regimi transitori o dei meccanismi pilota.
L’impatto della frequenza del cambio normativo
Partiamo da una premessa: in Europa il tempo di autorizzazione medio degli impianti rinnovabili è eccessivamente lungo. Praticamente nessun paese rispetta il limite di 2 anni indicato dalla direttiva comunitaria RED II del 2018. E nel complesso l’Italia non è neppure il paese con le tempistiche più lunghe. A livello nazionale il tempo medio di permitting è di 3.6 anni per il fotovoltaico (+80% rispetto al limite RED) e di 4.8 anni per l’eolico onshore (+138% rispetto al limite RED).
Tuttavia, va sottolineato che in questo lasso di tempo la normativa di riferimento in Italia tenda a variare rapidamente. Gli autori hanno calcolato che in media, nel periodo necessario per l’ottenimento dell’autorizzazione, le norme nazionali cambiano mediamente 3 volte, a fronte di una media di sole 0,7 volte in Germania, Francia, Spagna.
L’utilizzo della leva fiscale
Nel 2023 il fotovoltaico italiano è cresciuto in maniera rapida ed esponenziale e non è un mistero che a sostenere tale aumento siano stati per lo più i piccoli impianti residenziali, quelli – per intenderci – che hanno potuto godere della generosa spinta del “Superbonus”. Ma anche negli anni precedenti al Superbonus lo sviluppo fotovoltaico si è appoggiato molto alle detrazioni IRPEF. Questa tipologia di leva fiscale ci ha fatto guadagnare parecchio terreno soprattutto nel fotovoltaico e in generale l’Italia ha fatto un gran uso dei sussidi al capitale (con una frequenza 3 volte maggiore rispetto agli altri Paesi). Peccato che l’azione si sia focalizzata per lo più sugli impianti solari di piccola taglia anziché sull’intera filiera delle rinnovabili.
Il sostegno focalizzato sulla piccola generazione porta con sé un ulteriore limite. In questo modo non è possibile sfruttare appieno le economie di scala. Gli autori fanno notare come “ribilanciare” il parco fotovoltaico, spostando la quota degli investimenti verso impianti di media e grande taglia, permetterebbe invece di ridurre il costo medio dell’energia fotovoltaica installata, ottenendo un impatto più significativo e stabilizzante sui prezzi dell’energia elettrica.
Le criticità del sistema delle aste
L’analisi del passato ci insegna anche una terza lezione: in Italia i prezzi che si ottengono dalle aste per costruire e gestire grandi impianti rinnovabili sono più alti del 25% rispetto a quelli degli altri principali Paesi europei. Parliamo di una media nazionale di circa 65 €/MWh contro una media di 52 €/MWh registrata in Francia, Spagna e Germania.
Per gli autori questo divario è da attribuire a tre fattori tipici del contesto italiano: la frequente revisione delle normative, gli extra costi di sviluppo e gestione, la bassa partecipazione alle procedure competitive. Minore stabilità normativa a parte (di cui si è già parlato), il Belpaese è caratterizzato da un puzzle di leggi e regolamenti a livello locale e regionale che introducono costi aggiuntivi di sviluppo e gestione dei progetti. Questo si riflette nell’alto LCOE (Costo Livellato dell’Energia).
Ma anche la lentezza nell’ottenimento del titolo autorizzativo completo – necessario per partecipare alle aste – costituisce un serio limite, al pari di un prezzo base d’asta spesso insufficiente a coprire i costi di investimento (solo parzialmente mitigato dall’adeguamento all’inflazione) e che riduce inevitabilmente il numero di partecipanti e la competizione.
L’impatto delle rinnovabili: il costo degli incentivi
La distanza tra il Belpaese e gli altri grandi Paesi europei emerge in maniera netta anche in termini di costo degli incentivi alle rinnovabili, soprattutto considerando la capacità installata. Nello specifico, la spesa media annuale per gli incentivi nel periodo 2008-2024 è stata:
- Italia – 8,9 miliardi di €/anno, corrispondenti allo 0,51% del PIL medio. Il parco installato al 31 dicembre 2024 risultava di 49,9 GW.
- Germania – 16,8 miliardi di €/anno, corrispondenti allo 0,52% del PIL medio. Il parco installato al 31 dicembre 2024 risultava di 171,5 GW.
- Francia – 5,3 miliardi di €/anno, corrispondenti allo 0,23% del PIL medio. Il parco installato al 31 dicembre 2024 risultava di 49,7 GW.
- Spagna – 5,4 miliardi di €/anno, corrispondenti allo 0,46% del PIL medio. Il parco installato al 31 dicembre 2024 risultava di 63,1 GW.
In altre parole, nonostante un impegno economico simile in percentuale del PIL rispetto a Germania e Spagna, l’Italia ha raggiunto una capacità installata significativamente inferiore alla prima e anche leggermente sotto la seconda. Questa disparità nella resa degli incentivi è evidentemente riconducibile al mix di fonti e taglie che caratterizza il parco installato italiano, nonché alle scelte di natura normativa (come la stabilità e la frammentazione normativa e la gestione delle aste, come discusso in precedenza). Queste differenze sono elementi chiave su cui riflettere per le future strategie di investimento nel settore delle rinnovabili in Italia.
Quali opportunità per il futuro?
L’analisi del recente passato ci offre importanti lezioni per il futuro prossimo, mostrando perché sia importante continuare a investire nelle rinnovabili. Mettere a frutto tali lezioni, soprattutto alla luce degli obiettivi 2030 del nuovo PNIEC Italia, permetterebbe al Belpaese di riguadagnare terreno e ottenere una serie di vantaggi collaterali. Nel dettaglio, l’Italia punta a raggiungere 107 GW di capacità rinnovabile installata entro la fine di questo decennio, con un incremento di 57 GW rispetto al parco in esercizio nel 2024.
Una crescita, spiegano gli autori, che genererebbe 110-145 mila nuovi posti di lavoro e investimenti per 8-11 miliardi di euro all’anno. Questo “balzo” nelle FER nazionali avverrebbe “ad un costo decisamente inferiore rispetto al passato”, rendendo l’investimento più vantaggioso e sostenibile economicamente.
