Poche misure, negli ultimi anni, hanno avviato un dibattito così acceso come quella sull’ETS recentemente approvata dal Governo. Parliamo di dibattito per convenzione - nei fatti si è trattato, almeno in Italia, di una contestazione quasi corale, con posizioni largamente orientate in senso negativo.
Il senso della misura è noto: il sistema – o meglio, la voce “oneri di sistema” della bolletta – rimborserà i produttori termoelettrici del costo che essi sostengono per l’acquisto delle quote di CO2 necessarie a produrre ciascuna unità di energia elettrica (nonché di una quota degli oneri di trasporto sull’acquisto gas).
Noti sono anche gli impatti diretti sul mercato elettrico, per quanto sul loro dimensionamento circolino stime divergenti. Non vi possono essere particolari dubbi sul fatto che i rimborsi su ETS e oneri gas ridurranno il costo di generazione di un impianto termoelettrico a gas di media efficienza di circa 35 €/MWh (a costo attuale della CO2). Dal momento che il termoelettrico fissa – direttamente o indirettamente - il prezzo circa nel 65% delle ore (così è accaduto nel 2025), l’impatto sui prezzi medi all’ingrosso sarà necessariamente minore.
Edera, il modello di Elemens, stima che nel 2027 la possibile riduzione del baseload e del catturato eolico potrebbe essere di circa 25 €/MWh (-25% rispetto a uno scenario con ETS), mentre il prezzo catturato dal solare si ridurrebbe di circa 15 €/MWh – con un effetto attenuato nel corso degli anni, al ridursi delle ore di marginalità degli impianti termoelettrici progressivamente erose dalla crescita delle fonti rinnovabili. Si riduce anche lo spread tra ore di picco e ore “vuote” e dunque lo spazio di ricavo per le batterie che nel 2027 potrebbe scendere fino al 25%.
L’insieme delle reazioni ha fatto emergere una pluralità di argomentazioni che meritano di essere considerate.
Molti denunciano, a ragione, le modalità improvvise dell’intervento: un cambio di rotta del genere, già di per sé facilmente rappresentabile nell’ampia letteratura di genere sull’instabilità normativa italiana, meritava sicuramente una riflessione più ampia non solo sugli effetti di scenario ma anche sull’impatto sulle decisioni di investimento già prese.
La maggioranza delle voci critiche però si concentra su motivazioni di principio.
Si dice ad esempio che la misura favorisce gli impianti a gas, sgravandoli di un costo e rendendoli più competitivi rispetto alle rinnovabili. In principio, appunto, inconfutabile. A ben guardare l’attuale struttura del mercato, la socializzazione del costo ETS non sembra in grado però né di aumentare significativamente i margini unitari dei CCGT, per i quali la misura sembra più che altro passante, né di ridurre la quota di rinnovabili. Almeno con gli attuali costi del gas – e anche con quelli attesi dal consensus per gli anni futuri – chi sarebbe infatti scalzato fuori dal mercato da un termoelettrico sgravato di 35 €/MWh di costi di produzione? Certamente non le rinnovabili, semmai – in alcune ore, su alcune frontiere, sotto alcune condizioni – potrebbe invece ridursi la quota di import e anzi aumentare l’export.
Questa argomentazione è tra le più ricorrenti negli ultimi giorni, in cui si è spesso scritto che l’Italia diventerebbe esportatrice netta, grazie al contributo delle nostre bollette: circostanza forse vera (in un nostro backtest sul 2025 il saldo import / export si pareggia), ma il cui impatto economico andrebbe valutato tenendo anche conto delle rendite di congestione transfrontaliere legate alle importazioni, che già oggi impattano sulla bolletta degli italiani.
Quest’ordine di considerazioni assume però un senso solo se si ipotizza che l’Italia sarà l’unico paese ad andare in questa direzione, quando invece diversi segnali – come il crollo dei prezzi ETS negli ultimi mesi, o l’interesse con cui è stata commentata la norma oltralpe – suggeriscono che la misura potrebbe assumere, prima o dopo, in questa o più probabilmente in altre forme, una dimensione europea. Il cuore politico della riforma starebbe in effetti proprio qui: aprire una breccia su un muro già fragile come quello dell’ETS, contando almeno di avviare un processo europeo di riforma.
La misura italiana – se approvata – demolirebbe in ogni caso un pilastro del mercato wholesale per come l’abbiamo conosciuto, costruito intorno all’idea del doppio ruolo dell’ETS come disincentivo alle produzioni con emissioni e incentivo alle tecnologie pulite. Tuttavia questo processo è già in corso, più o meno silentemente, da tempo, come testimoniato dalle innumerevoli discussioni sulla necessità di un “nuovo market design”: infatti la larga parte delle rinnovabili – specialmente il solare – non cerca più il segnale di attivazione dell’investimento nel prezzo di mercato, ma al di fuori di esso, nelle aste governative di lungo termine (in Italia, oggi il FER-X, domani il FER-Z). Per esempio, nel 2025 in Italia, su 12 GW di rinnovabili che hanno stipulato un contratto di lungo termine, oltre l’85% lo ha fatto tramite procedure regolate – tale sproporzione potrebbe ripetersi anche in futuro, almeno stando ai piani del governo e delle istituzioni del settore elettrico in generale (PNIEC, bozze di FER-X, ecc). Quanto successo nei mercati iberici – azzeramento del segnale di prezzo legato all’elevata e improvvisa penetrazione delle rinnovabili in assenza di un quadro di aste, con conseguente fuga degli investitori – sembra peraltro suggerire che l’esempio dell’Italia potrebbe essere seguito presto anche da altri.
Certamente la compressione dello spazio merchant merita comunque la massima attenzione, specie se in riferimento ai contratti già firmati, che ora potrebbero lasciare esposta almeno uno delle due controparti. Per chi scrive, le loro doglianze meritano considerazione da parte del Governo: per mitigare l’effetto ed evitare un double counting degli oneri CO2, si potrebbe ad esempio prevedere che l’approvvigionamento da fonti rinnovabili attraverso PPA possa generare l’esenzione dai corrispettivi a copertura dell’ETS che verranno inseriti nelle componenti tariffarie dei consumatori finali, così come fatto per il biometano.
Ad ogni modo, senza sottovalutare i casi specifici e con un importante caveat, ci sentiamo fiduciosi che il mercato delle rinnovabili non si fermerà dopo il Decreto Bollette. Seppur fare impianti a mercato diventasse (e probabilmente diventerà) ancora più difficile, la traiettoria di crescita complessiva di rinnovabili e batterie non dovrebbe modificarsi proprio grazie all’esistenza delle procedure regolate – una destinazione verso cui siamo convinti che il mercato avrebbe comunque progressivamente virato ancora di più. Ciò creerà semmai la spiacevole sensazione di un mercato che pende dalle labbra del Governo, in attesa di sue liberalità sotto forma di aste. Per lenire questa sensazione, e affinché non ci siano ripercussioni sugli investimenti futuri, è fondamentale che il Governo rassicuri il mercato quanto prima, indicando con chiarezza quanta capacità intende allocare nei prossimi anni alle rinnovabili e alle batterie (tenendo conto della necessità di compensare, anche zonalmente, la riduzione di capacità legata alla compressione del merchant). E che, accelerando sul dossier FER-Z, si mantenga uno spazio di arena competitiva in cui siano ancora premiate le energy management skills – e non solo il basso costo del capitale, come avviene spesso in procedure connect and forget come il FER-X. Solo questo potrà spegnere le voci di un disimpegno dell’Italia sulle rinnovabili.
*Partners di Elemens
