L’amministratore delegato del gruppo energetico che fornisce l’8% dell’energia del Paese fa il punto sullo sviluppo delle energie pulite in Italia, sulle modalità per contenere i costi dell’energia e sulle conseguenze della revisione del sistema delle tariffe sulle politiche di sviluppo e di decarbonizzazione della Penisola.
Alla vigilia dell’approvazione del decreto energia da parte del governo, che introduce cambiamenti sostanziali nello scenario, l’amministratore delegato di Edison, Nicola Monti, traccia un quadro sulle prospettive di sviluppo del gruppo tra crescita nelle rinnovabili, nucleare, sistemi di accumulo e innovazione. Un’analisi che delinea, al tempo stesso, anche le prospettive future dell’intero settore.
Certo, molto dipenderà da come verranno modificati i meccanismi di calcolo delle tariffe, che orientano le decisioni di investimento e che, nel caso di Edison, potrebbero anche frenare la scelta dell’azionista di maggioranza, EDF, di valutare un’operazione sul capitale della società, una quotazione o l’ingresso di un partner per una quota di minoranza, finalizzata a fare cassa e a rafforzare le risorse necessarie per i piani di investimento nello sviluppo del nucleare in Francia.
Indice
- 1 Per le rinnovabili target a 4 GW entro il 2030
- 2 A tendere il mix per il Paese dovrà mantenere un 20% di energia programmabile
- 3 Il nucleare una alternativa per energia stabile e decarbonizzata
- 4 Tariffe il nodo chiave
- 5 ETS siamo legati all’Europa
- 6 Perché in Italia l’energia costa di più
- 7 Idroelettrico: il modello Lombardia per il rinnovo delle concessioni può essere replicato su scala nazionale
- 8 Pompaggi: servono miglioramenti nelle basi d’asta
Per le rinnovabili target a 4 GW entro il 2030
Il gruppo, dopo aver archiviato il 2025 con una crescita del fatturato e dei volumi, sebbene con una redditività in calo, anche per effetto degli eccezionali risultati dell’idroelettrico nell’anno precedente, punta a raddoppiare la capacità installata nelle rinnovabili arrivando a quattro gigawatt entro il 2030, dai 2,2 attuali. Nel 2025 gli investimenti nelle FER sono cresciuti di oltre il 90% con il completamento di 200 megawatt di nuovi impianti. Altri 250 MW sono in fase di costruzione, mentre ulteriori 500 MW saranno avviati nei prossimi diciotto mesi a seguito dell’aggiudicazione delle aste del decreto FerX.
Nel breve, i prossimi investimenti saranno influenzati dalle tariffe. “Per quanto riguarda le RES a mercato, in particolare eolico e fotovoltaico, siamo partiti con l’obiettivo di destinare circa il 60% dei prossimi investimenti a progetti regolati e il restante 40% a iniziative a mercato. Questa quota del 40% sarà oggetto di monitoraggio e potrà essere ricalibrata alla luce degli esiti dei provvedimenti in corso” spiega Monti.
A tendere il mix per il Paese dovrà mantenere un 20% di energia programmabile
“Sulla base delle nostre analisi, riteniamo possibile incrementare la quota di produzione da fonti rinnovabili dall’attuale 35% fino a circa l’80%. In termini concreti, significa quasi raddoppiare il contributo delle rinnovabili, con un impegno rilevante sul fronte degli investimenti. Parallelamente, sarà necessario mantenere una quota intorno al 20% di capacità programmabile, indispensabile per garantire sicurezza, affidabilità e stabilità al sistema”, osserva Monti, “Oggi questa programmabilità è assicurata principalmente dai cicli combinati a gas. In un’ottica di piena decarbonizzazione al 2050, le alternative sono sostanzialmente due: continuare a utilizzare il gas affiancandolo a tecnologie di cattura e stoccaggio della CO₂, oppure introdurre il nucleare come fonte a basse emissioni”.
Il nucleare una alternativa per energia stabile e decarbonizzata
Per l’ad di Edison sarebbe quindi utile per l’Italia riaprire il capitolo del nucleare. “Una capacità programmabile intorno al 10% potrebbe contribuire alla stabilità del sistema e garantire una produzione baseload continua e affidabile, complementare alle fonti rinnovabili. Oggi”, afferma Monti, “siamo troppo dipendenti dal gas naturale, ma questo è frutto di scelte di politica energetica fatte in passato e non lo possiamo cambiare dalla sera alla mattina neanche con un provvedimento legislativo”.
Servono scelte industriali e regolatorie di lungo periodo, perché i prezzi di oggi riflettono decisioni prese 10-20 anni fa: occorre quindi una visione sistemica a 15-20 anni per un mercato più equilibrato che includa elettricità programmabile e senza CO2 e questa include i small modular reactor.
Per quanto riguarda il livello di impegno di Edison, secondo il manager la tecnologia SMR è ancora in una fase di ingegnerizzazione e i costi non sono definiti. Di conseguenza è prematuro definire l’equilibrio futuro tra costi e redditività.
Tariffe il nodo chiave
“Provvedimenti che mettono in discussione la capacità degli investitori di continuare a investire a questo ritmo rischia di creare poi un effetto negativo e rallentare lo sviluppo, compromettendo l’obiettivo di installare la capacità necessaria a incidere in modo concreto sul PUN e per concorrere agli obiettivi di decarbonizzazione. L’effetto è un controsenso: decollerà la produzione a gas a scapito di quella rinnovabile. Non dimentichiamo” osserva Monti, “che occorre investire in parallelo anche negli accumuli, per evitare squilibri tra produzione e domanda. Servono quindi pianificazione, norme chiare e obiettivi di lungo periodo”.
Il decreto energia, poi approvato, riformula i meccanismi di formazione dei prezzi e delle tariffe intervenendo sulle componenti della bolletta e sui ricavi dei produttori, con l’obiettivo di redistribuire parte dei margini a favore dei clienti finali, così da contenere le bollette di famiglie e imprese e andando a incidere sulla redditività degli operatori energetici.
ETS siamo legati all’Europa
Quello dell’ETS (Emission Trading System), il sistema europeo di scambio delle quote di emissione di gas a effetto serra che impone un costo a chi inquina di più, pur avendo un obiettivo valido, rischia di essere un boomerang per i costi delle imprese europee, secondo l’ad di Edison. Tuttavia una modifica unilaterale dell’Italia appare improbabile visto che la Penisola opera in un sistema regolato a livello europeo e interconnesso con altri Paesi.
“L’impatto del costo della CO₂ sulla formazione del prezzo dell’energia e sulla competitività dell’industria riguarda tutta l’Europa, non solo l’Italia, perché le ETS sono pagate da tutti. Le proiezioni indicano valori fino a 150-180 euro a tonnellata nei prossimi anni: senza interventi, il problema della competitività energetica europea rischia di aggravarsi. Per questo è utile e necessario aprire una discussione a livello europeo su come contenere e gestire meglio questo meccanismo; se l’Italia promuove tale confronto è positivo. Diverso, invece, ipotizzare che il nostro Paese possa smettere da solo di applicare le ETS, ad esempio al gas per la produzione termoelettrica, perché appare poco realistico” conclude Monti.
Perché in Italia l’energia costa di più
Nel confronto con i principali Paesi europei, quelli che oggi presentano prezzi dell’energia più competitivi rispetto all’Italia sono Francia e Spagna, ma per ragioni molto diverse. La Francia beneficia della scelta nucleare fatta in passato, che le consente di utilizzare un parco di generazione ormai largamente ammortizzato. Tuttavia, i nuovi investimenti in nucleare e in parte nelle rinnovabili tenderanno a far crescere i prezzi anche lì.
La Spagna, invece, ha il mix elettrico più diversificato d’Europa (nucleare, carbone, gas e rinnovabili) e gode di condizioni geografiche particolarmente favorevoli: ampie aree a basso costo nel sud, molte ore di sole e quindi grandi impianti fotovoltaici molto competitivi, spesso su centinaia di ettari, più convenienti che in Italia. Il nostro Paese non dispone di queste stesse condizioni dato che non ha vaste aree desertiche per grandi impianti solari e, pur avendo un buon potenziale eolico, spesso sviluppa progetti in aree complesse come i crinali appenninici, con costi logistici più elevati e minori ore di vento rispetto al Nord Europa. Per questo è necessario essere realistici sulle risorse disponibili e puntare comunque su un mix di produzione il più possibile diversificato.
Idroelettrico: il modello Lombardia per il rinnovo delle concessioni può essere replicato su scala nazionale
Sul fronte idroelettrico il gruppo è impegnato nel rinnovo delle concessioni, ormai quasi tutte scadute. In questo contesto l’accordo con la Regione Lombardia, che punta a definire un quadro di collaborazione per la gestione degli impianti e per gli investimenti di ammodernamento e sostenibilità delle infrastrutture potrebbe diventare uno standard replicato anche in altre regioni.
“L’accordo raggiunto con la Lombardia è un modello che potrebbe diventare un’opzione a livello nazionale, cioè un’alternativa rispetto al quadro normativo attualmente vigente, che prevede la messa a gara delle concessioni. Come sapete, questo obbligo è inserito nel capitolo “Concorrenza” del PNRR. Di conseguenza, questa modifica con ogni probabilità richiederà l’approvazione della Commissione europea” osserva Monti.
Pompaggi: servono miglioramenti nelle basi d’asta
Anche per i pompaggi, una tecnologia naturale di accumulo destinata ad acquisire maggior rilevanza per accompagnare lo sviluppo delle rinnovabili, il nodo centrale è quello delle tariffe e delle remunerazione. “Per i pompaggi è prevista un’asta dedicata, ma il meccanismo approvato da Bruxelles collega il prezzo base a quello delle aste per le batterie. Alla luce della forte competitività emersa nella prima asta, è difficile correlare i due valori, perché si tratta di tecnologie e utilizzi molto diversi: un impianto di pompaggio ha capacità e tempi di accumulo e rilascio ben differenti rispetto a una batteria. Per questo si sta valutando un modello d’asta distinto. Al momento, però, non c’è ancora chiarezza su tempi e regole, né sul contesto in cui potremo partecipare con i nostri progetti” spiega Monti.