Con il nuovo disegno di legge approvato dal Congresso, il One Big, Beautiful Bill, gli Stati Uniti si preparano a ridimensionare in modo significativo i crediti d’imposta per l’energia pulita introdotti con l’Inflation Reduction Act (IRA) di Biden. In potenziale assenza di incentivi del governo federale, l’aumento delle entrate e la riduzione dei costi sono fondamentali per molti sviluppatori di tecnologie pulite che vogliono resistere al nuovo ambiente politico trumiano. L’obiettivo dell’amministrazione è riallocare risorse verso politiche più allineate alla strategia dei combustibili fossili, generando forti ripercussioni sull’intero ecosistema del clean tech.
Cosa cambia quindi ora concretamente per settori come solare, eolico, idrogeno e CCS? Quali opportunità restano e dove si concentreranno gli investimenti? Come evolveranno i modelli di business in un contesto con meno sostegno pubblico? A rispondere a questi interrogati, in questo contributo per ESGnews è Coco Zhang, ESG Research di ING. Delinea i nuovi equilibri e le sfide che attendono il settore dell’energia pulita negli USA.
I crediti d’imposta per l’energia pulita sono destinati a essere ridotti
Approvato dal Congresso, il One Big, Beautiful Bill riduce significativamente la durata, il valore e l’ambito di ammissibilità di molti crediti d’imposta per l’energia pulita previsti dall’Inflation Reduction Act (IRA), pur non incorporando alcune delle proposte più restrittive.
Questo sforzo fa parte di un’iniziativa più ampia del Congresso volta a ridurre qualsiasi spesa possibile per finanziare le politiche distintive dell’amministrazione Trump, come i tagli fiscali, e ad allinearsi alla strategia dell’amministrazione volta a promuovere il predominio energetico (in gran parte) basato sui combustibili fossili degli Stati Uniti.
Secondo la Wharton School dell’Università della Pennsylvania, le disposizioni dell’IRA in materia di energia e clima possono costare circa 1.000 miliardi di dollari in un periodo di 10 anni.
Di seguito sono riportati alcuni punti salienti delle modifiche ai crediti d’imposta previsti dall’IRA approvate dal Congresso, nonché il loro potenziale impatto:
- Solare ed eolico evitano scadenze critiche, ma rischiano la fine anticipata dei crediti d’imposta.
Il disegno di legge prevede l’eliminazione graduale dei crediti ITC (48E) e PTC (45Y) per i progetti non operativi entro il 2028. Evitata la clausola della Camera che imponeva l’inizio lavori entro 60 giorni. Rimossa anche un’accisa che avrebbe aumentato i costi. I progetti avviati entro 12 mesi potranno comunque beneficiare dei crediti, ma resta la pressione su tempi e pianificazione.
- Una vittoria per accumulatori e fonti stabili.
I tagli si applicano solo a solare ed eolico: batterie, nucleare, geotermico e idroelettrico restano incentivati fino al 2032. Le batterie prodotte negli USA beneficiano anche dei crediti 45X, risultando più competitive rispetto alle importazioni asiatiche. L’accumulo diventa così centrale per affrontare l’intermittenza.
- Addio ai crediti per EV e ricarica, rinvio per l’idrogeno.
I crediti per veicoli elettrici e infrastrutture cesseranno entro settembre, con possibile rallentamento del settore. I crediti 45V per l’idrogeno saranno eliminati dal 2028: il verde sarà più penalizzato del blu, che resta più competitivo.
- Salva la trasferibilità dei crediti.
Confermata la possibilità di vendere i crediti d’imposta senza accordi di tax equity. Introdotta nel 2023, rappresenta già metà del mercato (45-50 miliardi di dollari) ed è considerata cruciale per l’accesso al capitale.
- Preoccupazione per le FEOC.
Limitazioni ai fornitori legati a entità straniere, soprattutto cinesi. Colpiti in particolare i progetti con batterie (70% delle importazioni da Cina) e i pannelli solari provenienti da Paesi asiatici considerati sotto influenza cinese. Prevista un’esenzione per contratti firmati prima del 16 giugno 2025.
Ripensare la fattibilità economica delle tecnologie pulite
Con la progressiva riduzione dei crediti d’imposta previsti dall’IRA, aziende e investitori si trovano oggi a dover rivedere la fattibilità economica dei progetti nel settore dell’energia pulita. Se finora l’intervento pubblico aveva giocato un ruolo decisivo nel migliorare la redditività delle tecnologie, ora la sostenibilità di lungo termine dovrà poggiare su basi più solide e autonome.
Nel solare ed eolico onshore permane un cauto ottimismo: i progetti su larga scala più efficienti sono già vicini alla parità di costo con il gas a ciclo combinato, anche senza incentivi. Secondo un’indagine di Lazard, condivisa da ING, dal 2026 il costo dell’elettricità solare (LCOE) potrebbe scendere sotto i prezzi medi dei contratti Power Purchase Agreement (PPA), garantendo una buona redditività anche in assenza dei crediti fiscali dell’IRA. Tuttavia, la competitività dipenderà sempre più dalla capacità di firmare accordi di lungo termine con acquirenti disposti a pagare di più per energia pulita e di integrare l’impianto con sistemi di accumulo, che restano incentivati. L’accumulo consente infatti di stabilizzare la produzione e accedere a nuovi mercati, compensando in parte l’effetto della riduzione degli incentivi.
Nel campo dell’idrogeno, la situazione è più sbilanciata. L’idrogeno blu, prodotto da gas naturale con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS), gode di costi di produzione più bassi e può già risultare competitivo con l’idrogeno grigio anche con incentivi moderati. I crediti 45V, se ottenuti su larga scala, possono persino portare il costo sotto zero. Inoltre, anche se questi dovessero essere progressivamente eliminati, resterebbero disponibili i crediti 45Q per il sequestro della CO₂ fino al 2032. L’idrogeno verde, invece, resta più costoso, anche con incentivi, e punta oggi soprattutto all’export verso l’Europa, dove gli standard ambientali più stringenti e la preferenza per soluzioni a basse emissioni ne sostengono la domanda. In entrambi i casi, la possibilità di stipulare accordi di lungo termine con acquirenti affidabili sarà decisiva per attrarre investimenti.
Infine, il CCS (Cattura e Stoccaggio di Carbonio) è il segmento meno toccato dalle modifiche legislative: i crediti 45Q restano attivi e vengono addirittura aumentati per il riutilizzo della CO₂. Con un valore di 85 dollari per tonnellata di CO₂, i crediti possono coprire i costi di cattura in settori come il carbone, la raffinazione, il cemento e l’acciaio. In altri ambiti, come la cattura diretta dall’aria o le fonderie di alluminio, i costi restano ancora elevati. Il Dipartimento dell’Energia ha recentemente revocato 3,7 miliardi di dollari di finanziamenti a progetti CCS dimostrativi, evidenziando che le applicazioni meno mature faticano a trovare un equilibrio economico.
Un’opportunità intermedia è rappresentata dalla rivendita della CO₂ catturata, ad esempio per la produzione di carburanti sintetici o per il recupero avanzato del petrolio. Sebbene non garantisca una rimozione permanente delle emissioni, può contribuire all’espansione del mercato e alla costruzione di nuove filiere industriali.
Nel complesso, l’incertezza normativa spinge gli sviluppatori a concentrarsi sempre più sull’economia reale dei progetti, sull’accesso al capitale privato e sulla capacità di adattarsi a un contesto con meno sostegno pubblico. La transizione energetica prosegue, ma richiederà nuovi modelli di business, maggiore efficienza e strategie industriali più robuste.