La transizione energetica in corso necessita, oltre che di un cambio di paradigma nelle abitudini di consumo, di una forte spinta nello sviluppo di infrastrutture energetiche. Sia che esse siano sussidiate da fondi Pnrr, supportate dalla fiscalità generale o da componenti in bolletta; sia che derivino dai Piani di sviluppo dei soggetti regolati o da iniziative private a mercato, la necessità di queste infrastrutture è collegata ai target comunitari di medio termine e alle esigenze legate all’adeguatezza e sicurezza del sistema elettrico. Senza pretesa di completezza, lo stato delle infrastrutture energetiche legate alla transizione in Italia si può desumere analizzando la situazione attuale e le previsioni di investimento di alcune grandi macrocategorie di interventi.
La più evidente è legata agli impianti di generazione da fonti rinnovabili. Nel 2024, Terna stima una capacità addizionale fotovoltaica installata di 6,8 GW, e una capacità cumulata in esercizio appena superiore ai 37 GW. Per l’eolico, invece, un aumento di 685 MW nel 2024 e un totale in esercizio di 13 GW. Tuttavia, per raggiungere gli obiettivi al 2030 è necessario disporre di 79,2 GW di capacità fotovoltaica e 28,1 GW di capacità eolico tra onshore e offshore.
Per coprire questo ampio fabbisogno da qui ai prossimi 5 anni, si è deciso di attivare un meccanismo di incentivazione dal contingente particolarmente esteso come il Fer-X, il quale (forse combinato ad un eventuale meccanismo “Fer-Z”), arriverà a sostenere la remunerazione di 40 GW di impianti fotovoltaici e 16 GW di impianto eolici per produzione stimata di circa 73 TWh nell’anno 2030.
Considerando i prezzi d’esercizio al momento supposti e rivalutati per l’inflazione, il costo per lo Stato potrebbe spingersi fino ai 6,6 miliardi di euro all’anno. L’ammontare sostenuto con sussidi pubblici dipenderà però dal grado di partecipazione alle aste e dal grado di competizione nelle stesse. Le numerose richieste di connessione, seppur non possano essere direttamente considerate tutte come potenziali impianti pronti a essere costruiti, fanno sperare in un meccanismo di competizione sul sussidio a beneficio del costo complessivo sostenuto dalla collettività per supportare lo sviluppo di capacità di generazione rinnovabile.
Per gestire un’elevata generazione di elettricità intermittente è stato introdotto il Macse, attraverso il quale verrà supportata l’installazione di capacità di accumulo elettrochimica e di pompaggi idroelettrici. Secondo gli scenari Terna 2024, sono necessari ulteriori 50 GWh di capacità di stoccaggio finanziabili attraverso il Macse, la maggior parte localizzati nelle regioni del sud. Ipotizzando una remunerazione di 35€/kWh/anno, la misura potrebbe arrivare a costare sino a 1,7 miliardi di euro all’anno. Dal lato offerta, il mercato sembra essere maturo: secondo i dati Mase di febbraio, sono stati autorizzati finora impianti di accumulo elettrochimico per circa 3,9 GW di potenza e sono in corso oltre 330 procedimenti, per una potenza complessiva di oltre 37 GW.
Considerando i meccanismi di sostegno “maggiori” per il sistema elettrico nei prossimi anni (Fer-X, Macse e Capacity market) essi determineranno un extracosto in bolletta per il cittadino di circa 20,56 €/MWh[1]: il prezzo da pagare per un sistema elettrico in corso di decarbonizzazione, adeguato e flessibile, oltre che per prezzi all’ingrosso meno volatili e maggiormente slegati al mercato del gas naturale.
Ad essi, inoltre, si aggiungono investimenti in ammodernamento e ampliamento delle reti di trasmissione e di distribuzione: per l’alta e l’altissima tensione, la Commissione stima investimenti dal 2024 al 2040 per 26,69 miliardi di euro, il quarto Paese in Europa dopo Germania, Paesi Bassi e Francia per questo tipo di investimenti. Tale cifra non si discosta molto da quanto previsto dal recente Piano di sviluppo 2025 di Terna, dove si prevedono 23 miliardi di euro tra il 2025 e il 2034. Più complesso, per via della maggiore parcellizzazione del segmento, una stima degli investimenti nelle reti di distribuzione. Sempre la Commissione europea stima, tra 2024 e 2026, investimenti per 1,5 miliardi di euro. Le stime di lungo periodo (2035/2040) divergono molto, dai 40 ai 150 miliardi di euro cumulati, data l’incertezza sul tema.
Infine, si desidera sottolineare lo stato della rete di ricarica pubblica di veicoli elettrici in Italia a supporto dello sviluppo della mobilità elettrica. L’attuale livello infrastrutturale resta ancora lontano dagli obiettivi Pniec: per supportare i 6,5 milioni di veicoli elettrici circolanti previsti al 2030, servono infrastrutture di ricarica in grado di erogare una potenza complessiva di 5,32 GW con un fattore di utilizzo medio intorno al 5-6%[2]. Attualmente, il fattore di utilizzo medio è tra l’1,1% e l’1,8% a seconda della tipologia di colonnina e il ritorno economico dell’investimento in infrastrutture di ricarica pubbliche non offre risultati incoraggianti per gli operatori.
[1] In quanto calcolo previsionale a medio termine, esso è soggetto ad alcune assunzioni, ampiamente dibattute nel Position Paper n.271 del Laboratorio REF Ricerche.
[2] Per le assunzioni dietro la stima, si rimanda alla lettura del Position Paper n.282 del Laboratorio REF Ricerche.
