L’energia rinnovabile si conferma elemento cardine della transizione ecologica, incidendo significativamente sui prezzi dell’elettricità. L’Osservatorio FER di ANIE Rinnovabili, basato sui dati Terna, evidenzia che nel 2024 il prezzo medio dell’energia elettrica sul Mercato del Giorno Prima è sceso del 18%, passando da 127,4 €/MWh nel 2023 a 108,5 €/MWh. La riduzione è attribuita alla maggiore produzione da rinnovabili, caratterizzate da costi marginali inferiori rispetto alle centrali termoelettriche. Il meccanismo del system marginal price dimostra che all’aumentare della quota di energia rinnovabile il prezzo dell’elettricità si abbassa, come evidenziato dalla correlazione tra il PUN medio e i livelli di generazione da FER.
Energia più economica: il fotovoltaico accelera la transizione verde
“L’Italia ha un ruolo strategico nella transizione energetica – dichiara Andrea Cristini, Presidente di ANIE Rinnovabili (in foto) – ma per consolidare la propria competitività deve superare le barriere burocratiche e rafforzare una filiera industriale ancora frammentata. Il dato del +25% di crescita riscontrata dalle FER 2024 ci conferma che la strada della transizione è avviata e che la tecnologia trainante oggi è il fotovoltaico. Nei prossimi cinque anni sarà necessario installare almeno 70 GW di nuova capacità rinnovabile, oltre 10 GW all’anno, per allinearci agli obiettivi del PNIEC e garantire la sicurezza energetica nazionale.” “Il settore delle energie rinnovabili e degli accumuli rappresenta un’opportunità di crescita straordinaria, con un impatto economico e occupazionale significativo – ha concluso Cristini – ma servono politiche industriali chiare e strumenti di supporto adeguati a dispiegare gli investimenti, sviluppare economie di scala ed abbattere i costi dell’elettricità.”
Il 2024 ha segnato infatti un anno di crescita per le rinnovabili in Italia: la capacità di generazione è aumentata del 29%, con un incremento del 25% nelle nuove installazioni e un repowering del +68%. Il fotovoltaico ha trainato lo sviluppo, contribuendo per il 90% alla nuova potenza installata e per il 97% ai progetti di repowering. Il totale delle nuove installazioni FER ammonta a 6.664 MW, di cui 5.999 MW da fotovoltaico, 612 MW da eolico, 28 MW da idroelettrico e 25 MW da bioenergie. Considerando anche repowering e dismissioni, la potenza complessiva installata raggiunge 7.480 MW. La capacità totale rinnovabile al 31 dicembre 2024 è di 73,52 GW, distribuita su 1.893.111 impianti. Nonostante la crescita, il valore è inferiore ai 10 GW annui necessari per raggiungere gli obiettivi PNIEC 2030.
Rispetto al 2023, il fotovoltaico registra un incremento del 27%, l’eolico del 52%, le bioenergie del 47%, mentre l’idroelettrico cala del 10%. Il fotovoltaico si distingue per la crescita delle applicazioni utility scale, favorita dalla semplificazione degli iter autorizzativi. Il segmento residenziale, invece, accusa una contrazione del 27% a seguito della fine del Superbonus. Nel 2024 la produzione elettrica da FER cresce del 14%: l’idroelettrico segna un +31%, il fotovoltaico un +17%, mentre l’eolico cala del 6%. Per la prima volta, le rinnovabili coprono il 42% del fabbisogno elettrico nazionale, pari a 310 TWh.
Nel comparto fotovoltaico, la potenza installata nel 2024 raggiunge 5.999 MW (+23,5%), distribuita tra impianti residential (27%), C&I <1 MW (30%), utility scale 10<MW (19%) e large utility >10 MW (24%). Complessivamente, sono stati connessi alla rete 281.412 impianti, con un picco nel quarto trimestre pari a 1.638 MW. Il tasso di connessione mensile si attesta a 500 MW, con un incremento del 6% rispetto al 2023. Il settore eolico riparte dopo il rallentamento del 2023, registrando +52% e 612 MW di nuova potenza. In esercizio 84 nuovi impianti, con il 90,4% della capacità concentrata in 17 progetti >10 MW. L’idroelettrico mostra una flessione del 10%, con 28 MW e 59 nuovi impianti, ma un calo drastico delle dismissioni (da 116 MW a 1 MW). Le bioenergie crescono di 25 MW (+47%) con 88 nuovi impianti, ma registrano dismissioni per 52 MW, portando il saldo netto a -27 MW.
Nei mercati MSD ex-ante e MB, il 2024 si apre con una fase di ribasso nei prezzi “a salire” rispetto al 2023. Tuttavia, nel secondo semestre si assiste a una ripresa dei prezzi, che a dicembre superano i livelli dell’anno precedente a causa dell’aumento del prezzo del gas. I volumi movimentati da Terna su MSD ex-ante diminuiscono, mentre crescono quelli su MB.
Dal punto di vista normativo, tuttavia, l’incertezza caratterizza il 2024. La fine del Superbonus e della cessione del credito rallenta il fotovoltaico residenziale, aggravata dalla decisione ARERA di terminare lo “scambio sul posto” dal 29 settembre 2025. Il decreto CACER, finalizzato ad aprile 2024, non ha ancora prodotto gli effetti attesi sulla ripresa del mercato residenziale. Positiva la proroga della scadenza per le domande PNRR, ma servono ulteriori interventi normativi per rafforzare le comunità energetiche, ampliando il perimetro ai comuni con più di 5.000 abitanti e modificando i massimali per accumuli e impianti eolici.
Il DL Agricoltura (63/2024) impone restrizioni sulle installazioni fotovoltaiche in aree agricole, ad eccezione delle iniziative PNRR. L’incertezza principale è legata al DM Aree Idonee e alle normative regionali per il recepimento. Poiché il decreto non tutela le aree idonee ex lege, progetti già avviati potrebbero essere a rischio. Ad oggi, solo poche regioni hanno regolamentato le aree idonee, in attesa della sentenza del TAR Lazio su un ricorso degli operatori. Il governo ha impugnato la legge sulle aree idonee della Sardegna due volte, lasciando la questione irrisolta.
Pubblicati il DM FER 2 per le tecnologie innovative (3,8 GW per eolico offshore) e il DM FER X Transitorio per le tecnologie mature (10 GW per fotovoltaico e 4 GW per eolico onshore), ma si attendono le aste e le tariffe ARERA per impianti <1 MW. I bandi PNRR su Agrisolare e Agrivoltaico registrano esiti positivi, ma potrebbero essere compromessi se le normative regionali risultassero troppo restrittive.
Il settore C&I ha subito un rallentamento iniziale per via delle complessità del Piano Transizione 5.0, emanato in ritardo e con tempistiche stringenti. I prezzi dell’elettricità incentivano investimenti per l’autoconsumo e la stabilizzazione dei costi attraverso contratti di lungo termine, come evidenziato dall’asta Electricity Release, che ha visto una domanda di 70 TWh da oltre 3.000 imprese. Tuttavia, la disponibilità di progetti FER autorizzati sarà determinante per il successo della misura.
Le normative volte a semplificare gli iter autorizzativi, tra cui il D.Lgs. Testo Unico FER e il DL Ambiente, presentano criticità. Il Testo Unico FER genera incertezze nella gestione del transitorio, poiché le competenze sono passate dallo Stato alle Regioni, che hanno 180 giorni per adeguarsi. Il DL Ambiente, invece, non risolve le difficoltà legate al Ministero della Cultura, spesso silente sui procedimenti VIA.
Per quanto riguarda la produzione di tecnologie green in Europa, il Piano Transizione 5.0 e il fondo da 1,7 miliardi per la manifattura di tecnologie rinnovabili, inclusi fotovoltaico ed eolico, non registrano ancora grandi adesioni: l’attenzione è ora rivolta all’implementazione del Net Zero Industry Act a livello europeo.