Le rinnovabili tagliano le bollette più del previsto, col FerX nel 2030 elettricità a 72,3 €/MWh

Il 2025 ha portato una novità di grande rilievo nel panorama energetico nazionale: per la prima volta sono state organizzate aste competitive di dimensioni significative destinate a incentivare le energie rinnovabili e i sistemi di stoccaggio elettrico. I meccanismi FERX, dedicati alle fonti rinnovabili, e MACSE, rivolto agli accumuli, non rappresentano solo strumenti finanziari, ma veri e propri banchi di prova per verificare quanto il mercato italiano sia maturo e pronto a sostenere la transizione verso un sistema elettrico decarbonizzato. Dopo anni di attesa e progettazione, finalmente si è potuta misurare concretamente la risposta degli operatori economici. Le procedure competitive hanno coinvolto principalmente il settore fotovoltaico ed eolico, restituendo un quadro articolato fatto di luci e ombre. Accanto ai successi in termini di partecipazione e prezzi competitivi, sono emersi anche nodi critici che richiedono interventi correttivi per il futuro. L’anno che si apre davanti al sistema energetico italiano sarà cruciale per consolidare quanto di buono è stato avviato e per correggere le traiettorie dove necessario.

Le aste FERX: fotovoltaico promosso, eolico rimandato

Tra settembre e dicembre 2025 sono state organizzate le prime tornate competitive del meccanismo FERX, ancora nella sua configurazione “transitoria”, priva di alcuni elementi che saranno poi introdotti successivamente. Gli impianti fotovoltaici sono stati protagonisti di due distinte sessioni, mentre l’eolico ne ha avuta una sola.

La prima procedura dedicata al fotovoltaico ha offerto agli operatori la possibilità di aggiudicarsi fino a 8 GW complessivi. La risposta è stata positiva: sono arrivate proposte per 10,1 GW, permettendo di assegnare 7,7 GW a condizioni economiche vantaggiose. Il dato più significativo riguarda proprio i prezzi: partendo da prezzo di esercizio superiore di 90,689 euro per ogni megawattora prodotto, le offerte vincitrici hanno registrato una media ponderata di appena 58,78 euro/MWh. La seconda tornata, svoltasi in ottobre, ha avuto caratteristiche diverse. Il contingente disponibile era più limitato, solo 1,6 GW, ma con un vincolo specifico: potevano partecipare esclusivamente progetti basati su tecnologie non cinesi, dai moduli alle celle e inverter. Questa clausola ha permesso di quantificare il costo dell’autonomia strategica – una sorta di price premium dell’indipendenza dalla Cina – nelle catene di fornitura: circa 10 euro/MWh rispetto alla prima asta. Mettendo insieme le due sessioni fotovoltaiche, il prezzo medio di aggiudicazione ponderato si ferma a 60,03 euro/MWh, un valore nettamente inferiore rispetto al prezzo medio che l’energia elettrica ha registrato sul mercato all’ingrosso durante il 2025, che ha superato i 115 euro/MWh. Le previsioni elaborate nell’estate del 2025 hanno trovato così conferma, mentre quelle formulate solo un anno prima si sono rivelate particolarmente prudenziali.

Ben diversa la situazione dell’eolico. Pur avendo ricevuto manifestazioni di interesse per quasi 2,9 GW, la partecipazione effettiva si è fermata a 1,7 GW, con aggiudicazioni finali di soli 0,94 GW. Un dato interessante emerge dall’analisi qualitativa: oltre il 30% dei progetti selezionati non ha riguardato nuove installazioni, bensì il rinnovamento o il potenziamento di impianti già esistenti. Il prezzo medio delle offerte eoliche vincitrici è stato di 72,85 euro/MWh, un valore superiore al fotovoltaico.

La geografia delle assegnazioni ha rivelato un altro elemento critico: quasi la metà della capacità aggiudicata nelle aste 2025 si è concentrata in Sicilia. Nonostante siano stati previsti meccanismi premiali per stimolare gli investimenti nelle regioni del Nord e Centro, il divario è rimasto. Il risultato è che circa la metà della capacità che il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima prevede di installare entro il 2030 è ancora senza una localizzazione definita e senza prospettive economiche chiare.

Quanto risparmiano davvero i consumatori

Uno degli aspetti più interessanti riguarda l’effetto dei contratti a lungo termine sulle bollette. I Contratti per Differenza (CfD) legati alle rinnovabili agiscono come uno stabilizzatore: quando i prezzi di mercato salgono, l’energia incentivata riduce i costi per il sistema; quando scendono, il costo relativo aumenta. Il punto di pareggio è, per il momento, fissato a circa 72,3 €/MWh.

Nello scenario al 2030, con il raggiungimento degli obiettivi, il 23% dell’elettricità sarà coperto da questi prezzi fissi. Le analisi mostrano che l’impatto finale dipende dal costo della generazione elettrica che resta fuori dagli incentivi (prezzo spot). Quando questa supera la soglia dei 72 euro, le rinnovabili iniziano a tagliare i costi complessivi, con un beneficio potenziale per il consumatore che può arrivare a 18 €/MWh rispetto a un mercato totalmente privo di tali meccanismi.

Il miglioramento rispetto alle stime di luglio 2024 è netto. Ipotizzando un prezzo dell’energia convenzionale di 90 €/MWh, i risultati delle ultime aste permettono oggi di abbassare il costo finale di 4,1 €/MWh, ribaltando la previsione dello scorso anno che stimava invece un rincaro di 3,5 €/MWh. Questo ‘guadagno’ di 7,6 €/MWh rispetto alle attese è merito della forte partecipazione e della competitività delle offerte nelle aste 2025.

Rendimenti contenuti, mercato competitivo

Gli esiti delle procedure competitive permettono anche di stimare quale ritorno economico si attendano gli investitori. L’indicatore più utilizzato è il tasso interno di rendimento (IRR), che misura la redditività di un progetto considerando tutti i flussi finanziari nel tempo e attualizzandoli a un tasso che annulla il valore netto dell’investimento. Per calcolare questi tassi si parte dai costi di realizzazione degli impianti (CAPEX) e dai costi di gestione annuali (OPEX), stimati sulla base di dati di mercato. Negli ultimi due anni entrambe le tecnologie hanno beneficiato di una significativa contrazione dei costi di investimento. Per quanto riguarda le spese operative, le tendenze sono meno uniformi: l’eolico ha visto una diminuzione moderata, passando da circa 36 a 32 euro per kilowatt installato all’anno, mentre il fotovoltaico ha registrato un leggero aumento, da 16,5 a circa 20 euro/kW/anno. Variazioni comunque contenute e non statisticamente determinanti.

Per arrivare al calcolo dell’IRR unlevered si devono fare alcune ipotesi aggiuntive, tutte descritte nella versione completa del Position Paper, assieme ai risultati della simulazione. Tali stime vanno considerate indicative, perché il rendimento effettivo può variare notevolmente in base alle caratteristiche specifiche di ciascun progetto e alle condizioni finanziarie degli operatori. Più che numeri precisi, rappresentano intervalli ragionevoli entro cui collocare le aspettative di redditività del mercato.

MACSE: il successo degli accumuli e il nodo dei pompaggi

Il 30 settembre 2025 ha segnato un’altra tappa importante: si è svolta la prima asta dedicata ai sistemi di accumulo elettrico tramite il meccanismo MACSE. Il sistema di aggiudicazione adottato è il pay-as-clear, dove tutti i progetti selezionati ricevono lo stesso prezzo, quello dell’ultima offerta accettata, indipendentemente da quanto ciascuno avesse proposto.

Il bilancio di questa prima esperienza è decisamente positivo su due fronti. Il primo riguarda l’interesse dimostrato dal mercato: sono stati presentati progetti per quasi 40 GWh di capacità, a fronte dei quali ne sono stati assegnati 10 GWh. Il secondo elemento positivo riguarda i prezzi. La forte concorrenza tra operatori e fornitori di tecnologie, combinata con le caratteristiche favorevoli del meccanismo incentivante, ha spinto progressivamente al ribasso le aspettative di costo. Già nell’estate 2025 si parlava di prezzi inferiori ai 30.000 euro per megawattora di capacità installata, ma i risultati finali sono stati ancora più favorevoli. Anche se sarà necessario organizzare ulteriori tornate per raggiungere pienamente gli obiettivi fissati, questa prima asta aumenta la probabilità che i costi del meccanismo possano essere assorbiti dal sistema senza tradursi in aumenti diretti delle bollette elettriche.

Il maggior beneficiario della procedura è stato Enel, che si è aggiudicato cinque progetti, includendo un impianto di grandi dimensioni a Brindisi da 574 MW. L’azienda ha potuto sfruttare alcuni vantaggi competitivi significativi: disponibilità di punti di connessione alla rete già autorizzati, aree idonee già in possesso e accesso a condizioni di finanziamento più vantaggiose rispetto a operatori di scala minore.

Terna ha già comunicato che nel 2026 si terrà una nuova asta MACSE. Nel frattempo, i progetti di accumulo che non sono riusciti ad aggiudicarsi i contratti pubblici possono esplorare alternative private per garantirsi sostenibilità finanziaria, come i contratti di tolling. Inoltre, nel corso del 2026 sono programmate due aste del Capacity Market, con fornitura prevista per il 2028 e il 2029, che potrebbero rappresentare un’opportunità aggiuntiva per i sistemi di accumulo in quanto nuova capacità in grado di fornire un servizio di adeguatezza.

Il difficile dialogo tra batterie e pompaggi

Guardando alle prossime tornate competitive, Terna sta lavorando per ampliare il perimetro del MACSE includendo anche gli impianti di pompaggio idroelettrico, con consegne previste dopo il 2028. L’obiettivo è stabilire come far partecipare sia impianti già operativi sia nuove realizzazioni, definendo criteri di qualificazione della capacità e regole che consentano una competizione equilibrata.

Il panorama italiano conta appena otto impianti di questo tipo, ma il loro contributo è tutt’altro che marginale: circa 53 GWh di capacità totale di stoccaggio, per una potenza complessiva di 4,35 GW. Tuttavia, si tratta di progetti estremamente legati alle caratteristiche del territorio, dove le opere civili rappresentano una componente di costo rilevante e difficile da prevedere con precisione.

Sul piano regolatorio si è ipotizzato di utilizzare come riferimento i prezzi emersi dalle aste MACSE per le batterie, partendo dal presupposto che i due tipi di tecnologia offrano servizi sostanzialmente equivalenti al sistema elettrico. Questo approccio presenta però criticità non trascurabili. I pompaggi idroelettrici hanno caratteristiche profondamente diverse dalle batterie: una durata di vita molto superiore e un peso degli investimenti iniziali molto più elevato. Queste differenze si traducono in un valore per il sistema e in profili di rischio che non sono paragonabili, rendendo improprio un confronto diretto basato sul livello di remunerazione della capacità espresso in euro per megawattora all’anno.

Costringere le due tecnologie a competere esclusivamente sul piano economico potrebbe portare a scelte inefficienti, privilegiando soluzioni meno adatte sul lungo periodo. Considerando le profonde differenze tecnologiche e il numero limitato di progetti di pompaggio potenzialmente realizzabili, sarebbe più opportuno prevedere meccanismi di incentivazione distinti, oppure almeno analisi approfondite caso per caso. In ogni caso, manca ancora una chiara indicazione politica sul ruolo che i pompaggi idroelettrici dovrebbero giocare nella strategia energetica di lungo termine del Paese, un vuoto che andrebbe colmato attraverso una pianificazione nazionale dedicata.

Il futuro, tra Energy Release 2.0 e FERZ

Nei prossimi anni il FERX non sarà l’unico strumento a disposizione per incentivare le energie rinnovabili. Sono infatti operativi altri due meccanismi che dovranno integrarsi con quello principale: l’Energy Release 2.0 e il FERZ. L’obiettivo è costruire un sistema articolato che permetta di aggiungere nuova capacità rinnovabile nel modo più efficiente possibile.

L’Energy Release 2.0 si rivolge specificamente alle grandi industrie che consumano molta energia. Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha già dato il via libera alle regole operative e ai modelli contrattuali. Il meccanismo funziona così: per 36 mesi il Gestore dei Servizi Energetici fornisce elettricità alle imprese energivore a un prezzo predefinito di 65 euro/MWh. In cambio, queste si impegnano a costruire nuovi impianti rinnovabili e la capacità rinnovabile da realizzare deve essere tale da produrre almeno il doppio dell’energia ricevuta in anticipo nei successivi 20 anni. Considerando i prezzi particolarmente bassi emersi dalle aste FERX per il fotovoltaico, alcuni sviluppatori potrebbero trovare più conveniente rinunciare agli incentivi FERX e orientarsi verso l’Energy Release 2.0. Questo potenziale spostamento richiede che nella programmazione delle future aste si tenga conto delle possibili interazioni tra i vari strumenti, per evitare sprechi o rallentamenti. Una gestione più coordinata di questi meccanismi renderebbe più semplice per gli operatori pianificare gli investimenti e garantirebbe maggiore coerenza all’impianto complessivo.

Il 3 novembre 2025 è stato introdotto tramite consultazione anche il FERZ, un meccanismo di supporto che adotta un approccio decentralizzato alla generazione da fonti rinnovabili e che andrà ad affiancare il FERX. Con il FERZ, è il sistema nel suo complesso ad assumersi la responsabilità di individuare quanto e dove serve nuova capacità rinnovabile per raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione minimizzando i costi. A differenza del FERX, non vengono fissati quantitativi distinti per ciascuna tecnologia, ma si indicano fabbisogni totali accompagnati da indicazioni geografiche. Uno degli aspetti più complessi riguarda come definire il profilo di immissione dell’energia nella rete. Il profilo più conosciuto è quello a carico costante (baseload), che prevede di immettere la stessa quantità di elettricità in ogni ora del giorno. Tuttavia, potrebbero essere utilizzati anche profili differenti, modellati sulla curva della domanda elettrica nelle diverse ore e nelle diverse zone del Paese, con l’obiettivo di ridurre i costi che il gestore di rete deve sostenere per bilanciare il sistema.  Perché il FERZ possa funzionare, gli operatori o i trader che li rappresentano devono essere attivi continuamente sul mercato, comprando energia quando serve e accedendo ai prodotti di time-shifting che saranno disponibili dal 2028 grazie ai sistemi di accumulo contrattualizzati tramite MACSE. Senza l’entrata in funzione di questi accumuli, diventa complicato garantire quella programmabilità di lungo termine necessaria per offrire profili FERZ con un livello accettabile di certezza commerciale. In questo quadro, i profili FERZ creeranno una domanda stabile di prodotti di time-shifting, che si aggiungerà a quella generata dalle opportunità di arbitraggio sui prezzi dell’elettricità. Le scadenze di questi prodotti dovranno essere allineate con quelle del FERZ, in modo da massimizzarne l’impiego, contenere i costi di transazione, ridurre il costo implicito dei profili FERZ e contribuire contemporaneamente a coprire i premi pagati attraverso il MACSE.

a cura di Roberto Bianchini, Andrea Tenconi