Eolico in Italia e obiettivi PNIEC, serve anche il repowering di 6 GW di vecchie turbine

L’eolico in Italia è la seconda fonte energetica rinnovabile per tasso di sviluppo dopo il fotovoltaico.

Ma per raggiungere il target 2030 fissato dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC), nei prossimi sei anni si dovrebbe incrementare di oltre 2 GW all’anno la potenza installata connessa. Cioè, oltre il triplo di quanto si sta facendo, visto che dal 2020 al 2024 la crescita dell’eolico in Italia è stata inferiore a 1 GW annuale. Del resto, anche la crescita prevista tra il 2024 e il 2030 della capacità installata di eolico in Europa rischia di non  raggiungere gli obiettivi previsti.

Ma qual è l’apporto dell’energia del vento al mix elettrico nazionale?

Nel 2024 l’eolico in Italia ha generato poco più di 22 TWh di elettricità (dati Terna). In calo rispetto ai 23,3 TWh del 2023 (-5,6%). La quota eolica sul totale di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili a livello nazionale è scesa nel 2024 al 17,2%, rispetto ai picchi storici del 20,6% del 2023 e 20,8% del 2022.

Mentre, rispetto alla richiesta nazionale di energia elettrica del 2024 (312,3 TWh, +2,2% sul 2023), l’eolico in Italia ha coperto nel 2024 il 7% del fabbisogno.

Davide Astiaso Garcia, segretario generale di Anev, l’associazione nazionale energia del vento che raggruppa oltre 100 imprese del comparto italiano, ha fatto il punto sulle prospettive di sviluppo dell’eolico in Italia in occasione del Key 2025 – The Energy Transition Expo di Rimini. «Ad oggi abbiamo circa 13 GW di potenza installata. Secondo gli obiettivi del PNIEC, entro il 2030 dobbiamo raggiungere 26 GW di eolico on-shore e 2,1 GW di eolico off-shore. Vale a dire, dobbiamo raddoppiare la potenza installata. Le potenzialità ci sono nel nostro Paese, anche al netto delle zone sottoposte a vincoli ambientali di idoneità. Per realizzarle bisogna innanzitutto puntare su nuovi impianti. Ma anche il repowering può dare un contributo».

Anev calcola infatti che gli impianti datati in funzione da oltre un decennio, su cui intervenire entro il 2030 sostituendo gli aerogeneratori con modelli moderni più efficienti e silenziosi, ammontino a circa 6 GW di potenza. Pari quindi a quasi la metà del totale eolico in Italia installato e connesso sino al 2024.

L’effetto positivo del repowering sarebbe duplice. Da una parte si ridurrebbe il numero di aerogeneratori, e quindi il relativo impatto ambientale in diverse aree, grazie appunto alla sostituzione con modelli più performanti. Dall’altra aumenterebbe la potenza installata («i 6 GW attuali da sottoporre a repowering potrebbero diventare 8 GW», stima Astiaso Garcia) e la conseguente produzione di energia.

Se posizionato in zone vocate dal punto di vista delle ventosità, che in Italia sono soprattutto al Sud e nelle grandi isole, l’eolico è una fonte energetica meno intermittente del fotovoltaico.

Infatti, gran parte della potenza installata di eolico in Italia si concentra in sei regioni: Puglia, Sicilia, Campania, Basilicata, Calabria e Sardegna. E in Puglia nel Golfo di Taranto si trova anche l’unico parco eolico off-shore sinora esistente in Italia. «È un impianto da 30 MW situato molto vicino alla costa, più near-shore che off-shore. Ma – osserva Astiaso Garcia – non è rappresentativo delle potenzialità dei nostri mari, che sono mediamente più profondi di quelli del Nord Europa, dove l’eolico off-shore è più diffuso, e non permettono l’installazione al largo di turbine fissate ai fondali marini. Pertanto nelle nostre acque occorre puntare sull’eolico flottante».

Le prospettive maggiori di sviluppo dell’eolico in Italia rimangono comunque quelle su terra. Ma viste le caratteristiche del patrimonio ambientale, culturale e paesaggistico italiano, le sfide per la diffusione integrata dei parchi eolici è molto impegnativa. Forti sono infatti le proteste contro i parchi eolici di comitati civici e associazioni ambientali nelle zone a maggior concentrazione di progetti. E cresce anche l’opposizione di tante amministrazioni locali. Come per esempio in Sardegna.

A rallentare la diffusione dell’eolico ci sono anche altre ragioni. Le lentezze burocratiche nelle autorizzazioni. La legislazione concorrente tra Stato e Regioni in materia di aree idonee che provoca incertezza e rischio di contenzioso. L’ingorgo di pratiche per richieste di allaccio alla rete elettrica nazionale per progetti che di fatto rimarranno in larga misura solo sulla carta (questione che vale anche per il fotovoltaico) che Terna, Arera e il Mase stanno cercando di regolare in modo più restrittivo. Inoltre, c’è una problematica di sostenibilità economica dei progetti eolici in Europa.

Il Decreto FER X Transitorio 2025 per l’incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dovrebbe contribuire a un obiettivo essenziale per la tenuta dell’economia italiana. A partire dalle esigenze di rilancio della competitività dei settori industriali energivori.

Vale a dire, dovrebbe aiutare a coniugare l’esigenza di salvaguardare il ritorno degli investimenti in parchi eolici e fotovoltaici con la necessità di immettere sul mercato quantità crescenti di energia da fonti rinnovabili a prezzo più basso, al fine di far scendere il PUN (Prezzo Unico Nazionale) elettrico italiano che è il più alto d’Europa.

Il Decreto FER X per il 2025 assegna all’asta 17,65 GW di potenza per progetti autorizzati da realizzare nei prossimi anni. Di cui, 14,65 GW per impianti di potenza superiore a 1 MW, concentrati quasi esclusivamente su fotovoltaico (contingentamento di 10 GW) ed eolico (4 GW).

Il prezzo di vendita dell’energia prodotta per l’eolico a terra ha come riferimento il valore del prezzo di esercizio (strike price) di 85€/MWh, a cui si applica il meccanismo dei contratti per differenza rispetto alle fluttuazioni del mercato dell’elettricità.

Pertanto, il produttore di energia riceve dal Gestore dei servizi energetici – GSE un pagamento compensativo se il prezzo di mercato è più basso del prezzo di esercizio. Mentre è tenuto a restituire l’eccedenza in caso di prezzo di mercato superiore. «Ma per partecipare alle aste occorre avere gli impianti autorizzati. E quindi – avverte il segretario generale di Anev – bisogna vedere quanti parteciperanno, perché ci possono essere degli operatori che hanno autorizzazioni datate da anni per l’installazione di turbine che oggi sono tecnologicamente superate».

Se le aste avranno successo, le condizioni del Decreto FER X Transitorio 2025 potrebbero essere estese fino al 2028.