Quadro Strategico 2026-2029 di ARERA: il punto di vista delle associazioni

di Redazione

Il 10 e 11 settembre 2026 si sono svolte le audizioni periodiche di ARERA sul Quadro Strategico 2026-2029, alle qualihanno partecipato complessivamente 80 soggetti tra imprese, associazioni di operatori e rappresentanti dei consumatori.

Il Quadro Strategico orienterà l’attività del nuovo Collegio nei prossimi quattro anni nei settori elettrico, gas, idrico, rifiuti e telecalore. Tra le direttrici trasversali indicate dall’Autorità figurano, in particolare, la sicurezza e resilienza delle infrastrutture, la tutela dei consumatori, l’efficienza dei mercati e la qualità dei servizi, nonché il rafforzamento delle attività di enforcement e controllo.

Tra i soggetti auditi erano presenti anche le principali associazioni del settore delle energie rinnovabili – Italia Solare, Anev, Alleanza per il fotovoltaico – nonché Elettricità Futura, AssoESCo, Terna e Confindustria. Ecco di seguito i alcuni dei punti emersi dai loro interventi.

Luciano Barra, Responsabile legislativo di Italia Solare, ha espresso un giudizio molto favorevole sul quadro strategico di ARERA, definendolo “molto soddisfacente”.

Barra si è poi concentrato sul capitolo relativo alla tutela dell’utente finale, evidenziando come la gran parte dei consumatori italiani resti ancora passiva, nonostante le dinamiche in atto ne stiano trasformando il ruolo verso figure di clienti attivi, prosumer o partecipanti a nuovi strumenti come le CER e la condivisione dell’energia. Ha quindi invitato ARERA ad affiancare al concetto di qualità della regolazione quello di semplicità e comprensibilità, a partire dalla bolletta: uno strumento che, senza condizionamenti, deve orientare il cliente per muoversi meglio nel mercato elettrico.

Un secondo passaggio ha riguardato i gestori di rete che, a detta di Barra, “non vanno visti come oracoli”. Ha quindi accolto positivamente l’intenzione di ARERA di dotarsi di un osservatorio, suggerendo tuttavia di integrarlo con adeguate competenze tecniche terze capaci di entrare nel merito delle scelte proposte e realizzate da TSO e DSO, aprendo anche a un confronto non pregiudiziale sul tema del central dispatch rispetto al local dispatch.

Sul tema del disaccoppiamento tra elettricità e gas, Barra ha messo in guardia sul rischio di un paradosso regolatorio: sostenere i costi per abilitare la transizione e la sicurezza (es. MACSE e Capacity Market), mentre il consumatore finale fatica ancora a percepirne i vantaggi concreti. Ha quindi sollecitato l’immediata operatività e diffusione dei PPA, dei contratti diretti tra produttori e clienti finali e delle formule di condivisione dell’energia, affiancandoli ai contratti per differenza. Ha infine richiamato l’Autorità sulla definizione delle tariffe per gli impianti fotovoltaici sotto il megawatt nell’ambito del FER X, raccomandando che siano adeguate ed efficaci, senza eccessi di generosità rispetto al passato.

Rossella Pasqualicchio, membro del Consiglio Direttivo e della Giunta Esecutiva di ANEV, ha evidenziato come lo sviluppo delle FER, che avviene con tassi inferiori a quelli previsti dal PNIEC, incontri alcuni ostacoli: mancanza di chiarezza nelle procedure autorizzative, una “continua” opposizione da parte delle autorità paesaggistiche, ma anche un utilizzo “un po’ distorsivo” da parte delle autorità locali di strumenti rivolti a favorire lo sviluppo delle rinnovabili, come le aree idonee.

Sul tema delle connessioni, l’Associazione ha auspicato che la riforma in atto assicuri trasparenza, certezza delle regole e tutela degli investimenti già in avanzato stato di esecuzione, pena un possibile allungamento dei tempi o addirittura l’abbandono di alcuni progetti. ANEV guarda poi “con una certa preoccupazione” all’introduzione dei contratti di connessione flessibili poiché un “trasferimento eccessivo del rischio sugli investitori potrebbe addirittura compromettere la bancabilità di questi progetti”.

Toccando il tema del costo dell’energia, Pasqualicchio ha detto che i vantaggi da una maggiore penetrazione delle FER sul costo dell’energia potrebbero essere massimizzati con il superamento del PUN in favore del prezzo zonale, l’eliminazione delle accise e degli oneri più evidenti per i consumatori, e il superamento dei corrispettivi basati sulle fasce orarie, per dei segnali di prezzo più dinamici e più aderenti alle attuali condizioni di mercato.

L’Associazione ha valutato positivamente l’introduzione nel quadro regolatorio di strumenti per favorire lo sviluppo dei PPA, mettendo però in guardia dai rischi di un’eccessiva standardizzazione.

Paolo Tusa, Portavoce di Alleanza per il Fotovoltaico, ha espresso una valutazione positiva dell’impostazione del Quadro Strategico 2026-2029 di ARERA, condividendone gli obiettivi in materia di efficienza dei mercati, sviluppo delle reti e valorizzazione delle risorse di flessibilità.

Tusa ha indicato il tema delle connessioni come una delle principali criticità per il settore fotovoltaico, accogliendo favorevolmente il recente decreto attuativo dell’articolo 7 del DL Bollette. L’Alleanza ha chiesto che la fase attuativa trovi un equilibrio tra l’esigenza di liberare capacità di rete inutilizzata e la tutela delle iniziative che hanno già raggiunto un elevato grado di maturità autorizzativa e sulle quali sono già stati effettuati investimenti significativi. In prospettiva, il nuovo quadro informativo dovrebbe inoltre essere utilizzato per rafforzare la pianificazione delle reti, allineandola maggiormente alle pipeline reali degli impianti fotovoltaici e degli accumuli.

Per quanto concerne la capacità del mercato di fornire segnali economici coerenti con la crescente penetrazione delle rinnovabili. È stato espresso pieno sostegno all’orientamento di ARERA verso l’introduzione del prezzo zonale anche sul lato del prelievo e il progressivo superamento del PUN, considerato funzionale a rendere più efficaci i segnali di prezzo, incentivare la domanda flessibile e valorizzare maggiormente gli accumuli. Su questo punto, l’Alleanza ha tuttavia chiesto ad ARERA di garantire certezza e prevedibilità nella transizione. In stretta connessione con il tema dei segnali di prezzo, Tusa ha richiamato le difficoltà che stanno interessando la contrattualizzazione di lungo periodo attraverso PPA e CfD, che derivano sempre più dalla volatilità dei prezzi, dall’aumento delle ore a prezzo nullo e dalla difficoltà di gestire tali rischi su orizzonti temporali lunghi.

Tusa ha poi parlato di integrazione tra generazione fotovoltaica e accumuli: “oggi non è più possibile parlare di sviluppo del fotovoltaico senza parlare contemporaneamente di accumulo”, ha detto. Pur apprezzando i numerosi riferimenti agli accumuli presenti nel Quadro Strategico, l’Alleanza ha chiesto che il documento finale riconosca in maniera ancora più esplicita il ruolo strategico delle configurazioni integrate tra impianti rinnovabili e storage.  È stata inoltre avanzata una richiesta specifica di semplificazione regolatoria: consentire l’aggiunta di sistemi di accumulo agli impianti fotovoltaici esistenti o già in corso di autorizzazione attraverso una procedura semplificata. Contestualmente, l’Alleanza ha chiesto che negli schemi di incentivazione venga riconosciuta anche “l’energia rinnovabile prodotta, accumulata e successivamente immessa in rete”.

Tusaha inoltre sottolineato la necessità di assicurare coerenza tra i diversi strumenti di mercato, richiamando Capacity Market, MACSE e segnali di localizzazione degli investimenti, che dovrebbero concorrere al medesimo obiettivo di sistema.

Giorgio Boneschi, Direttore Generale di Elettricità Futura, ha espresso una valutazione positiva dell’impostazione del Quadro Strategico di ARERA “perché va a toccare tutti i mercati”, sottolineando poi la necessità che la regolazione accompagni la profonda trasformazione del sistema energetico conciliando sicurezza, adeguatezza, competitività dei prezzi e investimenti infrastrutturali. Tra le priorità infrastrutturali, Elettricità Futura ha richiamato il rafforzamento delle reti e della flessibilità locale, considerate componenti fondamentali per accompagnare l’evoluzione del sistema elettrico, insieme alla digitalizzazione dei processi e a un maggiore coordinamento con l’evoluzione del quadro regolatorio europeo.

Sul mercato all’ingrosso, Boneschi ha dichiarato che “le regole del mercato all’ingrosso hanno bisogno di accompagnare le regole del mix”, evidenziando la necessità che gli strumenti di mercato evolvano parallelamente alla trasformazione del mix di generazione. Particolare attenzione è stata riservata al mercato della capacità, che “svolge un ruolo strutturale fondamentale per il sistema, per garantire sicurezza”. L’Associazione considera pertanto prioritaria la definizione delle aste per il periodo 2029-2032. Centrale anche il tema degli accumuli: è stato richiesto un aggiornamento della relativa disciplina, sia in vista delle nuove aste per le batterie sia considerando la prevista apertura ai pompaggi idroelettrici. Boneschi ha inoltre evidenziato il ruolo degli strumenti di contrattualizzazione a lungo termine, PPA e CfD, ritenuti fondamentali da un lato, per la stabilizzazione dei prezzi; dall’altro, per consentire di trasferire in tempi rapidi ai consumatori i benefici derivanti dagli investimenti e dalla nuova capacità di generazione. È stata infine richiamata la necessità di affrontare il nodo della strutturazione virtuale della rete, salvaguardando gli investimenti già avviati e agevolando gli interventi di repowering che non determinano un aumento della capacità massima.

Giacomo Cantarella, Presidente di AssoESCo, ha espresso una valutazione positiva dell’impostazione complessiva del Quadro Strategico 2026-2029, chiedendo tuttavia ad ARERA di rafforzare ulteriormente il riconoscimento dell’efficienza energetica come risorsa di sistema, al pari delle rinnovabili, della flessibilità e delle infrastrutture energetiche. Secondo AssoESCo, infatti, l’efficienza non dovrebbe essere considerata soltanto una politica settoriale, ma una leva trasversale della transizione, capace di alimentare un vero e proprio “mercato del risparmio”, attraverso strumenti che premino i risultati effettivamente conseguiti e la misurazione dei risparmi energetici. In questa prospettiva, l’Associazione ha invitato a valutare con attenzione anche eventuali ipotesi di fiscalizzazione degli oneri generali di sistema: pur potendo contribuire a ridurre il peso della bolletta elettrica, tali interventi dovrebbero tenere conto anche degli effetti sull’intero sistema energetico e, in particolare, sugli incentivi allo sviluppo dell’autoconsumo, sulla riduzione delle perdite di rete, sulla flessibilità e sul contenimento degli investimenti infrastrutturali.

Cantarella ha quindi richiamato il ruolo delle ESCo e degli Energy Performance Contract (EPC), considerati strumenti fondamentali per mobilitare capitali privati, e ha ribadito l’importanza di garantire un quadro regolatorio stabile e prevedibile, compatibile con investimenti di lungo periodo.

Un ulteriore punto ha riguardato il ruolo della domanda nella transizione energetica. AssoESCo condivide l’attenzione posta da ARERA su flessibilità, demand response, risorse distribuite, autoconsumo e comunità energetiche, evidenziando come le ESCo possano svolgere una funzione centrale nell’aggregazione delle risorse distribuite e nell’accompagnamento dei clienti verso nuovi modelli di partecipazione ai mercati energetici.

Fabio Bulgarelli, Direttore Pianificazione Sistema Elettrico e Regolatorio di Terna, ha riflettuto su come le tensioni geopolitiche degli ultimi anni e la volatilità dei prezzi del gas rendano ancora più pressante l’esigenza di accelerare il percorso di decarbonizzazione. Bulgarelli ha elencato le sfide che il sistema elettrico dovrà affrontare: l’elettrificazione dei consumi, l’aumento della domanda, le sempre più frequenti ondate di calore, il fenomeno dell’overgeneration. La risposta a questi fenomeni, a suo dire, è quella di “rendere modulabili” le rinnovabili, anche in media e bassa tensione per poter disporre di risorse necessarie di accumulo e di una maggiore capacità di trasporto delle reti per poterle meglio integrare nel sistema elettrico.

È stato quindi sottolineato che di fronte ai 600 GW di richieste di connessione tra impianti FER e BESS, “si rende necessaria quanto prima una revisione dei criteri delle procedure di connessione secondo logiche di efficienza, in coerenza con il disegno delineato dall’articolo 7 del DL Bollette”.

Bulgarelli ha poi evidenziato l’importanza della stabilità del quadro regolatorio, anche per minimizzare il fattore di rischio in relazione agli ingenti investimenti che Terna sta sostenendo nel settore della trasmissione, che devono essere necessariamente “condivisi” per assicurarne la sostenibilità finanziaria.

Aurelio Regina, Vicepresidente per l’Energia di Confindustria, ha invitato l’Autorità a fornire un contributo incisivo e rigoroso per rendere il sistema energetico più efficiente, resiliente e meno oneroso per il tessuto produttivo, ricordando il concreto rischio di deindustrializzazione e la perdita di migliaia di posti di lavoro legata anche ai costi energetici.

Confindustria crede che sia “molto urgente” l’applicazione del DL cd. Bollette. Uno dei punti più importanti è il servizio di liquidità, presente nel documento dell’Autorità, per il quale viene chiesto di aggiornarne il quadro di riferimento. A livello europeo, Regina ha auspicato un intervento sul pancaking tariffario transfrontaliero tramite una progressiva ripartizione dei costi verso un sistema entry-exit comunitario e ha richiamato l’attuazione dell’art. 6 relativo al rimborso ai termoelettrici dei costi di prelievo gas, misura attualmente in discussione con la Commissione UE, ma cruciale per trasferire i benefici economici direttamente sui prezzi di offerta ai consumatori.

È stata chiesta una decisa tutela della parità competitiva tra imprese, soprattutto in quei casi in cui la dislocazione delle stesse sul territorio impatta sui costi che sostengono. Il primo motivo riguarda il superamento del Prezzo Unico Nazionale (PUN) che dovrebbe avvenire in modo graduale e coordinato con lo sviluppo delle reti e della flessibilità, evitando che la competizione regionale avvenga sui costi anziché sulle opportunità. Il secondo motivo, invece, riguarda i maggiori oneri sostenuti dalle imprese allacciate alle reti di distribuzione del gas rispetto a quelli degli utenti connessi direttamente alla RTN, frutto dello sviluppo storico delle reti e non di scelte aziendali.

Regina ha poi evidenziato all’Autorità un tema “su cui anche il Governo sta riflettendo”, relativo all’adeguamento dei processi produttivi in base alle giornate in cui il costo dell’energia elettrica è più basso. Sul tema dell’adeguatezza, Regina ha sollecitato la conferma dell’attuale mercato della capacità e l’avvio tempestivo dell’iter per il nuovo meccanismo post-2028. In questo contesto, è stata chiesta coerenza tra i servizi di time-shift offerti dagli stoccaggi del MACSE e le regole del FER X per mitigare il rischio volume delle rinnovabili.

Regina ha poi rimarcato l’importanza che gli obiettivi climatici siano compatibili con la tenuta di un sistema industriale, confermando che Confindustria vede la transizione come un grande obiettivo, a patto che questo sia coerente con lo sviluppo tecnologico e che accompagni il sistema industriale senza danneggiarlo. Regina ha infine sollecitato l’accelerazione per colmare il divario di 50 GW di rinnovabili necessari a traguardare il target nazionale, rendendo tali volumi prontamente disponibili tramite piattaforme PPA a lungo termine per dare stabilità agli investimenti industriali.

Concluse le audizioni, resta aperta fino al 15 settembre la possibilità di trasmettere osservazioni e proposte sul Quadro Strategico all’indirizzo protocollo@pec.arera.it.

^{Fonte foto: ARERA}