Il solare irlandese ha raddoppiato in un’asta

Il meccanismo a due vie garantisce un prezzo stabile e finanzia progetti locali con due euro per MWh

Due euro per ogni megawattora immesso in rete. Non è una nuova tassa sul profitto degli sviluppatori, ma il costo d’ingresso per ottenere ciò che nessuna tecnologia può comprare da sola: il consenso di chi vive accanto alle turbine e ai pannelli. È il meccanismo che sta al cuore del Renewable Electricity Support Scheme (RESS), lo schema di aste competitive con cui l’Irlanda dal 2020 sta ridisegnando la propria generazione elettrica, puntando a coprire almeno l’80% della domanda con fonti pulite. Un congegno che ha sostituito il vecchio sistema di tariffe fisse REFIT — in funzione dal lontano 2006 — con un meccanismo di mercato dove ogni progetto finanziato deve obbligatoriamente stanziare un fondo per la comunità locale. Quei 2 €/MWh sono il prezzo della licenza sociale. E fin qui la teoria ha funzionato: le aste hanno portato nuova capacità, i prezzi si sono compressi, il solare ha raddoppiato le assegnazioni in un solo round. Ma quando si allarga lo sguardo al 2030, i conti non tornano più.

Come funziona il congegno RESS

Il RESS è uno schema ad aste competitive per progetti di elettricità rinnovabile su larga scala. L’Irlanda ha ricevuto il via libera della Commissione europea il 20 luglio 2020, e da allora sono state condotte sei tornate d’asta. Il principio è semplice: gli sviluppatori presentano offerte indicando il prezzo minimo a cui sono disposti a vendere l’energia, e la Commission for Regulation of Utilities assegna i contratti partendo dalle offerte più basse fino a esaurire il budget disponibile. Chi si aggiudica il contratto riceve un prezzo garantito per l’elettricità prodotta per una durata pluriennale, con un meccanismo a due vie: se il prezzo di mercato è inferiore a quello di esercizio, il produttore riceve un integrazione; se è superiore, è il produttore a restituire la differenza.

Il costo del meccanismo grava sul PSO levy, il prelievo per obblighi di servizio pubblico che compare in tutte le bollette irlandesi. Per il 2026, il contributo mensile per i clienti residenziali è di 1,46 euro. Una cifra modesta, che però include anche altri oneri di sistema e che cresce man mano che nuovi impianti entrano in esercizio. Fin qui la meccanica tariffaria. Ma il vero tratto distintivo del RESS — l’elemento che lo differenzia da qualsiasi altro schema europeo — è il Community Benefit Fund: ogni progetto che partecipa alle aste è obbligato a versare almeno 2 euro per ogni megawattora prodotto in un fondo gestito direttamente dalla comunità locale. I fondi sono destinati «al più ampio benessere economico, ambientale, sociale e culturale della comunità locale», come recita il testo normativo pubblicato dal Department of Climate, Energy and the Environment. In pratica, un parco eolico da 50 MW che produce 150.000 MWh all’anno versa 300.000 euro l’anno in iniziative decise dal territorio: riqualificazione di spazi pubblici, borse di studio, efficientamento energetico degli edifici comunali.

Rispetto al vecchio schema REFIT — lanciato nel 2006 e andato in pensione proprio nel 2020 con l’arrivo del RESS — il salto è evidente. REFIT garantiva tariffe fisse senza alcun meccanismo di restituzione alla comunità: il progetto veniva autorizzato, l’energia veniva ritirata a prezzo prefissato, e il rapporto con il territorio si limitava alle compensazioni ambientali obbligatorie per legge. Il RESS ha introdotto un legame diretto tra produzione e beneficio locale, trasformando ogni impianto in un generatore di risorse per chi ci vive accanto. È un dettaglio di progetto, ma è il dettaglio che nelle assemblee pubbliche fa la differenza tra l’accettazione e il conflitto.

Il solare accelera, i numeri del 2024 premiano il meccanismo

A guardare i risultati d’asta più recenti, il disegno sembra funzionare. L’asta RESS 4, i cui esiti sono stati analizzati da Cornwall Insight, ha assegnato 960 MW di capacità solare — quasi il doppio rispetto ai 498 MW che l’asta RESS 3 aveva portato a casa. Un balzo che non è solo numerico: riflette la maturazione di una filiera che fino a pochi anni fa in Irlanda era quasi inesistente, schiacciata dal dominio dell’eolico onshore e dalle condizioni climatiche giudicate poco favorevoli. Invece il fotovoltaico utility-scale sta trovando spazio, complice il calo dei costi dei moduli e un meccanismo d’asta che prezza il rischio in modo efficiente.

I numeri complessivi del 2024 confermano che il sistema sta girando. L’energia eolica da sola ha coperto circa un terzo della domanda nazionale di elettricità, mentre il totale delle rinnovabili ha sfiorato il 40-41% della generazione, secondo i dati diffusi dal ministero guidato da Darragh O’Brien. Parliamo di un’isola che dipende ancora dal gas per la parte restante e che ha nell’interconnessione con la Gran Bretagna un paracadute nei momenti di bassa ventosità, ma la traiettoria è tracciata: sei aste in sei anni hanno costruito un portafoglio di progetti che sta progressivamente erodendo la quota dei fossili. E il Community Benefit Fund, nel frattempo, ha cominciato a distribuire risorse reali sul territorio, creando quel capitale politico che serve quando bisogna aprire un nuovo cantiere o rinnovare un’autorizzazione.

Il conto che non torna: 4 GW mancanti al 2030

Il problema è che il ritmo attuale delle aste non basta. Secondo le proiezioni pubblicate da Cornwall Insight, mantenendo la cadenza attuale l’Irlanda rischia di arrivare al 2030 con un deficit di 4 GW rispetto all’obiettivo di 17 GW di capacità rinnovabile installata. Un vuoto che non si colma con l’efficienza del meccanismo d’asta, perché non è un problema di design ma di volume: il RESS è un imbuto ben progettato, ma il flusso di progetti che lo attraversa ogni anno è troppo basso rispetto alla pendenza della curva da scalare. Mancano aste più frequenti, lotti più grandi, o entrambe le cose.

Il paradosso è che il sistema ha dimostrato di sapersi scalare. I 960 MW solari della RESS 4, il 40% di generazione rinnovabile toccato nel 2024, i 2 €/MWh che ormai sono metabolizzati nei business plan degli sviluppatori come una voce di costo marginale: tutti segnali che la macchina è pronta a girare più forte. Ma il regolatore deve decidere se premere l’acceleratore. Nel frattempo, la bolletta PSO continua a pesare 1,46 euro al mese sulle famiglie — una cifra contenuta ma destinata a salire se i volumi di energia incentivata aumenteranno. La domanda che resta aperta è se aumentare la frequenza delle aste sia sufficiente o se serva anche un ripensamento delle regole di connessione alla rete gestita da EirGrid, che in Irlanda rappresenta il vero collo di bottiglia per i nuovi impianti.

Il RESS è un congegno ben oliato: il meccanismo dei fondi comunitari lubrifica le procedure autorizzative, e i numeri d’asta premiano chi investe con prezzi sempre più competitivi. Per chi installa, quei 2 €/MWh sono una voce di costo quasi trascurabile rispetto al vantaggio di avere le comunità locali dalla propria parte. La vera incognita è il passo delle aste future. Senza un’accelerazione, al 2030 l’Irlanda si sveglierà con 4 GW di rinnovabili mancanti e una bolletta PSO più salata del previsto — non per colpa del meccanismo, ma per non averlo usato abbastanza.