La sera del 12 agosto 2026 alzeremo gli occhi al  cielo per osservare una delle eclissi solari più importanti degli ultimi decenni.

In Italia sarà parziale, totale in  Groenlandia, Islanda e parte della Spagna.

Al nord l’oscuramento sarà significativo: a Milano il fenomeno inizierà intorno alle 19:27 e raggiungerà il massimo alle 20:20, con lo 0,93 di oscuramento.

Per i sistemi elettrici europei sarà un fenomeno, peraltro largamente previsto, con complessità non di poco conto.

La ragione è semplice: negli ultimi anni l’Europa, e l’Italia in particolare, hanno installato milioni di impianti fotovoltaici così ,quando la luna comincerà a coprire il sole, la produzione fotovoltaica  diminuirà molto più rapidamente di una normale tramonto estivo.

Quindi il sistema di produzione elettrica non rinnovabile dovrà sostituire molto più in fretta del solito tramonto, la potenza fotovoltaica che mancare.

La rete deve mantenere sempre in equilibrio produzione e domanda e quindi, se diminuisce rapidamente una fonte, altre devono sopperire immediatamente.

L’eclissi non è quindi, di per sé, un evento pericoloso. Anzi, presenta un grande vantaggio rispetto a una perturbazione meteorologica perché se ne conoscono con precisione data, ora e traiettoria.

I gestori europei hanno avuto mesi per prepararsi. ENTSO-E ha comunicato il 7 agosto che i Transmission System Operators europei si sono preparati specificamente all’eclissi per garantire la sicurezza del sistema.

Ciò che rende particolare il 12 agosto p.v. è però il contesto nel quale l’eclissi va a gravare su un sistema già sottoposto agli stress conseguenti alla puntate di calore che ben conosciamo e che sembra siano destinate a durare.

In questi giorni sono stati superati record di temperatura in diversi paesi dell’Europa centrale e orientale e i livelli dei grandi fiumi sono scesi a valori minimi.

Questo produce diversi effetti contemporaneamente sul sistema elettrico.

Il primo è l’aumento della domanda, soprattutto per il condizionamento. In Italia il 15 luglio il fabbisogno elettrico ha già sfiorato i 58 GW, mostrando quanto rapidamente il caldo possa spingere verso l’alto i consumi.

Il secondo riguarda l’idroelettrico. Minore disponibilità d’acqua significa minore produzione, ma soprattutto minore disponibilità della fonte più preziosa per il bilanciamento della rete: è l’idroelettrico che può infatti aumentare la propria produzione molto rapidamente, proprio quando serve compensare una variazione della produzione o del consumo.

Il terzo problema riguarda alcune centrali termoelettriche e nucleari europee.

In Francia il caldo e le temperature elevate dei corsi d’acqua hanno già costretto EDF a ridurre  la produzione di alcuni reattori. Il fenomeno non significa che il nucleare francese sia complessivamente in crisi: storicamente le perdite di produzione dovute ai vincoli climatici sono rimaste almeno apparentemente limitate anche se, con una logica apparentemente contraddittorio, EDF ha appena annunciato un piano da 9 miliardi di euro per adattare nei prossimi quindici anni le proprie centrali alle conseguenze di temperature più elevate, siccità e minori portate fluviali.

Ancora più evidente è ciò che sta accadendo lungo il Danubio. I livelli eccezionalmente bassi del fiume hanno già provocato pesanti riduzioni della produzione nucleare in Ungheria, dimostrando concretamente quanto acqua ed energia elettrica siano strettamente collegate.

Ovviamente tutto questo impatta con effetti diretti anche sul nostro Paese.

Ogni giorno una parte significativa dell’energia elettrica viene scambiata attraverso le interconnessioni con Francia, Svizzera, Austria e Slovenia. In condizioni normali, specialmente le forniture dalla Francia significano per noi sicurezza, in pratica la Francia ci tiene acceso il nord. Ciò funziona fino  a quando dispone di energia in eccesso e può aiutare quello vicino.

Ma l’ondata di caldo continentale, del tutto nuova e sino ad ora inattesa, avviene contemporaneamente  in diversi paesi.

Così la Francia potrebbe avere meno margine nucleare da esportare, la Svizzera potrebbe preservare le proprie risorse idroelettriche mentre Italia, Austria e Germania potrebbero registrare contemporaneamente una forte domanda per stare al fresco.

L’interconnessione tra i paesi rimane preziosissima, ma non può creare l’energia che non esiste.

Esiste inoltre un’altra variabile spesso ignorata: le linee elettriche soffrono il caldo.

La capacità effettiva di trasporto non dipende soltanto dalla potenza nominale dell’infrastruttura, ma dalle condizioni operative, dalla temperatura dei conduttori, dal vento, dall’irraggiamento solare e dalla configurazione della rete. Per questo la capacità commerciale delle interconnessioni viene continuamente ricalcolata dai gestori.

Il paradosso è evidente: nelle giornate nelle quali l’Italia avrebbe maggiore bisogno di importare elettricità, le condizioni climatiche possono contemporaneamente rendere più preziosa e più complessa proprio quella importazione.

Alle 20:20, quando a Milano l’eclissi raggiungerà il suo massimo, il sistema starà già affrontando la normale “rampa serale”: il sole scende, la produzione fotovoltaica diminuisce, mentre famiglie, attività commerciali e climatizzazione continuano a richiedere energia.

L’eclissi accentuerà temporaneamente questa dinamica.

La rete dovrà quindi sostituire la produzione solare con una combinazione di termoelettrico, idroelettrico, accumuli e importazioni. Quando poi il fotovoltaico sarà praticamente scomparso con il tramonto, queste risorse dovranno continuare a sostenere il sistema.

ENTSO-E, anche recentemente, ha confermato  di considerare complessivamente favorevole l’adeguatezza del sistema europeo per l’estate 2026 e  per circa due ore potremo osservare un esperimento quasi perfetto sulla trasformazione in corso nel sistema energetico europeo.

Ma la vera lezione del 12 agosto non riguarda l’eclissi, riguarda ciò che accadrà quando essa sarà terminata e questa diventa una prova generale del futuro.

Se il sistema assorbirà senza difficoltà il rapido calo del fotovoltaico, vedremo concretamente il valore della flessibilità: centrali programmabili, batterie, pompaggio, idroelettrico, interconnessioni e gestione della domanda.

Se invece aumenteranno sensibilmente importazioni, produzione termoelettrica e prezzi nelle ore serali, avremo un segnale interessante su quanto siano diventati indispensabili tutti i megawattora necessari a coprire la domanda di consumo.

Il blackout non è lo scenario centrale e presentare l’eclissi come una minaccia alla rete sarebbe fuorviante ma sarebbe altrettanto sbagliato considerarla soltanto una curiosità astronomica.

D’altro canto aumentare la produzione di termica “preventivamente” per la ragioni sopraesposte non si può.

Il sistema elettrico europeo sta passando da un modello nel quale era  la produzione a seguire la domanda, a uno molto più complesso, nel quale produzione rinnovabile, accumuli, reti e consumatori devono continuamente adattarsi gli uni agli altri e domani sera il cielo metterà alla prova questo cambiamento.

 

L’affermazione secondo cui «la trasmissione del dato, a valle dello strumento di misura, non è affidata alle competenze della metrologia legale» è contenuta nella risposta scritta fornita dal Ministero dello Sviluppo Economico (MISE) il 3 luglio 2019, in sede di replica all’interrogazione a risposta in Commissione 5-01835.

L’interrogazione era stata presentata dal deputato Roberto Traversi il 3 aprile 2019 presso la X Commissione permanente (Attività produttive, commercio e turismo) della Camera dei Deputati.

Il contesto dell’atto

L’atto parlamentare riguardava la trasparenza, i costi e la legittimità della sostituzione massiva e della gestione da remoto dei contatori di energia elettrica (smart meter di seconda generazione).

Nel testo della risposta, il Ministero chiariva la netta separazione tra la misurazione nativa del dispositivo e il successivo trasferimento del dato:

Il principio espresso: Il valore del consumo misurato sul posto dal contatore (alla base della transazione commerciale) è soggetto alle regole rigorose della metrologia legale (Direttiva MID 2014/32/UE e D.Lgs. 84/2016). Al contrario, la trasmissione a distanza di tale dato non costituisce un’attività di misurazione in senso stretto, bensì una semplice “funzione di trasferimento” di informazioni già elaborate, uscendo di fatto dal perimetro d’azione della metrologia legale.

Si può quindi pacificamente concludere che il dato di consumo indicato sulle bollette non è legale.

L’attuale sistema elettrico italiano non è un libero mercato, ma un monopolio di Stato a forma societaria: il Governo controlla società quotate in borsa, detta le regole, possiede le infrastrutture e gestisce i flussi finanziari mantenendone i benefici e scaricando i rischi sulle bollette dei consumatori.

La finta liberalizzazione, avviata con il Decreto Bersani, ha trasformato il costo del trasporto in un mezzo per incassare Oneri Generali di Sistema del tutto estranei al servizio.

La soluzione richiede un’operazione di pulizia strutturale: scorporare la tassazione impropria dalle bollette, separare nettamente le filiere pubbliche secondo le direttive UE e restituire competitività al tessuto produttivo nazionale.

Il Nodo Critico: La Diagnosi del Falso Mercato

L’architettura dell’energia in Italia soffre di un’inefficienza sistemica strutturata per proteggere la cassa pubblica a discapito della competitività d’impresa:

● Distorsione degli Oneri di Sistema: Attraverso il Decreto Legislativo 79/1999 (Decreto Bersani), lo Stato ha legato i contributi parafiscali e le scelte di politica industriale/ambientale alla voce “trasporto e gestione del contatore”. Questa scelta trasforma partite economiche avulse dai consumi in costi d’accesso alla rete.
● Coercizione Economica: Agganciare gli oneri di sistema al servizio essenziale di trasporto crea un meccanismo di ricatto operativo: chi rifiuta di pagare balzelli politici non viene gestito sul piano tributario, ma subisce il distacco dell’alimentazione elettrica.
● Conflitto di Interessi Statale: Attraverso il Ministero dell’Economia e delle Finanze, lo Stato riassume in sé ruoli incompatibili. Controlla la produzione e distribuzione (Enel/e-distribuzione), la trasmissione (Terna), la formazione del prezzo (GME), l’erogazione di incentivi (GSE) e la regolazione (ARERA). Lo Stato è contemporaneamente legislatore, arbitro, proprietario e beneficiario finanziario.
● Trasferimento Integrale del Rischio: L’incertezza e il rischio economico degli investimenti pubblici vengono azzerati per le partecipate e trasferiti integralmente sui bilanci delle aziende private e delle famiglie, che vedono la bolletta energetica pesare come una tassa di sovranità incontrollabile.
● Infrangimento delle Direttive UE: Nonostante la Direttiva UE 2019/944 (art. 43, comma 5) imponga la netta separazione tra chi gestisce la trasmissione e chi produce o vende energia, il modello italiano mantiene una convergenza sostanziale sotto l’egida dell’Esecutivo.

L’Alternativa

La proposta per azzerare questa rendita parassitaria non si fonda su posizioni ideologiche, ma su principi di sana gestione aziendale, trasparenza contabile e conformità europea.
(continua)

Perché l’energia elettrica e il gas sono così cari?

Ecco cosa ha combinato l’Europa in questi ultimi vent’anni.

Alle decisioni europee si sono poi aggiunte le prebende che i vari governi hanno garantito al “sistema” italiano dove operano sfacciatamente monopolisti quotati in borsa e concessionari a vita. Società con margini operativi paurosi, garantiti e nutriti dalle nostre bollette.

• rendere costosissimo il gas naturale, tagliando le forniture russe;
• rendere l’Europa dipendente dal gas naturale liquefatto, sostituendo le forniture via tubo con importazioni via mare, soggette alla volatilità del mercato;
• promuovere i prezzi di borsa del gas, soggetti alla volatilità del mercato, invece dei contratti a lungo termine take or pay che andavano benissimo;
• favorire la chiusura degli impianti nucleari tedeschi aumentando il ricorso al carbone e al gas;
• incentivare il nucleare francese perché “carbon free”;
• incentivare l’installazione di pannelli fotovoltaici e turbine eoliche, contribuendo unicamente allo sviluppo dell’industria manifatturiera cinese;
• introdurre l’ETS sulle emissioni di CO2,che ha fatto chiudere o delocalizzare centinaia di aziende europee;
• promuovere e incentivare la mobilità elettrica distruggendo l’industria europea dell’automobile a vantaggio dell’industria cinese;
• aumentare la dipendenza europea dalla Cina per materie prime critiche, terre rare, batterie, magneti permanenti, pannelli, inverter e componentistica;
• fissare obiettivi temporali per l’installazione di impianti eolici e fotovoltaici, rendendo critica la stabilità delle reti e facendone aumentare i costi di gestione;
• trasferire quote crescenti dei costi energetici sulle reti elettriche attraverso investimenti sempre più elevati in trasmissione, distribuzione, servizi di bilanciamento a detrimento di bollette civili e industriali;
• incentivare l’elettrificazione dei consumi domestici con pompe di calore anche in contesti climatici ed edilizi dove i benefici sono inesistenti;
• imporre una direttiva sull’efficienza energetica degli edifici – case green – talmente cervellotica che nessuno Stato membro ha adottato;
• creare una banca dell’idrogeno e incentivarne la produzione con le FER, sapendo che era un binario morto;
• aumentare la complessità regolatoria del sistema energetico europeo con un numero spropositato di direttive, regolamenti, meccanismi di incentivazione e obblighi amministrativi, favorendo le delocalizzazioni ed esasperando i rapporti con i partner commerciali;
• promuovere numerose strategie industriali sulle materie prime critiche senza ridurre in misura sostanziale la dipendenza europea dalle importazioni.

Notizia esplosiva: d’estate farà caldo! Come hanno raccontato il cambiamento climatico per fare affari.

Primo giugno, primo titolo: “Sarà l’estate più calda della storia”. Invece è come l’anno scorso, e come due anni fa.

Come ogni anno,in verità, da quando qualcuno ha scoperto che la paura del caldo vende più del caldo stesso.

Pagina tre: temperature infernali. Pagina cinque: pubblicità di auto elettriche con batterie cinesi.

Chi scrive il titolo e chi compra lo spazio pubblicitario lavora per lo stesso committente, ma il lettore non lo sa.

Fino agli anni settanta, prima che arrivasse l’aria condizionata, d’estate era normale la canottiera, i pantaloncini corti e un fazzoletto bianco con i quattro nodi in testa per il sudore.

La chiamavano canicola, ci avvisava Bernacca e nessuno convocava vertici di emergenza. Nessuno aveva bisogno dello psicologo. D’estate faceva caldo: era il sole, non una catastrofe. Poi qualcuno ha trasformato il sole in un affare.

La sinistra europea accende il fuoco: “Abbiamo ricevuto il mondo in prestito dai nostri figli”.“Non esiste un pianeta B.” “Siamo l’ultima generazione.”

Un repertorio di frasi da cioccolatino che farebbe arrossire un parroco di campagna, ripetute con gli occhi lucidi e il dito puntato verso chiunque osi dubitare.

Dubitare è vietato. Chi dubita è negazionista, anche se ha un Nobel in tasca.

Già, perché John Clauser, Nobel per la Fisica nel 2022, ha firmato una dichiarazione netta: non esiste alcuna emergenza climatica.

Prima di lui Ivar Giaever, Nobel 1973.

Oltre milleseicento scienziati. Carlo Rubbia, al Senato italiano. Rita Levi Montalcini, in un appello del 1992 con altri sessantuno Premi Nobel contro l’” ecologismo irrazionale”.

Nessuno di loro ha mai negato che il clima cambi.

Hanno detto che cambia da sempre. Che la Groenlandia si chiama così perché mille anni fa era verde, senza una sola automobile. Che le glaciazioni non le ha provocate la Fiat.

Ma chi dice che la catastrofe non è imminente non ottiene fondi.

Chi dice che lo è, li ottiene a pioggia.

E qui si arriva al punto: il catastrofismo climatico è il motore di un’industria da migliaia di miliardi.

Certificati verdi che valgono meno dei soldi del Monopoli: un’organizzazione internazionale ha verificato che solo un credito di carbonio su ventisei è reale, gli altri venticinque sono aria fritta impacchettata.

Sono i derivati dell’ambiente, la stessa truffa del crollo del 2008 in salsa verde: carta che garantisce carta che garantisce il nulla.

Attorno a questa finzione, un esercito di consulenti fattura miliardi per certificare aziende come “sostenibili”.

Chi certifica i certificatori? Altri consulenti. Il gatto si morde la coda e il conto arriva al cittadino.

Due i capolavori: l’auto elettrica e l’energia rinnovabile.

L’Europa doveva ridurre le emissioni. Poteva lasciare libera la tecnologia. I carburanti sintetici abbattono le emissioni del novantanove per cento. L’idrogeno funziona. I biocarburanti pure.

Invece Bruxelles ha scelto l’unica tecnologia dove l’Europa perde e Pechino vince: la batteria.

Ha vietato tutto il resto. Nel 2035 addio ai motori termici.

La Cina nel frattempo investiva duecentotrenta miliardi per controllare la filiera e oggi domina il novantasette per cento della grafite e il settanta per cento della raffinazione del litio.

Litio che serve le betterie per stoccare l’energia rinnovabile in eccesso se no scassa la rete come successo in Spagna. Una rete vecchia, stressata e non adatta a due milioni di produttori.

Molti sono stranieri perché pagando la politica e le lobby locali ci si fa una barca di soldi grazie anche ad una regolazione compiacente nutrita dalle bollette.

Se Pechino chiude il rubinetto per un mese, l’industria europea si ferma.

In nome del clima, si è sostituita la dipendenza dal petrolio con la dipendenza dalla Cina: non una liberazione: un cambio di padrone.

Chi ha orchestrato il trasferimento?

Frans Timmermans, vicepresidente della Commissione e paladino del Green Deal. Il quotidiano olandese De Telegraaf ha documentato che la Commissione finanziava segretamente le associazioni ambientaliste per fare pressioni a favore delle sue leggi.

Settecentomila euro per “orientare il dibattito”.

Elenchi di parlamentari da contattare. Obiettivi di lobbismo da rendicontare. Il legislatore che paga i promotori della propria legge.

Poi Timmermans si è candidato premier in Olanda con i Verdi. Un fiasco: lo ha votato e “comprato” solo chi non lo conosceva.

Il cerchio si chiude, il conflitto di interessi neppure si nasconde.

A dicembre 2025, sotto la pressione di Meloni, Merz e Tusk, Bruxelles ha fatto marcia indietro sullo stop ai motori termici.

Ammissione silenziosa di un disastro: tre milioni di auto vendute in meno, decine di migliaia di posti di lavoro bruciati, una dipendenza strategica che prima non esisteva.

Persino Larry Fink, il capo di BlackRock – il più grande gestore di patrimoni del mondo – che per cinque anni aveva predicato il verbo verde, nel 2025 ha smesso di pronunciare la parola “sostenibilità”.

Zero volte nella sua lettera annuale, contro le trentasei del 2020. Il sacerdote che chiude la chiesa quando i fedeli smettono di pagare.

Intanto ai ragazzi hanno insegnato l’eco-ansia: prima inventi la paura, poi la certifichi come malattia, poi vendi lo psicologo per curarla.

Ai Gretini incollati all’asfalto nessuno ha spiegato che bloccavano le ambulanze in nome di un pianeta che cambia temperatura da quattro miliardi di anni.

D’estate farà caldo. Come faceva caldo quando i Vichinghi coltivavano l’orzo in Groenlandia e come faceva freddo durante le glaciazioni, senza una sola ciminiera a spostare il termometro.

Oggi ci raccontano che se fa freddo è colpa del cambiamento climatico e se fa caldo è colpa del cambiamento climatico.

L’unica costante è il conto: lo paga sempre il cittadino.

Con l’auto nuova, la caldaia nuova, la bolletta nuova e lo psicologo per l’ansia che gli hanno insegnato a provare.

L’estate più calda della storia? Forse. Ma il conto più salato della storia è già arrivato. E non l’ha portato il sole.

I blackout locali, ma sono ormai distacchi preventivi perché i distributori non sanno più che pesci prendere, sono sempre più frequenti ma nessuno ne parla.

L’inverno sarà freddo, come tutti gli inverni, forse mancherà il gas ma ci scalderemo con i maglioni,tanto le pompe di calore, se fa molto freddo,non scaldano.

Grazie a Roberto Riccardi

Ogni anno in Italia si registrano circa una trentina di decessi causati dal gas, una quota che gli esperti considerano tristemente “fisiologica”.

Negli ultimi cinque anni si sono contati 182 morti e 1.800 feriti, con una media di 230-240 incidenti all’anno tra esplosioni e crolli.

Cifre che dimostrano come il potenziale pericolo sia ampiamente sottovalutato e la prevenzione ancora scadente.

Le bollette del gas allegano regolarmente un vademecum sulla sicurezza, che nessuno legge.

Con il contatore letto da remoto è venuto meno il servizio “post-contatore” gratuitamente offerto dal letturista: l’addetto del distributore che, nel rilevare i consumi, istruiva l’utente.

Oggi, ogni anomalia a valle del contatore è di responsabilità del consumatore. Il tubo flessibile dei fuochi della cucina va sostituito.

Ad esempio, nei complessi condominiali con i contatori installati in batteria, l’utente risponde penalmente di tutta la tubazione a valle del proprio misuratore.

Di norma, i controlli stringenti sull’impianto privato avvengono solo in fase di prima attivazione o riattivazione della fornitura.

Solo in queste occasioni, il distributore esegue la prova di pressione della tubazione a valle del contatore prima di ridare gas: se l’impianto perde pressione oltre le tolleranze consentite, il contatore resta chiuso.

Con l’avvento dei nuovi contatori elettronici (smart meter), la situazione si complica.

Il distributore, senza dover operare sul posto, chiude una valvola posta all’interno del contatore, interrompendo l’erogazione del gas.

Ciò succede, per esempio nei casi di morosità.

Quando il cliente regolarizza i pagamenti, la fornitura viene riattivata, ma emergono seri interrogativi sulla sicurezza qualora l’impianto a valle presenti delle criticità.

Se in passato il contatore del cliente moroso veniva sigillato fisicamente — una procedura costosa ma sicura — oggi basta un impulso digitale per chiudere la valvola, lasciando attivo sul campo uno strumento potenzialmente vulnerabile, o soggetto a manomissioni.

La ripartizione dei ruoli è diventata netta: il fornitore vende il gas, il distributore lo trasporta e lo misura, ma dal contatore in poi ogni onere spetta all’utente finale.

Eppure, a meno di emergenze o fughe di gas, gli utenti non hanno rapporti diretti con il distributore; la maggior parte di loro non sa neppure chi sia, anche se è evidenziato sulla bolletta.

Sono proprio i distributori, non si sa a quale titolo, a gestire la sostituzione massiva dei vecchi contatori, interfacciandosi direttamente con l’utente senza che il fornitore, quello che fa le bollette,ne sia informato.

Con la liberalizzazione del mercato, e la separazione societaria tra vendita e distribuzione, è venuto meno l’interesse “centralizzato” a garantire la sicurezza del sistema, lasciando il “post-contatore” totalmente a carico dell’utente.

In questo contesto, gli amministratori di condominio dovrebbero svolgere un ruolo attivo nell’informare e sensibilizzare i condòmini.

Infine, va ricordato che l’autorità di regolazione – ARERA – ha approvato la valvola interna ai nuovi contatori elettronici “ai soli fini gestionali” di dubbia interpretazione.

La valvola non è normata come presidio di sicurezza e il perché resta un mistero.

Per questo motivo, laddove il contatore sia installato all’interno delle mura domestiche, l’opportunità e le modalità della sua sostituzione andrebbero valutate con attenzione.

Sul mercato “a prezzo marginale”, che vige in UE, l’energia elettrica viene pagata con il prezzo della fonte più costosa che la produce.

I produttori o gli operatori, qualificati da Terna e dal GME, presentano le loro offerte, per ogni quarto d’ora del giorno successivo, sulla piattaforma del mercato del giorno prima (MGP) e il gestore del mercato elettrico (GME) le ordina per valore crescente (tenendo conto dei limiti di transito infrazonali e con l’estero) e valida il prezzo d’incrocio tra domanda e offerta, quantità e prezzo.

L’ultima fonte ad essere accettata determina il prezzo per tutte le altre.

L’ obiettivo primario dei produttori è recuperare i costi di produzione, quelli fissi (interessi, ammortamenti, etc.) quelli variabili (combustibile, manodopera, etc.) e ovviamente guadagnarci.

Il secondo obbiettivo è che l’offerta venga accettata ma, come diceva De Coubertin, anche qui l’importante è partecipare.

I costi fissi restano tali per cui, che l’offerta venga accettata o meno, la strategia si fa sul costo marginale e quindi:

1. se l’offerta non viene accettata, i costi fissi non vengono recuperati ma si risparmiano i costi marginali perché non si produce;

2. se l’offerta viene accettata per ultima, e fa il prezzo, il produttore coprirà i costi marginali e forse il guadagno;

L’ultima offerta accettata, in termini di prezzo, valorizza tutte le offerte accettate e posizionate “prima” in termini di ordinamento crescente.

I produttori di energia rinnovabile hanno costo marginale nullo – sole e vento sono gratuiti – per cui possono fare offerte a prezzi molto bassi e guadagnare quando le altre fonti fanno il prezzo.

Se l’ultima fonte è rinnovabile, il prezzo va a zero per tutti, come sta succedendo in questi giorni al sud.

Nelle giornate particolarmente ventose, in nord Europa, il prezzo diventa molto in negativo. mentre in Italia, dove c’è molto meno vento ma più sole, non si vedono per ora prezzi negativi.

Se il prezzo è zero la rinnovabile prende zero ma, se ne ancora diritto, incassa i sontuosi incentivi dei vecchi conti energia. Il funzionamento dei nuovi contratti “per differenza” è in fase di rodaggio.

I produttori di energia idroelettrica, nucleare, termica con carbone e termica con gas a ciclo combinato hanno costi marginali e costi fissi, che aumentano in funzione delle tecnologie indicate.

Le centrali a gas con turbogas a ciclo aperto, compresi gli eventuali cicli combinati con la caldaia a recupero non operante, hanno scarso rendimento, costo marginale proporzionale al prezzo del gas e un ridotto numero di ore annuali di funzionamento.

La strategia più razionale sembrerebbe quella di fare un’offerta pari al al costo marginale ma come guadagna un impianto che ha solo costo marginale se è sempre l’ultimo ad entrare?

Guadagna fornendo servizi di altro tipo, remunerati a parte, come la disponibilità a produrre, di essere più o meno “essenziale o interrompibile” in una certa zona o fornendo servizi ancillari di regolazione di tensione e frequenza.

Come per i BESS – i sistemi di stoccaggio a batteria – che vengono prenotati e pagati da Terna solo per una parte della loro capacità mentre per l’altra sono liberi di fare quello che vogliono.

Un’alternativa al sistema “a prezzo marginale” è il “pay as bid” dove ogni fonte viene retribuita in base al prezzo offerto; la strategia e i numeri cambiano perché sia i costi fissi, che il margine di guadagno, vengono inclusi nel prezzo offerto.

Il sistema “pay as bid” funziona già per il Mercato del Bilanciamento – MB – con il quale Terna evita i blackout e per quello di Dispacciamento (MSD) con il quale sempre Terna regola l’immissione e il prelievo di energia elettrica, “chiamando” le centrali secondo criteri non sempre trasparenti.

Supponiamo, per esempio, di operare una centrale nucleare, non ancora ammortizzata, che ha un costo di produzione di 100 €/MWh, di cui 40 € di costi marginali e 60 € di costi fissi.

Con il sistema “a prezzo marginale” avremmo offerto a 40 mentre con il pay-as-bid a 120 €, perché miriamo anche a 20 di utile.

Una centrale a gas a ciclo combinato, situata nella stessa area, ha lo stesso costo di produzione di 100 €/MWh, dove però 80 sono i costi marginali – che corrispondono all’offerta in borsa nel system marginal price – 20 i costi fissi e lo stesso obbiettivo di fare 20 € di utile.

In un sistema “a prezzo marginale”, quando la centrale a ciclo combinato fa il prezzo, entrambe vengono retribuite 80 €/MWh.

In un sistema a “pay-as-bid” entrambe vengono retribuite a 120 €/MWh, visto che le due offerte sono comunque inferiori a quella successiva, per esempio una turbogas a ciclo aperto, che offriva a 140 €/MWh

I produttori di energia rinnovabile – che come detto già ricevono gli incentivi fuori da questo mercato – faranno offerte attorno ai 40-60 € e incasseranno la differenza.

Il tutto ovviamente se non ci sono manovre illecite, come il cartello dei produttori, possibili in ambedue i sistemi.

Tornando all’esempio sopra, prendiamo una fascia oraria in cui le rinnovabili non producono.

Il ciclo combinato si mette d’accordo con la centrale a turbogas – in realtà non ha nessuna necessità di farlo perché può essere lo stesso ciclo combinato che opera senza la caldaia a recupero – il ciclo combinato, offre a 150 €/MWh, invece che 120 e il turbogas offre a 149.

Il ciclo combinato resta fuori e perde 20 € di costi fissi, il turbogas però ne guadagna 9 € in più.

Il giorno dopo viene reso il favore: il turbogas fa l’offerta a 150 €/MWh e il ciclo combinato a 149: turbogas resta fuori, ma non perde nulla perché non ha costi fissi, il ciclo combinato guadagna 49 invece dei soliti 20, recuperando i 20 € persi il giorno prima e ottenendo un margine ulteriore di 9 €.

I due produttori hanno intascato 9 € in più a spese dei consumatori.

Sono pratiche illegali? No, è mercato e senza entrare nel merito sono comunque molto difficili da dimostrare.

Il sistema a prezzo marginale sembrerebbe tutelare maggiormente il consumatore, poiché il prezzo lo fa un solo produttore e quindi non ci sarebbe alcun bisogno di accordarsi, ma favorisce platealmente i produttori flessibili intermedi.

Passiamo ad un impianto idroelettrico con il sistema di pompaggio è un costo marginale di 40 €/MWh.

Nelle ore centrali di una giornata soleggiata, quando le rinnovabili soddisfano pressoché tutta la domanda, il prezzo è prossimo allo zero e quindi l’impianto pompa “gratuitamente” acqua al bacino superiore.

Quando nel pomeriggio il sole comincia a scendere e la produzione rinnovabile cala – ma non è ancora a zero – sa che la sua offerta verrebbe accettata e che, con ogni probabilità, sarebbe quella che stabilisce il prezzo per tutti.

Ma sa anche che, dopo un paio d’ore, quando il sole sarà definitivamente tramontato, che il prezzo lo farà chi brucia gas e costi marginali a 140 €/MWh.

Cosi decide di non offrire nella fascia 16 – 18. Il prezzo sarà determinato dai cicli combinati, che supponiamo avere costi marginali di 80 €/MWh; dopo le 18 offre a 40 €/MWh e incassa 140 €/MWh grazie al gas.

Può così scommettere di fare il prezzo, perchè sopra ci sono solo turbogas e sotto solo parchi fotovoltaici, offrendo a 100 €/MWh e guadagnare prima che le offerte delle turbogas lo scalzino.

Facile se è l’unico produttore idroelettrico in una determinata zona.

Sul trattenimento di capacità sta indagando da un paio d’anni Arera senza peraltro venirne a capo. Sono “paletti”, vincoli o regole che vengono messi sempre dopo. Ballano decine di miliardi di euro, come ha confermato l’ex presidente Besseghini prima di andarsene, tanto per fare un po di casino, caricati in bolletta.

Paragonare il costo dell’energia a quello degli altri paesi, senza conoscerne i criteri regolatori è pura demagogia.

Se poi, società private, ma controllate dallo Stato, producono, trasportano, distribuiscono e vendono energia elettrica quanto sopra è noia.

Quanto ci costano i contatori di energia elettrica? Perché sono un ottimo affare per i distributori? Perché tutti i contatori di energia elettrica operanti in Italia sono fabbricati da Enel?

Da ventiquattro anni ci stanno sostituendo i contatori di energia elettrica, un “business in progress” fuori dal comune per redditività e indotto, un’iniziativa industriale, quella di Enel in monopolio, che non ha uguali.

I contatori sono trattati frequentemente nel blog al quale si rimanda per approfondimenti. Oggi parliamo di soldi, quelli delle bollette che, come sempre, pagano tutto.

L’Enel di Tatò decise di leggere i contatori da remoto e sostituì trenta milioni di contatori tra il 2000 e il 2005 ( cit. Livio Gallo )

L’investimento di quella prima fase fu di circa 2,5 miliardi di euro. Vennero eliminate le letture manuali e con loro migliaia di letturisti.

Enel cominciò a estendere le remoto: attivazioni, distacchi per morosità, variazioni di potenza contrattuale, le fasce orarie etc.

Ovviamente le operazioni venivano effettuate dalla società di Enel incaricata della distribuzione, che ha cambiato vari nomi negli anni, oggi edistribuzione.

Dopo l’entrata in vigore della MID, nel 2007, Enel continua ad installare contatori elettronici di prima generazione ma finalmente omologati.

Dal 2017 Enel sta sostituendo i contatori di prima generazione con quelli di seconda – Open Meter 2G – che comunicano più velocemente, permettono un’accurata raccolta di dati e aprono la strada a servizi energetici più sofisticati.

In realtà nessuno sa cosa siano in grado di fare anche perché i protocolli di comunicazione li conosce solo Enel.

Premesso che tutte le società delle ex-municipalizzate che distribuiscono energia elettrica utilizzano i contatori di Enel, i conti qui si limitano a Enel e a edistribuzione ,

L’investimento della seconda fase vale circa 4,3 miliardi di euro.

L’investimento complessivo è quindi di 6 /7 miliardi di euro nell’arco di circa vent’anni con questi  ritorni:

• risparmio operativo. Eliminando le letture manuali e automatizzando gran parte della gestione, Enel ha ridotto in modo significativo i costi di struttura.

• valore strategico dei dati e dei servizi. I contatori permettono una profilazione perfetta dell’utente, al quale fare  nuove offerte commerciali, una maggiore flessibilità tariffaria e una gestione più efficiente della rete.

• Il sistema regolatorio. La rete elettrica è un monopolio regolato: gli investimenti fatti dal distributore vengono riconosciuti dall’Autorità (ARERA) e sono recuperati nel tempo con le bollette, con una remunerazione pre stabilita. Non è un investimento rischioso, i costi vengono trasferiti ai clienti finali, che pagano un corrispettivo che garantisce un ritorno economico garantito.

Un investimento di 6/7 miliardi di € su una platea di 31,11 milioni di clienti telegestiti, al 31 dicembre 2024.

Ammesso prudentemente che tutti i contatori siano al servizio di una potenza impegnata di  3kW,  il costo unitario  annuo per il trasporto e la gestione del contatore è di circa 20,28 € per la quota fissa, e di 63,87 € per quota potenza, IVA esclusa.

Su un periodo di venti anni, ogni utente pagherebbe l’utilizzo del contatore, che comunque resta di proprietà del distributore, 1.683,00 € per un ricavo complessivo lordo di 52,3 miliardi.

Da tale importo, oltre al costo dei contatori ( max 7 miliardi di euro senza tener conto delle vendite ai terzi ) vanno detratti gli oneri di installazione (1,2 miliardi) , quelli di manutenzione (4 miliardi), finanziari (3,5 miliardi) e costi operativi residui per 2 miliardi.

Per un totale di 17,7 miliardi di euro.

Il gros profit dell’operazione “contatori” può essere quindi ragionevolmente valutato in circa 35 miliardi, ad oggi.

 

 

 

 

 

…..e i costi di integrazione delle fonti rinnovabili.

Vero è che le rinnovabili fanno scendere il PUN ma cosa ne viene al consumatore, quello che paga le bollette? Ma è anche vero che vendere energia a prezzo nullo non conviene ai produttori.

Vediamo quindi come gira la baracca prima di saltare di gioia per un PUN a zero per qualche ora in Sicilia: non il lunedì al nord ma in Sicilia il 1 maggio.

1) Gli impianti che godono di sussidi, incentivi e prezzo fisso prestabilito con contratti per differenza con il GSE (CfD) sono sempre “protetti” dal PUN nullo. Ricevono una remunerazione prefissata, che paghiamo noi tutti con la componente ASOS delle nostre bollette.

Bazzecole: una decina di miliardi di € all’anno!

Avranno ridotto il PUN e il buco dell’ozono ma a noi consumatori non ne è venuto e non ne viene nulla. Parlano di contratti quartorari ma per ora sono solo chiacchiere, anche perché il TSO non parla con i DSO.

2) un eccesso di produzione rispetto alla previsione della domanda deve essere gestito da Terna con l’attività di dispacciamento. Oltre al fatto che Terna canna costantemente le previsioni ( perché appunto non dialoga con i DSO) i produttori vengono pagati per non produrre. Questo non si vede nel PUN. Inoltre, novità, il produttore staccato per ragioni di sicurezza della rete riceve un’ indennità che paghiamo di nuovo noi tutti con le bollette.

3) Le centrali termoelettriche, che vengono chiamate a produrre appena il sole va a dormire, sono pagate non solo con il prezzo per l’energia prodotta, ma anche per la loro disponibilità ad intervenire, più o meno rapidamente ( le nuvole le abbiamo anche noi, come la Spagna che è rimasta al buio). Questa garanzia addizionale ha un costo, che paghiamo noi con le bollette, e con il PUN c’entra come i cavoli a merenda.

4) Con il gas a 44 €/MWh e laCO₂ a 75 €/tonnellata, il costo marginale di una centrale a gas, con un’efficienza del 52%, si attesta intorno a 113-114 €/MWh.

Il picco serale, appena il fotovoltaico smette di produrre, non è quindi spiegabile dal solo costo marginale.

Infatti i circa 50 €/MWh di differenza rappresentano quello che viene chiamato il “missing money” che le centrali a gas devono recuperare. Sono i costi fissi di ammortamento, di manutenzione e del personale che non possono essere coperti nelle ore diurne, quando il fotovoltaico le esclude dal mercato tenendo il prezzo a zero.

In altre parole, il prezzo zero di mezzogiorno e il picco della sera non sono fenomeni separati, bensì sono le due facce della stessa moneta che tiene in piedi la baracca. Il consumatore finale paga la moneta.

5) Gli impianti fotovoltaici che non hanno sostegni o CfD con il Gse, cioè sono puramente merchant, tendono a privilegiare la stipula di contratti PPA, vendendo cioè a lungo termine il profilo dell’energia prodotta direttamente a grandi consumatori, saltando il mercato del PUN.

Ne consegue che i nuovi impianti fotovoltaici puramente merchant, cioè senza sostegni, senza CfD e senza PPA, sono destinati a soccombere, come sta già accadendo in Spagna. Con ciò rendendo molto più difficile il raggiungimento degli obiettivi di capacità installata che UE ci ha imposto e che noi caproni vogliamo seguire.

6) per ovviare a tutto questo casino ecco i taumaturgici BESS. Batterie giganti in grado di accumulare energia durante la sovra-produzione giornaliera, ma lo devono fare quando possono magari col nucleare o con il gas, per poi rilasciarla di sera, abbassando il missing money degli impianti a gas e fornendo agli impianti merchant un possibile arbitraggio tra prezzo zero a mezzodì e prezzo alto all’ora dell’aperitivo.

Sembra una figata, peccato che:

a) Si può spostare energia da mezzogiorno alle 18-20, ma non si risolve la stagionalità, cioè l’accumulo di energia solare estiva per l’inverno. Questo significa che d’inverno i prezzi possono essere anche molto alti, se fotovoltaico ed eolico dormono. In Germania se ne sono accorti.

b) Le batterie costano tanto, si dice. Ma il problema non è tanto il costo della batteria in sé, quanto il rapporto tra costo dell’investimento e numero delle ore di stoccaggio disponibili.
La batteria guadagna comprando energia quando costa poco e rivendendola quando costa tanto, per qualche ora la sera.
Poche ore al giorno quindi (2-4 ore di ciclo); con poco guadagno ci vogliono anni per recuperare il costo dell’impianto.

Nel frattempo, più batterie entrano in servizio più il delta dei prezzi si riduce, perché tutte comprano nello stesso momento e tutte vendono nello stesso momento, riducendo i margini.

È strano che ne vengano installati sempre di più. Forse Terna paga troppo la loro disponibilità perché le considera essenziali? O magari sono ancora soldi del PNRR?

Comunque anche gli accumuli, esattamente come le rinnovabili merchant, faticano a reggersi sul solo mercato senza qualche forma di remunerazione garantita.

E quella remunerazione, alla fine, sarà sempre pagata dalla bolletta, la vera leva che tiene in piedi la baracca.