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.

La commissione UE ha avviato il piano AccelerateEU e ritiene che le due crisi internazionali in corso avranno effetti dirompenti in campo energetico.

Sembra tornare agli anni ‘70, senza che nel frattempo sia cambiato molto, salvo in Francia, il cui nucleare tiene accesi anche noi.

In quegli anni dipendevamo dal petrolio e ora dipendiamo anche dal gas. Abbiamo fermato la produzione nazionale di idrocarburi, abbiamo messo sotto embargo i russi e siamo da capo.

Quindi, devono aver pensato a Bruxelles, l’obiettivo di AccelerateEU non può essere solo quello di gestire un emergenza dopo l’altra, ma accelerare ancora di più la green economy, modificando il sistema energetico e producendo più energia rinnovabile in Europa.

Le emergenze sono la linfa del futuro e cosa c’è di meglio, avranno pensato,che gestire le emergenze per tutti?

Così, dopo aver imposto scelte masochistiche degli ultimi anni, UE vorrebbe adesso adottare misure ancora più stringenti per tutti: imprese e consumatori.

Il che significa, per esempio, come scalderemo le case, come le coibenteremo, quali elettrodomestici useremo, come ci muoveremo, quali cicli produttivi utilizzeremo.

Meno gas e petrolio, più energia elettrica e più efficienza energetica: un cambiamento strutturale che richiederà anni, se non decenni, per essere attuato.

Per la commissione i nuovi shock energetici vengono ormai presentati come inevitabili.

UE affianca alla trasformazione di lungo periodo una serie di misure più immediate, che puntano soprattutto a ridurre i consumi.

Sarebbe più semplice, e molto più pratico aprire al gas russo, come ha consigliato De Scalzi, ma non si può!

Ora i nuovi “sauditi” sono i norvegesi che dettano legge da anni in EU, dopo aver deciso che il gas si paga col TTF di Amsterdam.

Ecco allora che il grande fratello europeo vuole intervenire sul nostro modo di vivere:

– promuovere l’uso dei mezzi pubblici;

– incentivare lo smart working per ridurre gli obblighi di mobilità;

– ridurre drasticamente i consumi domestici;

– sostenere le famiglie in maggiore difficoltà.

Ma se dobbiamo cambiare i comportamenti devono essere chiari gli effetti inevitabili sul mondo del lavoro e sulla gestione del nuovo equilibrio tra diritti e doveri, imposti in Europa.

Chi guadagna e chi perde in questo terremoto?

Tutto quanto legato al settore elettrico e alle energie rinnovabili, è destinato a crescere: aziende del solare, dell’eolico, delle batterie, così come l’efficentamento energetico

Ci sarà bisogno di un “esercito” di elettricisti e di ingegneri elettrici ai quali sarà richiesto di capire e gestire reti sempre più complicate.

Dalla sola misura di analoga portata emessa in materia di energia (la direttiva che venne recepita maldestramente dal decreto Bersani nel ‘99) sappiamo che l’Italia non è tra i paesi più veloci nell’applicare rigidamente le indicazioni europee, soprattutto quando toccano la vita quotidiana delle persone o, ancora di più, quando vanno a incidere gli interessi delle società concessionarie e monopoliste, magari quotate in borsa e totalmente controllate dalla politica.

Per le industrie tradizionali, quelle energivore che, per una o due generazioni, andranno ancora a gas, petrolio o carbone, la transizione sarà sempre più difficile, se non impossibile, dal momento che dovranno competere con una concorrenza crescente in paesi dove l’energia invece continuerà a costare meno perché prodotta con il fossile.

Il caso Ilva è attuale.

I consumatori finali, la mitica sig.ra Maria che paga la bolletta, stanno all’ultimo posto delle attenzioni della direttiva.

Nel lungo periodo l’obiettivo è garantire ai consumatori un sistema più stabile e meno esposto alle crisi; quindi, meno sorprese in bolletta anche se, nel breve, l’adattamento genererà costi diffusi e cambiamenti nella quotidianità.

Compatibilmente con la capacità di spesa o, come sempre, con la scandalosa pioggia di incentivi, verranno aggiornati gli impianti delle abitazioni.

Cambieranno le abitudini lavorative e il trasporto pubblico.

La direttiva di limita ai cambiamenti dei prossimi 2-3 anni, che non è un lungo periodo.

Il cambiamento non sarà provocato da una rottura improvvisa, ma la pressione, tipica delle emergenze, dovrà essere espressa come improrogabile, graduale e costante.

Dovrà diventare normale lavorare almeno in parte da casa (e questo non solo per la comodità del lavoratore (?) ma anche per ridurre i consumi socialmente imposti e gli spostamenti.

Muoversi in auto privata diventerà molto meno conveniente rispetto all’utilizzo dei mezzi pubblici e questo soprattutto nelle città, dove gli incentivi e le politiche di investimento delle risorse disponibili dovranno andare in quella direzione.

Per l’energia elettrica, non si prevede una riduzione immediata dei prezzi e ci sarà ancora instabilità.

È un cambiamento, quello auspicato, sia economico che culturale.

Dopo aver letto solamente l’elenco delle disposizioni, senza poter valutare ancora come verranno imposte, è logico chiedersi se la UE abbia l’autorità per realizzare un piano tanto rigido; se possa la decidere “da domani si fa così”.

In realtà il sistema europeo funziona in modo molto più frammentato.

L’Unione Europea non è uno Stato centrale e per questo semplice motivo non può imporre direttamente alla tua vita quotidiana cose come “devi lavorare da casa un giorno a settimana” o “devi usare meno l’auto”.

Queste sono competenze che restano degli Stati membri che sono certamente condizionabili per l’ottenimento di fondi, per il finanziamento di progetti o per l’accesso agli stessi finanziamenti.

Quanto è realistico prevedere che le misure vengano applicate in Italia?

Siccome c’è sempre bisogno di una mediazione politica, sociale ed economica, difficilmente, si può prevedere un’applicazione “dura” in grado di cambiare drasticamente le abitudini.

Allo stesso tempo però non bisogna sottovalutare che quando l’Europa spinge in una direzione, l’Italia alla fine si adegua, soprattutto se ci sono in gioco fondi o vincoli legati a obiettivi più grandi.

Lo abbiamo già visto con il PNRR: molte riforme e investimenti,oltre a progetti inutili, sono stati fatti solo perché supportati da finanziamenti europei.

Quindi anche per AccelerateEU è probabile che le misure vengano “tradotte” in modo più morbido e graduale.

Possiamo attenderci che aumentino gli incentivi ai servizi pubblici o all’efficienza energetica, che lo smart working venga favorito in alcuni settori senza che però diventi universale, o che vengano introdotte misure capaci di muovere verso la riduzione dei consumi con meccanismi dove il premio per il minor consumo viene preso dal sovraccosto applicato a chi non riduce perché’ sia chiaro che “ti conviene fare così.”.

Poi l’Italia è molto eterogenea. Quello che funziona a Milano, o in altre città del nord (trasporti pubblici, lavoro da remoto, infrastrutture) è molto difficile da applicare in aree meno servite anche per motivi legati alla complessa orografia del paese.

Ciò rende quasi inevitabile un’applicazione a macchia di leopardo, dove alcune misure funzionano bene in certi contesti e molto meno in altri e per evitare che il nuovo che viene determini la crescita dei livelli di spopolamento dei piccoli comuni.

Il tutto sempre che non torni un governo tecnico, l’unico capace di attuare il tutto senza la necessita’ di consensi.

I produttori di energia elettrica operano in ambito ETS – Emissions Trading System – adottato da UE per ridurre le emissioni di CO2.

Per parteciparvi, un produttore di energia elettrica da fonte fossile deve innanzitutto ottenere l’autorizzazione da parte dell’autorità competente, che in Italia è il Comitato ETS.

L’impianto deve contestualmente predisporre un piano di monitoraggio delle emissioni e presentare un rapporto annuale, asseverato da un soggetto indipendente e accreditato.

Ogni anno l’impianto deve acquistare i diritti ad emettere CO2, comprando quote di emissione (EUA), dove una quota corrisponde a una tonnellata di CO2.

I produttori di energia elettrica acquistano le quote tramite aste europee oppure sul mercato secondario, dove le quote sono scambiate tra operatori finanziari e industriali.

Il sistema ETS si basa sul principio del “cap and trade”. UE stabilisce un tetto massimo complessivo alle emissioni (cap), che viene progressivamente ridotto, ed entro quel limite le quote possono essere liberamente scambiate (trade).

Il prezzo della CO₂ (EUA) è assimilabile ad una commodity finanziaria: se la domanda di quote aumenta, perché cresce la produzione elettrica da fonti fossili o perché le politiche climatiche diventano più stringenti, il prezzo sale. Se, al contrario, la domanda diminuisce, ad esempio per una maggior diffusione delle energie rinnovabili o per una riduzione dell’attività economica, il prezzo scende.

Una commodity alimenta le aspettative degli operatori e degli investitori finanziari e con esse la speculazione con un fiorire di prodotti derivati.

Strumenti come la “Market Stability Reserve” (MSR) permettono all’UE di regolare l’offerta di quote, ritirandole o reimmettendole nel mercato, per evitare eccessiva volatilità o prezzi troppo bassi.

Per i produttori di energia elettrica, il prezzo della CO₂ rappresenta un costo variabile diretto: più emetto e più devo acquistare e pagare.

Il costo si riflette sul prezzo finale all’ingrosso dell’energia elettrica, il famoso PUN.

Quindi i produttori devono monitorare e dichiarare le proprie emissioni, acquistare le quote necessarie e restituirle ogni anno, operando all’interno di un mercato in cui il prezzo della CO2 diventa un segnale economico cruciale per guidare la transizione energetica.

Nel sistema EU ETS (Emissions Trading System), il prezzo delle quote di CO₂ le cosiddette EUA (European Union Allowances) è unico a livello europeo.

La sua evoluzione sta condizionando, in modo diretto, sia le dinamiche economiche sia le scelte di politica climatica ed energetica dell’UE.

Nella fase iniziale, fino al 2012, il prezzo della CO₂ viaggia tra i 10 e i 25€/ton. Dopo la crisi del 2008 la domanda di energia elettrica cala, e con essa il prezzo delle quote. La situazione peggiora ulteriormente tra il 2013 e il 2017, quando il sistema ETS entra in una fase di forte debolezza e il prezzo delle quote scende fino a 4/8 €/ton. Causa principale un eccesso di quote disponibili sul mercato che riduce drasticamente l’efficacia del sistema. In sostanza, emettere CO₂ costava troppo poco per influenzare realmente le decisioni industriali.

A partire dal 2018 le cose cambiano: UE introduce importanti modifiche al sistema ETS, tra cui la Market Stability Reserve (MSR), uno strumento pensato per ridurre l’eccesso di quote e stabilizzare il mercato.

Di conseguenza, il prezzo della CO₂ comincia a crescere raggiungendo valori intorno ai 20–25 euro tra il 2018 e il 2020.

Tra il 2021 e il 2023, il prezzo delle quote esplode, passando i da circa 50 agli 80–90 euro per tonnellata.

L’incremento è stato determinato da politiche climatiche più ambiziose a livello europeo (come il pacchetto “Fit for 55”), da una riduzione del numero di quote disponibili e da un aumento della domanda di energia elettrica, legata alla ripresa economica post-pandemia.

Negli anni più recenti, tra il 2024 e il 2026, il prezzo ha mostrato una certa volatilità, ma si è mantenuto su livelli comunque elevati rispetto al passato, generalmente tra i 65 e i 75 euro per tonnellata.

Oggi ETS non è più un elemento accessorio, ma un vero e proprio driver economico che influenza la competitività delle diverse tecnologie di generazione e contribuisce in modo decisivo alla formazione del prezzo dell’energia elettrica, rendendo la decarbonizzazione non solo un obiettivo ambientale, ma anche una necessità economica.

La stabilizzazione su questi valori indica che il sistema ETS è ormai entrato in una fase matura e il prezzo della CO₂ rappresenta un indice economico forte e strutturale, che incide concretamente sulle scelte degli operatori.

Per i produttori di energia elettrica, la trasformazione ha avuto implicazioni molto rilevanti.

Se in passato il costo della CO₂ era marginale, e spesso trascurabile, oggi rappresenta una componente fondamentale del costo variabile di produzione degli impianti alimentati da fonti fossili.

Il costo si riflette sul prezzo finale dell’energia elettrica, e spiega parte dell’aumento dei prezzi osservato negli ultimi anni.

Il prezzo delle quote ETS non è più solo un indicatore di situazione ambientale, ma è diventato un vero e proprio strumento economico che guida la transizione energetica, influenzando investimenti, strategie industriali e il funzionamento dei mercati dell’energia.

Il prezzo attuale si colloca mediamente intorno ai 70–75 €/tCO₂, un livello oggettivamente elevato.

Producendo energia elettrica, con gas naturale nei moderni impianti a ciclo combinato, si emettono circa 0,35–0,40 tonnellate di CO₂ per MWh prodotto e quindi il prezzo si colloca intorno ai 25–30 €/MWh.

Bruciando petrolio siamo nell’ordine dei 50–55 €/MWh.

Se bruciamo carbone le emissioni raggiungono 0,85–1,00 tCO₂ per MWh, quindi quasi una quota per ogni MWh prodotto ed un costo tra 60 e 70 €/MWh, fortemente penalizzato dal punto di vista economico.

Il confronto tra le diverse tecnologie di produzione evidenzia chiaramente il ruolo del sistema ETS come strumento di politica energetica: il gas naturale, pur essendo una fonte fossile, risulta significativamente meno penalizzato rispetto a petrolio e carbone.

Il differenziale di costo riflette l’obiettivo europeo di incentivare la transizione verso fonti meno emissive e verso le energie rinnovabili.

Un aspetto rilevante è che il costo della CO₂ entra direttamente nel costo marginale di produzione degli impianti.

Nel mercato elettrico europeo, dove il prezzo dell’energia è spesso determinato dall’impianto marginale (frequentemente a gas), anche variazioni relativamente contenute del prezzo ETS possono avere effetti significativi sul prezzo finale dell’energia elettrica.

Rispetto a dieci anni fa, oggi il costo può rappresentare una quota anche superiore al costo del combustibile stesso.

Inoltre il sistema ETS non si limita a imporre un costo delle emissioni di CO₂, ma genera notevoli flussi finanziari.

La maggior parte dei ricavi viene incassata dagli stati membri.

Le aste delle quote sono organizzate a livello europeo, ma i proventi sono distribuiti ai singoli paesi, in base a criteri stabiliti da UE.

ETS rappresenta una delle principali fonti di entrata pubblica legata alle politiche climatiche.

Accanto a questa componente nazionale esiste anche una quota, più limitata, gestita direttamente a livello europeo e destinata a fondi specifici, come l’Innovation Fund e il Modernisation Fund, che finanziano nuove tecnologie a basse emissioni e supportano la transizione energetica, in particolare nei paesi con maggiori difficoltà.

Anche in questo caso le quote vengono vendute, ma i ricavi sono centralizzati e reinvestiti in progetti europei.

È importante distinguere le entrate pubbliche dal mercato secondario delle quote.

Quando le quote ETS vengono scambiate tra operatori (ad esempio tra aziende o tramite intermediari finanziari), il denaro circola tra soggetti privati e non genera direttamente entrate per lo Stato.

I ricavi pubblici derivano infatti principalmente dalla vendita iniziale delle quote tramite aste.

Dal punto di vista normativo, l’Unione Europea prevede che almeno il 50% dei proventi delle aste venga destinato a politiche climatiche ed energetiche: sviluppo delle rinnovabili, efficienza energetica, innovazione tecnologica o misure di sostegno per famiglie e imprese.

L’allocazione delle risorse dipende tuttavia dalle scelte dei singoli governi, e ciò rappresenta uno degli aspetti più discussi del sistema.

In Italia, i ricavi derivanti dall’ETS sono cresciuti in modo significativo nel corso degli anni, passando dai 2 miliardi all’anno della prima fase, fino al 2017, ai 3 miliardi del 2019.

Il vero salto si è però verificato negli anni più recenti: tra il 2021 e il 2023, con ricavi saliti fino a 7 miliardi di euro all’anno.

Ad oggi le entrate si mantengono tra 4 e 6 miliardi di euro annui.

Questa dinamica evidenzia un aspetto cruciale del sistema ETS: all’aumentare del prezzo della CO₂, cresce contemporaneamente sia il costo per le imprese e i consumatori, sia il gettito per lo Stato.

Si crea quindi un equilibrio delicato tra obiettivi ambientali, sostenibilità economica e gestione delle risorse pubbliche con dubbi su equità, redistribuzione e utilizzo efficace delle risorse raccolte.

Un primo elemento di criticità riguarda la trasmissione del costo della CO₂ ai prezzi dell’energia elettrica. Poiché nel mercato elettrico europeo il prezzo si forma sul costo marginale – sempre determinato da impianti a gas – il costo delle quote viene trasferito interamente sul prezzo finale dell’elettricità.

Ciò significa che anche tecnologie che non emettono CO₂, come rinnovabili o nucleare, beneficiano indirettamente di prezzi più alti (“windfall profits”), mentre consumatori e imprese subiscono aumenti generalizzati dei costi energetici.

In altre parole, il sistema è efficiente dal punto di vista ambientale, ma risulta altamente regressivo dal punto di vista economico.

Una seconda criticità è legata alla volatilità del prezzo della CO₂. Il prezzo delle quote ETS non è amministrato, ma determinato dal mercato: risente quindi di fattori economici (crescita, crisi), energetici (prezzo del gas), climatici (inverni più o meno freddi) e anche, sempre più spesso, finanziari.

La volatilità rende più difficile pianificare investimenti di lungo periodo, soprattutto per operatori industriali che necessitano di stabilità dei costi.

Un tema molto rilevante è quello della competitività industriale e del rischio di “carbon leakage”.

Le imprese europee soggette all’ETS si trovano svantaggiate rispetto a concorrenti extra-UE che operano in paesi con regolamentazioni ambientali molto meno stringenti.

Questo può portare a delocalizzazioni della produzione, con il paradosso di spostare le emissioni altrove senza ridurle globalmente.

Strumenti come il CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism) sono stati introdotti proprio per mitigare questo rischio, ma sono ancora in fase di implementazione e non coprono tutti i settori.

Un’altra criticità riguarda la dipendenza dal gas nel breve periodo.

Il sistema ETS penalizza fortemente carbone e petrolio, favorendo il gas naturale come fonte “di transizione”. Tuttavia, questo crea una totale dipendenza dal gas stesso, con implicazioni geopolitiche e di sicurezza energetica, come emerso chiaramente durante la crisi energetica europea del 2022 e si sta ripetendo ora con la “sparizione” del Qatar e dell’Iran come produttori.

In questo senso, l’ETS da solo non garantisce automaticamente una transizione rapida verso le rinnovabili.

C’è poi il tema della distribuzione dei costi e dei benefici.

I proventi delle aste ETS vanno agli Stati membri, che dovrebbero utilizzarli per politiche climatiche o per compensare i consumatori.

Tuttavia, l’efficacia di questa redistribuzione dipende dalle scelte politiche nazionali, e non sempre è percepita come equa dai cittadini o dalle imprese.

Infine, alcuni osservatori denunciano il ruolo crescente degli operatori finanziari nel mercato ETS.

La partecipazione di fondi e investitori aumenta la liquidità del mercato, ma alimenta dinamiche speculative e una maggiore volatilità dei prezzi, ponendo il dubbio che ETS rifletta realmente i fondamentali fisici delle emissioni.

In sintesi, il sistema ETS è uno strumento potente e centrale per la decarbonizzazione, ma introduce tensioni tra obiettivi ambientali, stabilità economica e equità sociale.

La sfida oggi non è tanto se utilizzare l’ETS, quanto come affiancarlo a politiche complementari per gestirne gli effetti collaterali.

Ma per comprendere pienamente l’impatto del sistema ETS in Italia, è necessario analizzare i flussi economici complessivi che esso ha generato nel tempo.

In particolare, ci si chiede quanto il sistema è costato ai consumatori italiani e quanto è effettivamente entrato nelle casse dello Stato attraverso le aste.

Il costo per i consumatori non si manifesta in modo diretto, come una tassa esplicita, ma si trasferisce attraverso il prezzo dell’energia elettrica.

Si può stimare che le famiglie e le imprese italiane abbiano sostenuto un costo i 95 e i 140 miliardi di euro, mentre i ricavi dello Stato possono essere stimati tra i 40 e i 55 miliardi di euro.

Cioè il costo sostenuto da chi consuma energia elettrica è significativamente superiore ai ricavi diretti dello Stato.

Questo succede perché il prezzo della CO₂ non incide solo sulle emissioni effettive, ma influenza pesantemente l’intero mercato elettrico, amplificando il suo impatto economico.

Per comprendere meglio la distribuzione di questo costo, è utile distinguere tra le diverse categorie di consumatori.

Una parte rilevante dell’onere ricade sulle imprese industriali energivore, che sono esposte sia direttamente — perché acquistano quote ETS per i propri processi produttivi — sia indirettamente, attraverso il prezzo dell’energia. Queste imprese, tuttavia, in alcuni casi beneficiano di meccanismi di compensazione come l’energy release.

Le famiglie subiscono l’impatto devastante delle bollette elettriche che, pur rappresentando una quota inferiore rispetto ai consumi dell’industria , hanno un effetto sociale.

Le piccole e le medie imprese (PMI) sono anche molto esposte perché hanno un minore accesso a strumenti di compensazione e sono fortemente dipendenti dal costo dell’energia.

Quindi, se da un lato ETS incentiva la riduzione delle emissioni e finanzia la transizione energetica, rendendo UE virtuosa rispetto al resto del mondo, dall’altro solleva questioni rilevanti in termini di equità, competitività e gestione delle risorse pubbliche.

La sfida principale non è tanto il sistema in sé, quanto la capacità di governarne gli effetti, redistribuendo in modo efficace i costi e i benefici tra i diversi attori economici.

Grazie @giuseppe zanardelli

---

Come il tuo debito energetico diventa un titolo finanziario

Immagina di entrare in una banca per chiedere un mutuo.

Firmi le carte, prendi i soldi e sai che per i prossimi vent’anni una parte del tuo stipendio servirà a ripagare quel debito.

È un patto chiaro, per quanto oneroso.

Ora immagina un mutuo che non hai mai chiesto, per una casa che non hai mai comprato, ma che paghi ogni volta che accendi la luce.

Benvenuti nel mondo della cartolarizzazione degli oneri di sistema.

Per capire la cartolarizzazione, che il governo ha tentato per ora senza successo, dobbiamo smettere di guardare alla bolletta come al semplice costo dell’energia.

Dobbiamo guardarla come a un flusso di cassa garantito.

Lo Stato e il sistema energetico hanno accumulato nel tempo costi enormi: incentivi alle rinnovabili, smantellamento delle centrali nucleari, agevolazioni alle industrie energivore, i BESS, FER e chi più ne ha più ne metta.

Invece di aspettare che i consumatori, non i cittadini, paghino questi costi “goccia dopo goccia” mese dopo mese, la finanza creativa trasforma la tua promessa di pagare la bolletta futura in denaro contante oggi.

“La cartolarizzazione è l’arte di vendere la pelle dell’orso (il consumatore) prima ancora che l’orso abbia acceso la luce.”

1. Global consensus on the energy transition frayed

A breakdown in negotiations at COP30 in November illustrated the increasing challenges of sustaining collective global climate action.

This reflects diverging agendas of the two largest players: the US and China. The Trump administration pivoted the US sharply towards lower energy costs & industrial-policy protectionism. In contrast China continued to pursue low carbon tech scale and export dominance, flooding global markets with low-cost solar, batteries and EVs.

Europe remained committed to the transition, but national approaches diverged. Germany slowed and re-profiled parts of its RES rollout; France doubled down on its nuclear-centred strategy; the Netherlands scaled back offshore wind and hydrogen ambitions; and the UK reoriented policy toward energy security and affordability, pulling back on aspects of its decarbonisation ambitions.

2. RES capture prices tumbled

Increased solar and wind penetration, more frequent negative prices and tighter interconnector constraints all weighed on capture rates, particularly for merchant solar portfolios. This was a pan-European trend in 2025, but particularly pronounced in markets with higher solar penetration e.g. Germany (see Chart 1) & Spain.

Chart 1: Solar capture rates in Germany

Source: Timera Energy, EPEX

The result was a sharp repricing of merchant RES risk, renewed interest in hybrid RES-plus-storage structures, and a stronger focus on PPA floors and downside protection.

3. Spanish power blackouts exposed a European flex crunch

2025’s Spanish blackouts provided a stark illustration of what happens when you push RES penetration hard without a matching investment in flexibility. A combination of high wind and solar output, low thermal availability, weak hydro conditions and transmission bottlenecks led to major loss of load events.

The issue was system stability, not renewables per se: inertial support, ramping capability and backup capacity were inadequate given the volatility of net load.

The episode sharpened focus across Europe on the value of thermal flexibility, storage and demand response, and on how to design capacity and ancillary service markets that incentivise these.

4. LNG investment surged despite a looming supply wave

Coming into 2025 there was already a clear market concern as to the huge LNG supply wave coming online across the next 5 years. Instead of slowing, liquefaction investment accelerated as shown in Chart 2.

Chart 2: Incremental LNG supply FIDs in 2025

Source: Timera Energy

More than 60 mtpa of new LNG capacity was sanctioned in 2025, well above market expectations. Buyers in Asia, the Middle East and parts of Europe locked in long-term offtake. The result is an even fatter supply bulge on the horizon – but also a more complex set of optionality and exposure management dynamics for portfolio players to manage.

5. Orsted collapses as RES deployment hits headwinds

Renewables were supposed to be the ‘easy’ part of the transition story. 2025 challenged that assumption.

Germany’s decision to scale back and re-profile RES targets signalled a more cautious approach, driven by grid constraints, permitting delays and mounting concerns around power prices and competitiveness. At the same time, offshore wind ran into a storm of cost inflation, supply-chain stress and higher financing costs.

The implosion of parts of Ørsted’s offshore wind pipeline became emblematic of the sector’s difficulties. Other big players such as RWE, Iberdrola & Vattenfall also pulled back on capital deployment into RES.

The structural RES investment drivers remain intact, but 2025 underlined that policy ambition alone is not enough – capital discipline, grid build-out and credible support frameworks matter just as much.

6. Henry Hub pushing higher… as Brent weakened

The front of the Henry Hub (HH) futures curve has been flirting with the 5 $/mmbtu level in 2025, after languishing below 4 $/mmbtu for most of the last 10 years (although pulling back sharply from the $5 level last week).

A tighter US gas market balance has resulted from stronger-than-expected US power demand, weather-driven volatility and robust LNG exports.

Chart 3: Front month Brent vs Henry Hub

Source: ICE, CME

Price strength challenged the long-held assumption that US shale would anchor Henry Hub at structurally low levels, despite surging US LNG exports. This is impacting LNG contract pricing and has been a key current focus for LNG portfolio monetisation & investment strategies.

Despite stronger than expected global growth and a continuation of Russia – Ukraine conflict in 2025, Brent crude prices have remained weak. This has been helped by the Trump administration leaning on Saudi Arabia to maintain supply.

7. Italy’s MACSE battery auction cleared well below expectations

A standout 2025 surprise came from Italy’s first MACSE auction, which cleared at around €15–20/kWh-yr – far below the €20 – 30/kWh-yr level many investors had assumed was needed to underwrite new BESS projects.

The outcome was driven by ENEL’s dominant, very low bids in the South, leveraging portfolio synergies to accept returns that independent developers could not match. This has seriously challenged the investment case for much of the Southern Italian BESS pipeline.

Capital interest has pivoted toward Northern zones, where merchant value remains stronger because of lower incumbent concentration and Capacity Market opportunities.

8. Zonal power pricing suddenly looked a lot less trendy

A few years ago, zonal power pricing was held up as the obvious next step for European markets: better locational signals, more efficient use of the grid and improved investment incentives. 2025 delivered a reality check.

Persistent congestion, counter-intuitive flows and highly volatile within-zone price spreads triggered a political backlash. Concerns around regional equity, industrial competitiveness and consumer price volatility meant that several governments (e.g. GB & DE) cooled on further reforms, and pushed to dilute or slow zonal implementation.

9. LNG shipping charter rates crash & then surge

LNG vessel charter rates hit record lows in Q1 2025, before surging higher into Q4.

The price slump stemmed from an oversupply of vessels, liquefaction project delays, and shorter voyage durations. Spot charter rates fell as low as $5k/day in Q1 2025 as shown in Chart 4.

Chart 4: Spot LNG charter rates in 2025

Source: Spark Commodities

The chart also shows the sharp surge in charter rates that we’ve seen across the last 6 weeks. This has been driven by a pick up in winter demand, the ramp up of US LNG liquefaction terminals (structurally increasing vessel demand) and an increase in floating storage demand.

Swings of this magnitude materially affect LNG portfolio value, shaping delivered costs, netbacks and flexibility economics.

10. Capital push into European flex assets

If 2024 was a big year for flexible power investment, 2025 took it up a gear.

Transactions included:

• TotalEnergies’ stake in EPH reinforced the strategic value of large, flexible generation portfolios.
• The Grain LNG stake changing hands to Centrica / ECP underlined enduring appetite for midstream LNG infrastructure post Russian supply cuts.
• Energia’s sale to Ardian and APG’s large-scale investment into Return Energy, highlighted strong institutional interest in integrated portfolios of flexible assets.
• FIDRA’s 1.4GW Thorpe Marsh BESS project secured debt financing, illustrating the depth of lender interest in large well structured assets.

The common thread: investors are increasingly allocating capital to flexibility, both to diversify RES risk and because flex value now appears structurally underpinned by higher volatility and policy uncertainty.

Thanks to @ timera-energy.com

Per non rischiare che un’altra proposta referendaria vada a buon fine, il governo decide di mettere in sicurezza gli oneri di sistema delle bollette.

E invece di riformare il moloch, creato e nutrito da 25 anni di bollette, le più care in Europa, si dedica alla finanza creativa.

E lo fa su parte dei 10/15 miliardi di euro di oneri di sistema – nessuno sa a quanto ammontino con precisione – succhiati silenziosamente ai consumatori per incentivare il faraonico piano di sviluppo dell’energia rinnovabile da qui al 2030.

Un piano basato su ipotesi, che si stanno rivelando clamorosamente errate, e giustificato solo perché, come sempre, ce lo chiede l’Europa.

Per incentivarlo, gli oneri di sistema sono destinati ad aumentare a dismisura e quindi è meglio cominciare a nasconderne una parte.

L’operazione infatti trasforma parte delle bollette, che dovremo pagare nei prossimi anni, con l’aggiunta di interessi, costi finanziari e commissioni, in titoli finanziari garantiti da CDP.

Invece di venire tolti dalle bollette, come chiedeva il quesito referendario che non ha raggiunto il quorum, diventano una leva finanziaria che potrà garantire ritorni molto consistenti.

Cosa c’è di più sicuro,infatti, di una bolletta da pagare?

L’operazione, allo studio del parlamento, ridurrà di poco, e solo nel breve periodo, la pressione sulle bollette garantendo liquidità immediata al “sistema”, non graverà sul bilancio dello Stato e rimanderà decisioni politicamente difficili per il governo.

È solo un paliativo per chi governa il presente, non è una riforma, non è una semplificazione e non aiuta i consumatori.

Si cartolarizzano così una serie di balzelli, creati da scelte politiche stratificate e opache, che il sistema anacronisticamente difende e che il consumatore deve continuare a pagare.

Perdono i consumatori che pagheranno di più, per più tempo, senza poter discutere e senza capire di essere diventati garanti di un debito che non hanno contratto.

Guadagnano la finanza e le banche , che ottengono rendimenti stabili e garantiti.

Guadagna l’intero sistema elettrico, che ottiene liquidità e la garanzia che le bollette verranno sicuramente pagate.

Guadagna il decisore pubblico che evita conflitti inutili e mantiene il moloch.

La cartolarizzazione non risolve nulla ma cristallizza il problema, trasforma un errore politico in un vincolo finanziario di lungo periodo, rende permanente ciò che avrebbe dovuto essere discusso e corretto.

“Non abbiamo il coraggio di dirti oggi quanto costa davvero il sistema, quindi te lo faremo pagare domani, con gli interessi.”

Dovremmo modificare l’art. 1 della Costituzione e sostituire con “debito” la parola “lavoro”.

Perché oltre a sole e mare, spaghetti e arte, è il debito la linfa del paese e, più le agenzie di rating ci premiano, più possiamo farne di nuovo.

In questo paese solo se hai già milioni di debiti ti fanno un mutuo mentre il costo per il recupero di 41 miliardi euro di cartelle non pagate, è dell’8%. (Cfr il sole 24ore di oggi)

Il governo, alle prese con una crisi industriale devastante, vorrebbe ora dilazionare i debiti pregressi, presenti e futuri delle famiglie e delle PMI, alle prese con le esose bollette dell’energia elettrica.

Sarebbe più giusto che il governo mettesse mano all’intero sistema elettrico ma, siccome gli garantisce rendite da capogiro attraverso le controllate, è meglio lasciarlo così com’è e dedicarsi alla finanza creativa e alla componente ASOS delle bollette.

La componente ASOS è solo uno degli oneri di sistema che pagate con ogni bolletta, incentiva i produttori di energia rinnovabile. Arera ne cambia il nome ogni tanto, o tenta di nasconderla, ma è sempre lì.

Vale da vent’anni, e sarà così per i prossimi venti, una decina di miliardi di euro all’anno e attualmente aumenta di 45 €/MWh le bollette di famiglie e PMI le quali, bontà loro, finanziano già le imprese c.d. energivore, riducendone della metà la bolletta.

La “cartolarizzazione” permetterebbe di spostare in avanti l’enorme debito residuo del sistema elettrico verso i beneficiari degli incentivi, cioè i produttori di energia rinnovabile che, chissà come mai, continuano ad arrivare a frotte da tutto il mondo.

Quindi una parte del pregresso, che conoscono solo Arera e il GSE, più i nuovi 200 miliardi (se relativi ai prossimi vent’anni anni) verrebbero assorbiti a sconto dal mercato finanziario.

Le bollette pagherebbero un minor costo diluito in più anni.

A condizione che, nel frattempo, non inventino, ma purtroppo sta già succedendo, nuovi incentivi e/o nuovi costi.

Tutto è sotto traccia mentre e il governo è occupato ad incassare le rate del PNRR i cui progetti porteranno a nuove tariffe e a nuovi oneri.

L’operazione prevederebbe l’emissione di obbligazioni da parte di una società veicolo, e l’acquisto delle stesse obbligazioni da parte degli operatori del mercato, a fronte ovviamente di opportune remunerazioni prelevate sempre dalle bollette.

Il costo per lo stato sarebbe nullo e minimo il rischio, perché spalmato su milioni di clienti, che devono comunque pagare la bolletta per non restare al buio. Infatti la regolazione prevede che gli oneri di sistema, debbano essere pagati a prescindere.

Quindi, se gli accumuli fisici di energia elettrica – i BESS – servono ai produttori di energia rinnovabile a evitare remunerazioni negative, gli accumuli finanziari dilazionerebbero la spesa di famiglie e PMI, sempre a favore delle fonti rinnovabili e delle imprese energivore.

In sostanza gli stessi fondi che finanziarono gli impianti alimentati dagli incentivi dei conti energia, adesso finanziano il sistema per garantirne la redditività

Venite in Italia, paghiamo noi con le bollette!

Negli anni ‘90, tangentopoli portò alla luce il metodo di finanziamento predisposto dai partiti sugli appalti Enel, un ente dello Stato.

Poi i partiti si sono riorganizzati e nel tempo hanno permesso all’esecutivo di fare quello che vuole con i soldi delle nostre bollette.

E lo fa in modo silenzioso e anonimo, dietro società che controlla. Una struttura di potere sempre più estesa e invasiva, predisposta dal decreto Bersani del 1999, considerato a torto un pilastro della liberalizzazione.

Nulla di più falso: la liberalizzazione è di pura facciata e inesistenti sono i vantaggi per i consumatori.

Il decreto infatti non faceva altro che spartire il monopolio di Enel tra vari attori, i cui vertici sarebbero sempre stati di nomina governativa.

Stesso criterio è stato adottato per le nomine dei vertici delle autorità, preposte al controllo e alla regolazione del mercato.

La farsa della proroga del collegio di Arera dura da luglio.

I distributori, con Enel in testa, controllano tutto.

Prima di tutto, quindi, gli interessi delle società private controllate dal governo come, per esempio, edistribuzione (Enel) con i suoi cinque miliardi di MOL, o Terna, che pur operando in totale monopolio si allarga in attività non sue in totale conflitto d’interessi.

Concessioni senza gara e utili crescenti nonostante la domanda sia in calo.

Il governo è il monopolista assoluto, privato e non pubblico – e quindi non soggetto al bilancio dello Stato e non controllato dal Parlamento – del mercato elettrico.

Ne determina gli oneri che vengono messi a carico dei consumatori, imprese o famiglie, dopo essere stati spalmati sulle bollette da Arera.

Ma come è stato possibile arrivare a questa situazione senza che nessuno alzasse la testa? Senza che nessuno, ancora oggi, dica nulla.

Perché chi ci governa, destra o sinistra che sia, preferisce blaterare che le bollette sono care, le più care in Europa, ma non ammette che c’è qualcosa che non va e con con gli utili delle società che controlla fa un sacco di soldi che crescono costantemente mentre il consumo di energia elettrica del paese cala.

Solamente 25 anni fa, il decreto Bersani – ministro del governo D’Alema – creava, nell’interesse specifico di Enel, gli oneri generali di sistema (OGS) celandoli nella voce “trasporto” delle bollette, anche se con il trasporto di energia elettrica non avevano alcuna attinenza, a rimborso di Enel per il mancato nucleare.

Il distributore, sempre Enel, li avrebbe poi quantificati, perché misurava tutta l’energia elettrica del paese con decine di milioni di suoi contatori, mai omologati e tuttora illegali, come gli autovelox.

Una volta raccolti – se un cliente non paga la bolletta coprono quelli che la pagano – gli OGS vengono versati alla CSEA – cassa servizi energetici e ambientali – i cui vertici sono nominati dal governo.

Gli OGS sono determinati e gestiti dal GSE – gestore dei servizi energetici – i cui vertici sono di nomina governativa.

Il GSE dovrebbe anche controllare come vengono elargiti ogni anno 10 miliardi dei nostri soldi ma non lo fa come dovrebbe perché visitare “solamente” due milioni di produttori di energia fotovoltaica è diventato problematico. Si racconta che i primi anni gli ispettori venivano accolti con la lupara.

Ogni tanto, ma per altri motivi ed è tardi, se ne accorge la GdF.

A titolo di esempio, per capire come veniva e viene distribuito il nuovo “malloppo” un’utenza con potenza contrattuale di 10 kW.

In giallo la voce “trasporto” gestita dai concessionari Terna e Enel, controllate dal governo che operano in monopolio. Anche produzione e vendita sono saldamente controllate da Enel, definita “incumbent” se no si offende.

In arancione il costo  degli OGS destinati a imprese private.

Dal 2013, “trasporto” e OGS valgono più della materia energia (verde) e quando mai, in un paese normale,il costo del trasporto dell’energia elettrica supera il costo di produzione della stessa?

Arera non dice nulla perché è in prorogatio da luglio: il governo non riesce infatti a nominare il nuovo collegio ma solamente a stabilire il nuovo emolumento del presidente, raddoppiandolo a 500 k€.

Così, mentre gli OGS hanno sottratto ai consumatori più di 200 miliardi di euro negli ultimi 25 anni, senza portare alcun beneficio per gli stessi, l’Antitrust, nominata dal governo, non ha mai preso posizione su un evidente conflitto d’interesse che dura da 25 anni.

E questo perché, a differenza dei gestori delle altre reti europee, che garantiscono un servizio “trasparente”, quelli italiani hanno il potere di controllare tutto, con diritto di vita e di morte su venditori e clienti finali, siano esse imprese o famiglie.

Ma non finisce qui: tutta l’energia elettrica, prodotta per la maggior parte  da Enel, viene trattata alla borsa elettrica. La borsa elettrica viene gestita dal GME, controllato dal GSE, i cui vertici sono sempre di nomina governativa.

E quindi la domanda è: come può il Governo controllare  la borsa elettrica e, nello stesso tempo, essere il più grande produttore e distributore di energia, attraverso Enel e Terna?

Da 20 anni Governo e Parlamento accettano che il prezzo venga determinato dal GME con un criterio che danneggia i consumatori perché premia tutta l’energia offerta – anche quella proposta in borsa a basso prezzo – permettendo che sia venduta al prezzo massimo marginale, creando un extra margine del 40%.

Trasporto, oneri di sistema, prezzo dell’energia e tasse sono sotto il completo controllo di società governative: anche questo lo chiede l’Europa o è un infrazione alle regole comunitarie?