Categoria: regolazione mercato

Perché l’energia elettrica è così cara?

L’attuale sistema elettrico italiano non è un libero mercato, ma un monopolio di Stato a forma societaria: il Governo controlla tutto, mantenendo i benefici e scaricando tutti i rischi sulle bollette dei consumatori.

La falsa liberalizzazione, avviata con il Decreto Bersani nel 1999, ha trasformato la voce “trasporto”  della vecchia bolletta dell’Enel, in un mezzo per incassare somme di denaro del tutto estranee al servizio.

Invece dei proclami, che giungono scomposti da tutte le parti politiche, che invece hanno l’interesse a mantenere lo status quo, sarebbe necessaria un’operazione di pulizia strutturale: scorporare la “tassazione” impropria dalle bollette, separare nettamente le filiere pubbliche, come peraltro le direttive UE impongono, affrontare il problema delle concessioni monopolistiche, restituendo competitività al tessuto produttivo nazionale e dignità alle famiglie.

 La struttura del sistema elettrico italiano soffre di un’inefficienza sistemica a danno dei consumatori e a difesa della “cassa pubblica”:

●  con l’imposizione degli Oneri di Sistema, il Decreto Legislativo 79/1999 (Decreto Bersani) ha creato contributi parafiscali, e i costi derivanti dalle scelte di politica energetica e ambientale sono stati scaricati in bolletta.

Una scelta che trasforma partite economiche, estranee ai consumi, in costi d’accesso alla rete elettrica.

●  Coercizione Economica: collegare gli oneri di sistema al servizio di trasporto dell’energia elettrica crea un “ricatto operativo”: chi non paga resta fuori al buio;

●  Conflitto di interessi: attraverso il Ministero dell’Economia e delle Finanze, il governo  avoca a sé ruoli incompatibili con un libero mercato dell’energia elettrica: controlla la produzione (Enel), la trasmissione (Terna) la distribuzione (Enel), la formazione del prezzo (GME), l’erogazione degli incentivi (GSE), la liquidità (CSEA) e la regolazione (ARERA).

Il governo è, al tempo stesso, legislatore, arbitro, azionista delle imprese ( quotate in borsa) e beneficiario finanziario.

●  Trasferimento integrale del rischio: l’incertezza e il rischio economico degli investimenti, inesistenti per le partecipate governative (quotate in borsa) vengono trasferiti integralmente nei bilanci delle aziende private e nelle bollette delle famiglie, trasformandole in una “tassa di sovranità” incontrollabile.

●  infrazione 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 elettrica, il sistema italiano mantiene una convergenza sostanziale sotto il controllo del governo.

Con queste premesse, si cercato di valutare il peso economico di questa endemica stortura, che dura da un quarto di secolo, partendo dai dati di bilancio dei  “governativi” nel periodo 2013/2024.

Qualche considerazione su CSEA – Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali – che raccoglie e distribuisce i proventi degli oneri generali di sistema, decisi da Arera/GSE e incassati con le bollette,  e li versa ai soggetti che ne hanno diritto, prevalentemente ai produttori di energia rinnovabile.

CSEA non produce energia, non la vende ma ha un ruolo contabile e di compensazione, nella sostanza una banca.

Sconosciuta  ai consumatori, CSEA è cruciale per capire come il costo dell’energia elettrica in Italia non dipenda soltanto dal mercato, ma anche dalle scelte governative per es. su chi sostenere, su come e quanto farlo.

Il dato interessante è l’ammontare delle sue giacenze, depositate in contabilità separata presso la Tesoreria dello Stato, che si attestano  costantemente  sui 5 miliardi di euro.

Un “tesoretto” di risorse già riscosse e in attesa di essere redistribuite. Le giacenze non sono episodiche, o di emergenza, ma strutturali, a conferma che il meccanismo di raccolta e allocazione genera anticipazioni finanziarie stabili e cospicue.

La raccolta è soggetta a delibere di Arera non sempre trasparenti. Così , in presenza di un prelievo annuo rilevante, e a una filiera che produce utili consistenti, emerge un incredibile e ingiustificata riserva di liquidità. Confermando che il sistema non opera mai con scarsità di cassa, ma mantiene un margine finanziario significativo, nonostante la frequente narrativa mediatica di urgenza e necessità e di continui interventi correttivi.

 Quindi che senso aveva la proposta del governo, poi accantonata, di cartolarizzazione gli Oneri Generali di sistema, quando presso la Tesoreria dello Stato esistono  somme di denaro cosi ingenti già pagate dai consumatori?

Per quale motivo i consumatori avrebbero dovuto anche pagare gli interessi della cartolarizzazione?

Il governo, per ora, ha solo accantonato l’idea.

La valutazione si limita ai “numeri” dei soli soggetti “ gestiti dal governo” senza considerare le ex-municipalizzate che, vengono assimilate ai consumatori.

Escludendo dal conteggio il “tesoretto” della CSEA, nel corso del periodo analizzato, in forza dei costi elencati, le bollette sono aumentate del 40%, colpendo famiglie e imprese.

In assenza di controlli parlamentari, e di una attiva rappresentanza dei consumatori, specialmente in Arera dove dovrebbe far parte del collegio, i numeri valutati nel loro insieme conducono a una conclusione tanto semplice quanto scomoda: i condizionamenti e le marginalità economiche non si disperdono lungo la filiera, ma tendono a convergere verso un unico beneficiario finale, che non è il consumatore.

Un unico soggetto possiede, in sostanza, gli strumenti per rendere possibile tale convergenza.

Lo fa nelle molteplici vesti di proprietario, di azionista, di gestore delle tesorerie, di titolare dei poteri di nomina, di destinatario degli accresciuti flussi fiscali — a partire dall’IVA — e, soprattutto, di arbitro cui tutte le categorie del Paese sono chiamate a rivolgersi.

In questa lettura coordinata degli interessi, il Governo appare dunque, nei fatti, come il beneficiario finale dell’equilibrio che si è progressivamente costruito, sostenuto da soggetti che, in misura diversa, ne tutelano prioritariamente la stabilità.

 

 

 

 

I consumatori non conoscono il criterio che determina il prezzo dell’energia elettrica che pagano.

Lo conoscono molto bene, invece, quelli che la producono e che, grazie al criterio di formazione del prezzo spiegato di seguito, guadagnano l’inverosimile e vogliono, ovviamente, continuare a farlo.

L’inchiesta di Milena Gabanelli è del 12 marzo 2025 sul Corriere della Sera e la sua “data room” si intitolava “Caro-bollette, quello che i governi non ci dicono”.

Il prezzo del PUN era 132 €/MWh e oggi è a 220. La conclusione,errata, era “installiamo più rinnovabili che il prezzo scenderà ”.

Siccome del gas avremo sempre bisogno negli anni a venire, e siccome il prezzo del gas è in continua ascesa – in questi ultimi mesi è raddoppiato – è evidente che, se non si modifica l’attuale metodo di formazione del prezzo, siamo destinati a soccombere.

Vediamo allora, ancora una volta, come funziona.

Il prezzo pubblicato sul sito ufficiale del GME – Gestore del Mercato Elettrico – è il PUN – Prezzo Unico Nazionale – che viene fissato entro le ore 12 del giorno che precede il giorno di consumo al MGP – Mercato del Giorno Prima, per frazioni temporali di 15 minuti.

Non scoraggiatevi perché il meccanismo, al di là delle sigle, è relativamente semplice: i produttori dichiarano quanta energia sono disposti a produrre, e a quale prezzo, e i compratori dichiarano di quanta energia hanno bisogno e a quale prezzo sono disposti a comprarla.

Ovviamente non è un mercato “gridato”, dal momento che avviene nel silenzio dei modelli informatici.

E non sono neppure note, se non agli operatori, le liste, dette anche “pile” di domanda e offerta che il GME incrocia.

Per definire il prezzo del mercato all’ingrosso, l’Italia ha adottato il modello denominato “Sistem Marginal Price”.

Come funziona in pratica?

Il GME raccoglie le offerte dei produttori e le ordina definendo, per ogni offerta, il volume messo a disposizione partendo dal prezzo più basso a salire fino a quello più alto.

Le prime offerte ad essere “impilate” – la base che sarà sicuramente venduta – sono quelle degli impianti che utilizzano le fonti più economiche: idroelettrico, geotermico, eolico e fotovoltaico.

A salire seguiranno le offerte più care, cioè quelle dei produttori che utilizzano carbone, gas e olii combustibili.

Nel frattempo il GME ha anche “impilato” le richieste di acquisto presentate dagli operatori e, quando fa il totale, va a vedere quale è l’ultima centrale di produzione necessaria per soddisfare tutta la domanda di ogni quarto d’ora.

Questa centrale diventa la centrale “marginale” in quell’ora e il prezzo dell’energia elettrica che verrà pagato a tutti i produttori in quell’ora è quello legato dell’offerta della centrale marginale.

A fissare il prezzo dell’ora, quindi, non è la centrale più economica, e neppure la media ponderale di tutte le centrali chiamate a produrre in quell’ora, ma la richiesta avanzata dalla centrale più cara.

E questo e’ il primo punto chiave da capire: se la centrale “marginale” e’ alimentata con gas naturale tutti i produttori vengono pagati come se producessero a gas naturale.

Supponiamo quindi che, a una certa ora di una certo giorno, il sistema elettrico abbia bisogno di 100 unità di energia e che sul mercato si presentino quattro centrali in grado di produrla:

1) produttore eolico offre 35 unità a 15 €/MWh

2) l’idroelettrico ne offre 35 a 20 €/MWh

3) il fotovoltaico ne offre 20 a 25 €/MWh

4) la centrale a gas 80 unità a 200 €/MWh.

Il gestore del mercato chiamerà a produrre l’eolico, poi l’idroelettrico poi il fotovoltaico e infine – per le 10 unità “marginali”, necessarie a soddisfare la domanda di 100 – chiamerà il produttore a gas ma tutti riceveranno dai compratori 200 euro per ogni unità di energia che hanno richiesto.

Il meccanismo trova giustificazione nel fatto che il gestore del mercato vuole essere sicuro che tutte le centrali chiamate a produrre producano e che in rete ci sia sempre energia sufficiente con una «scorta» a riserva per gli eventuali picchi.

Il messaggio, al quale ormai siamo abituati, è che il prezzo dell’energia elettrica dipende dal prezzo del gas ma quanti sanno che le centrali a gas concorrono a soddisfare la domanda media annuale per meno del 35%?

E quando, d’estate, splende il sole, o tira il vento e il gas magari copre solo il 5% della domanda, succede che paghiamo i miliardi, come negli ultimi quattro mesi.

Un effetto devastante per il consumatore che non percepisce come sia possibile pagare costantemente il prezzo determinato dalla tecnologia più costosa, mentre quelli che ci fanno i soldi, silenziosamente, continuano a farli e vogliono farne sempre di più con nuove installazioni.

E’ chiaro che, per chi guarda il mercato da fuori, la situazione appare paradossale, dal momento che sarebbe logico pensare che se una parte dell’energia consumata costa meno il prezzo al consumo dovrebbe essere più basso.

Questo comunque è il sistema e poco importa se qualche produttore da fonti rinnovabili incassa anche incentivi per effetto di vecchi dispositivi normativi – i conti energia – che non possono essere revocati, anche perché sono stati, nel frattempo,ceduti a istituti di credito o al sistema finanziario in genere.

Questa settimana il PUN è stabilmente superiore ai 200 €/MWh e il gas oltre i 70 con trend in salita. Andiamo a gas a tavoletta e il sole si dev’essere spento.

Senza un’azione correttiva siamo destinati a soccombere.

 

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.

 

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.

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?

Vediamo 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: solo 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 e i dati di consumo non vengono presi in considerazione. L’importante è buttare energia in rete tanto paghiamo noi.

2) ma 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 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

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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?

 

Uno degli aspetti più rilevanti, che ha spinto l’associazione “energia per tutti” alla presentazione della proposta referendaria – che chiede di eliminare gli oneri di sistema dalle bollette – è la sostanziale mancanza di informazioni sulla destinazione di centinaia di miliardi di euro prelevati con le bollette degli ultimi 25 anni.

Informazioni che avrebbero dovuto essere rese pubbliche da ARERA.

Leggendo la relazione di Arera sullo stato dei servizi del giugno 2024, è disarmante la normalità con la quale il presidente Besseghini precisa che “negli ultimi 13 anni – cioè dal 2010 al 2023 – i consumatori italiani avevano pagato 163 miliardi di euro per gli oneri generali di sistema”.

Il Besseghini dice 163, poi nel testo è scritto 162, tanto miliardo più miliardo meno, non sono suoi!

È una cifra superiore a quanto raccolto negli stessi anni con ICI e IMU meriterebbe un approfondito esame del Parlamento, che invece tace.

Arera non mostra neppure l’ammontare degli oneri di sistema prima del 2010, eppure sono sempre soldi versati dai consumatori.

Che hanno il diritto di saperlo, dal momento che gli oneri generali di sistema nascono dal 1999, quando il Decreto Bersani – Decreto n. 79 del 16 marzo 1999 – che prometteva di liberalizzare il mercato elettrico – disponeva che ARERA li definisse, e li aggiornasse periodicamente, a copertura dei costi relativi ad attività non meglio identificate di interesse generale per il sistema elettrico.

Nelle relazioni di Arera di quegli anni, a fronte di esborsi miliardari si fanno solo vaghi e parziali riferimenti.

Ma il parlamento dorme anche quando il Besseghini snocciola cifre di tutto rispetto.

Li incassa ENEL monopolista storico ed é quindi comprensibile il motivo di nascondere un’informazione così importante per dieci anni, dando peraltro la giustificata impressione che nessuno, per anni, abbia controllato.

Per quanto esposto:

• Segnalando che tale carenza informativa continua, come si evince dalla relazione illustrativa che Besseghini ha presentato in Parlamento;
• Denunciando il contrasto con il diritto all’equa informazione che, per mandato costitutivo, deve essere garantito al consumatore da ARERA
• Ritenendo che ARERA disponga di queste informazioni
• Constatata la rilevanza del gettito miliardario addebitato  nel periodo compreso tra il 2000 ed il 2009, si ritiene necessario che questi valori economici siano resi pubblicamente noti a tutela di cittadini ed imprese.

L’associazione energia per tutti ha promosso un referendum per togliere gli oneri di sistema dalle bollette e chi non vi aderisce non avrà più modo di lamentarsi. www.aept.it

 

Il Mercato del Giorno Prima (MGP) ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita dell’energia elettrica.

Il GME è controllato dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE), società a sua volta controllata dal Ministero dell’Economia e delle Finanze. 

Al Mercato del Giorno Prima perché si negozia l’energia che si prevede servirà il giorno dopo.

Quindi un trader che partecipa al mercato deve essere prima di tutto un buon meteorologo.

L’unico in grado di prevedere quanta energia servirà il giorno dopo dovrebbe essere il TSO, che in italia si chiama Terna, che ha il compito di trasportarla.

Giornalmente Terna pubblica una curva di previsione ( giallo ) come questa e segue durante il giorno con il consuntivo (blu).

Con gli utili che Terna realizza, in perfetto monopolio, potrebbe sistemare il bug a meno che la curva non preveda un blackout, ogni giorno e, quasi sempre, alla stessa ora.

Terna basa le sue previsioni sui dati storici – e trasportando ne deve avere tanti – mentre non conosce i dati di consumo, cioè della domanda, che i distributori hanno 61 mesi per tenersi in tasca.

Forse, anche in base a quella curva sgangherata, i produttori di energia termica, eolica e fotovoltaica fanno la loro offerta e le controparti abilitate, traders e società di vendita, acquistano.

Offerte e acquisti s’incrociano sulla piattaforma telematica del GME per ogni ora del giorno successivo, fissandone, zona per zona, il prezzo.

Il criterio del “prezzo marginale” è simile ad un’asta al contrario: i produttori fanno offerte per quantità e prezzo per ogni ora, il sistema ordina tutte le offerte, dalla più economica alla più cara, e si accettano le offerte partendo dalle più basse, fino a coprire tutta la domanda.

Il prezzo finale, cioè quello che tutti incasseranno, sarà quello offerto dall’ultima centrale a gas necessaria per soddisfare la domanda e quindi il più alto.

Anche se una centrale ha offerto energia a 30 €/MWh, se l’ultima offerta accettata (marginale) è impostata a 100 €/MWh tutti i MWh verranno pagati 100 €/MWh.

È illogico ma è così!

Le centrali a gas presentano il prezzo marginale più alto e entrano in funzione quando le rinnovabili, che sono meno care, non producono più.

Cosi, se prodotta con il gas, l’energia costa di più per tutti anche se prodotta da sole o vento, che costano meno.

La novità, peraltro abbastanza scontata, è che Arera avrebbe scoperto che alcuni produttori riducevano artatamente la loro offerta per far aumentare il prezzo marginale. E in questo modo avrebbero guadagnato di più anche per l’energia, prodotta in minore quantità, a minor costo, rifacendosi poi sul prezzo marginale.

È la pratica del “withholding” (trattenere capacità) considerata, a tutti gli effetti, manipolazione del mercato se fatta con dolo, e la Commissione Europe la vieta.

Viene permessa solo per motivi tecnici, che devono essere giustificati, come guasti alla centrale o necessità di spegnere turbine per riparazioni.

In Italia c’è sempre spazio, nei meandri di una regolazione con i buchi.

Come quando Arera, dieci anni fa, si accorse che qualche traders non era “diligente” e nei meandri di una regolazione “sbilanciava” la rete.

Un argomento setoloso che conoscono solo gli addetti e gli avvocati che ancora ci campano, senza contare le società che hanno chiuso.

La delibera era del 2011 ma Arera se ne accorse solo nel 2016.

L’attuale indagine di Arera ha evidenziato quindi la presenza di pratiche di presunto “withholding” che hanno inciso sulla formazione dei prezzi.

Per le centrali a gas sono state rilevate in almeno il 30% delle ore, sia nel 2023 che nel 2024, che hanno causato un rialzo dei prezzi del 28% delle nel 2023 e del 25% nel 2024.

Nelle ore interessate, il prezzo è risultato mediamente superiore di 17-22 €/MWh nel 2023 e di 15-24 €/MWh nel 2024 rispetto a quello che si sarebbe ottenuto in condizioni di piena concorrenza.

Per l’eolico e il fotovoltaico i casi sono più frequenti – hanno poche ore per approfittarne – rispetto al gas tuttavia il loro impatto sul prezzo finale è stato minore, con una differenza media tra prezzo reale e simulato compresa tra 5-9 €/MWh nel 2023 e 1-2 €/MWh nel 2024.

Arera non ha ancora deciso se esporre, come dovrebbe, i risultati del suo rapporto all’autorità giudiziaria e intende proseguire l’analisi per valutare, caso per caso, le giustificazioni degli operatori.

Se arriveranno giustificazioni, che Arera non giudicherà sufficienti, scatteranno le sanzioni, che non conosceremo mai, perché i dati diventano “commercialmente sensibili”.

Così non sapremo mai, chi ha avrà fatto pagare ai consumatori 25 centesimi al kWh in più – che sono 250 €/MWh quando il prezzo attuale è di 100 – incassando cifre stellari.