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

Perché nonostante le bollette siano sotto gli occhi di tutti nessuno sembra capirci nulla? La risposta non risiede nell’ignoranza del consumatore, ma in una precisa strategia di disarmamento cognitivo.

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Come il marketing della complessità ha trasformato il consumatore in vittima

Nel marketing tradizionale, l’obiettivo è rendere il prodotto desiderabile.

Nel marketing energetico, l’obiettivo sembra essere quello di rendere il prodotto incomprensibile.

Se non capisci cosa compri, non puoi confrontare; se non puoi confrontare, non puoi scegliere; se non puoi scegliere, sei un prigioniero, non un cliente.

La bolletta italiana è un capolavoro di opacità, sembra un geroglifico, stratificato negli anni da Arera, un mezzo per tenere i consumatori lontani dal problema, di non far capire cosa acquistano e cosa pagano.

È un documento che mescola unità di misura fisiche (kWh, kW, Sm3), concetti fiscali (IVA, Accise), oneri parafiscali e componenti di trasporto.

Questa stratificazione non è casuale: in psicologia cognitiva, il fenomeno si chiama sovraccarico informativo.

Quando un individuo riceve troppe informazioni complesse in un formato disorganizzato, il cervello va in “blackout” e delega la decisione all’istinto o, peggio, alla rassegnazione.

Il consumatore-vittima smette di leggere la bolletta e guarda solo l’unica cifra che capisce: il totale in fondo alla pagina.

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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.

L’allarme creatosi nel paese per il prezzo dell’energia elettrica, per qualunque categoria di consumatori, è evidente.  

Le risorse finanziarie, messe puntualmente a disposizione dalle bollette, finiscono nelle disponibilità di soggetti incapaci a garantire l’efficienza e la sicurezza delle reti.

I numerosi blackout degli ultimi giorni lo confermano, ma il caldo non è la sola causa dei disservizi in tutto il paese.

La causa principale è la mancanza di manutenzione, di consolidamento e di messa in sicurezza delle reti di distribuzione.

Un esempio sono i trasformatori in apirolio, che non si producono dagli anni ‘90, ma che vengono ancora utilizzati dai distributori e da Terna.

Altro esempio sono le decine di milioni di contatori, parte dei quali si trova nella medesima situazione degli autovelox, non essendo mai stati omologati, e l’altra opera in condizioni tutt’altro che trasparenti.

In compenso, da anni edistribuzione, che in concessione distribuisce quasi tutta l’energia elettrica del paese, presenta bilanci trionfali.

Quello del 2024 indica ricavi per 9,281 miliardi di euro, costi per 4,272 miliardi, un MOL di 5,009 miliardi, e un consolidato di 3,549.

Ma e’ corretto che a una società che presta da 25 anni per concessione pubblica un servizio pubblico – peraltro “vigilato” nei costi da ARERA e che avrebbe il compito di tutelare anche i consumatori – sia di fatto permesso di consolidare un MOL di 5 miliardi senza che, da anni, ARERA pubblichi i dati sulla qualità del servizio?

Sempre nel 2024, il gestore della rete in alta tensione – Terna SPA – a fronte di ricavi per 3,680 miliardi di euro, consolidava un utile netto di 1,061 miliardi.

E cosa dire di CSEA – cassa per i servizi energetici e ambientali – che dovrebbe limitarsi a distribuire agli aventi diritto quanto incassato dalle bollette con gli oneri generali di sistema – chiude ogni anno con rilevantissime giacenze, come i 4,523 miliardi di euro del 2024?

Se sommiamo il tutto, solo nel 2024 arriviamo a 9,133 miliardi di euro.

Ma non è finita!

Proprio in queste ore leggiamo che ARERA avrebbe scoperto i “trucchi” utilizzati dai produttori per gonfiare i prezzi riducendo, e magari cartellando, la capacità di produzione: costo presunto di 5 miliardi di euro nel biennio 23-24.

Sconcertante anche che la notizia arrivi con anni di ritardo e proprio con il collegio ARERA a fine mandato.

Come è sorprendente che, a breve, il consiglio di Arera verrà sostituito da soli personaggi politici senza neppure un tecnico super partes ( proposta agli Stati Generali dell’energia di Forza Italia)

Se sommiamo,per prudenza, solo la metà dei 5 miliardi ai 9,133 miliardi conteggiati, arriviamo a 11,633 miliardi di euro + IVA.

Ai quali devono essere aggiunti gli 11,221 miliardi di euro prelevati dalle bollette con la voce “Oneri generali di Sistema” + IVA.

Quindi, se al totale di 22,854 miliardi aggiungiamo l’IVA, stimabile in 3,885 miliardi, chiudiamo con una somma provvisoria di 26,739 miliardi di euro, prelevati dalla bollette.

E 27 miliardi di euro fanno 105 euro/ MWh, all’ingrosso mentre, al dettaglio, il prezzo medio europeo è di 0,255 €/kWh e quello italiano di 0,360.

In questa situazione servono a poco le rassicurazioni e le promesse del governo: sono solo parole a difesa di un “sistema” che si autoalimenta da anni con i soldi dei consumatori, gestiti in modo tutt’altro che trasparente nel silenzio più profondo dei media, che dal sistema sono mantenuti.

In dieci anni (2013 – 2023) il costo dell’energia elettrica in Italia è cresciuto del 327% mentre il reddito medio è cresciuto dell’11%.

Nel 2013 il prezzo del petrolio era stabile a 105 $/barile e il tasso di cambio euro/dollaro a 1,319 mentre nel 2023 il barile stava a 90 $ e il tasso di cambio euro/dollaro a 0,942.

Cosa è successo al nostro, tanto “monitorato” sistema elettrico?

É una domanda lecita dal momento che nel 2000 gli attori del mercato non erano di certo sull’orlo del fallimento e riuscivano a garantire che l’energia elettrica arrivasse con continuità nelle case degli italiani.

Forse il sistema energetico ha scelto, e puntato tutto sulla finanza (con l’AD di Terna che promette già gli utili del prossimo anno) ma si tratta di un servizio pubblico essenziale, che i consumatori pagano puntualmente e che pretendono che funzioni.

 

 

In occasione della presentazione del referendum di www.aept.it  a Terni, mi è stato chiesto quanto é informato il consumatore di energia elettrica.

Rispetto a quelle europee, ignorate del tutto da Arera, ma reperibili qui nel blog, le bollette italiane sono complicate e fuorvianti.

Il dimissionario presidente di Arera ha promesso, per l’ennesima volta, che miglioreranno, ma anche la nuova versione è una delusione.

Arera, più che un “cane da guardia”, come viene chiamato il regolatore britannico, è un mediatore di interessi diversi. Per statuto dovrebbe difendere anche i consumatori ma lo fa con un certo distacco, perché risponde a chi la mantiene, e per sapere chi lo fa basta verificare le sue entrate.

Un regolatore molto “democratico”: prima di qualsiasi delibera, ARERA emette un documento di consultazione, cioè chiede a tutti cosa ne pensano e poi li mette d’accordo.

Meglio sarebbe imporre le regole, senza tante contrattazioni, ma così facendo,invece, sono tutti contenti e del consumatore chissenefrega! Anche le associazioni dei consumatori fanno molto poco al riguardo.

Se poi si presenta grosso problema Arera emette una PAS – una segnalazione a governo e parlamento – che resta senza risposta.

Come la PAS 1/08, del 2008, che trattava della misurazione del gas!

Ma  perché i consumatori dovrebbero essere informati se non leggono neppure il contratto che firmano?

Già perché la stessa Arera ha permesso che, sempre dopo aver chiesto, il contratto potesse essere concluso anche con un semplice SI telefonico.

Comunque, più le bollette sono complicate più il consumatore paga, perché i fornitori dedicano più risorse per modificarle!

Con il risultato che sono in pochi a leggere  la bolletta, ancor meno quelli che la capiscono mentre tutti vedono i soldi da pagare e gridano.

Una  bolletta dovrebbe invece servire  per consumare meno e forse spendere meno. Però sono molto pochi quelli che confrontano le letture della bolletta con quelle del contatore.

Il consumatore dovrebbe invece fare attenzione ai contatori, specialmente da quando vengono sostituiti anche in sua assenza, altra genialata di Arera, per la felicità dei distributori, compreso quello che fa capo a Enel, la quale ha realizzato i contatori per tutti.

Quindi nessuna chance di risparmiare, nessuno ha detto alla signora Maria che non serve più far andare la lavatrice di notte.

Eppure la bolletta è il semplice prodotto di una quantità per il prezzo

1. la quantità è rilevata da contatori una parte dei quali si trova nella medesima situazione degli autovelox, e l’altra viene gestita illegalmente da remoto.
2. Il prezzo: pochi dividono gli euro della bolletta, per i kWh o i metri cubi di gas, solamente per avere un’idea di quanto pagano: così  da bolletta a bolletta i prezzi variano di 3/4 volte.

Luce e gas non sono prodotti venduti a misura ma  sono parte di un servizio ed ecco l’IVA al 22%, anche sulle accise!

Un decreto del 2005, noto come codice di consumo, escludeva luce e gas dall’essere pagati a misura, e ora non possiamo recepire  la direttiva EU 944 del 2019 che chiede  assoluta trasparenza dei prezzi di questi beni.

Da sempre Arera ha trattato i consumatori come gli utili idioti del sistema, catalogandoli in  “tutelati”,  “tutelati gradualmente” e poi finalmente, dopo tanti anni e a ragione, “vulnerabili”.

Ma va anche detto che al consumatore italiano piace essere in qualche modo assistito: infatti non sa chi vende, non sa chi distribuisce, non sa chi chiamare se sente puzza di gas oppure se ha il contatore rotto.

È il cosiddetto “umbundling” all’italiana dove “enel distribuzione” ci ha messo solo sette anni per cambiare nome in “edistribuzione”, facendosi pagare, con le bollette, anche la nuova carta intestata.

Se poi il consumatore va a vedere il contatore, altre sorprese.

Il contatore non segna? La risposta del distributore è “tanto leggiamo lo stesso da remoto,non si preoccupi” quando invece la legge prevede che il dato che fa fede nella transazione sia proprio quello segnato dal contatore e letto dal consumatore.

Ecco la bolletta di una seconda casa  a Milano: 3 kW e 260 kWh  in due mesi, 4,3 kWh al giorno,il minimo per vivere. La mostro perché le cifre sono scandalose.

 

Ma per venire incontro alle esigenze del consumatore, ecco un’altra invenzione di Arera, sempre dopo aver chiesto a tutti: il “comparatore di offerte” retribuito a provvigione dai fornitori.

E qui la domanda viene ribaltata: quali sono le informazioni che i consumatori danno al sistema senza rendersene conto?

• Con i contatori, gestiti dai distributori
• Rispondendo ai call center: “leggiamo insieme la sua bolletta”
• Compilando i siti dei comparatori di offerte

Il consumatore ignaro delega così a terzi la gestione dei propri soldi e le liste dei consumatori, con i loro dati sensibili, finiscono su Facebook, poi arrivano le telefonate mentre l’autorità della privacy dorme.

Della situazione possono così approfittare 800 fornitori che lavorano su una quota marginale del mercato saldamente in mano ai mopolisti.

Le tabelle allegate alle relazioni annuali Arera sono molto chiare!

Ma non esiste un albo dei fornitori e il “turismo” energetico riprenderà, in forza di un’altra recente delibere di Arera; turismo energetico inteso nell’aprire e chiudere contratti senza pagare la bolletta. Tanto i “buchi” verranno ripianati dagli oneri di sistema.

Poi vengono emesse bollette con consumo stimato (sempre maggiore del reale) oppure a consumo zero o con consumo falso solo per giustificare le altre voci

Se un utente lo fa notare la risposta è “se non emettiamo anche una bolletta del tutto falsa come facciamo recuperare i soldi che dobbiamo dare ai distributori”

 

 

 

 

Il referendum che chiede di eliminare gli oneri di sistema dalle bollette verrà ufficialmente presentato a Terni venerdì prossimo.

Il mio intervento sulla qualità delle informazioni date ai consumatori.

Il referendum è il primo di una serie di iniziative di AEPT che mirano a sensibilizzare i consumatori sul mercato elettrico, quanto spendono con la bolletta e dove finiscono le risorse raccolte con le bollette.

Le domande sono:

• quanto consumate?
• quanto pesano sul vostro bilancio familiare i consumi energetici?
• avete visto le bollette calare negli ultimi anni?

E, nello specifico:

• Sapete quanto pagate ogni anno per gli oneri di sistema?
• Dove finiscono, o dove sono finiti nel tempo, i soldi degli oneri?
• quali sono, o sono stati i benefici degli oneri per i consumatori?

Per Arera – l’autorità per l’energia – l’utente domestico tipo consuma  2700 kWh all’anno e su questo consumo pubblica trimestralmente le variazioni per gli utenti “vulnerabili”.

• Siete vulnerabili? Vi ritrovate col consumo? Non vi dice nulla?

Le bollette sono in continuo aumento: quando cala la voce “materia prima” ci accorgiamo degli altissimi costi fissi – tra i quali gli oneri – e quando aumenta anche la materia prima le bollette esplodono.

Tutti gridano, si fanno commissioni parlamentari ma non succede nulla.

L’informazione ai consumatori è scarsa perché paradossalmente sembra proprio che Arera abbia deciso così. Se non lo convinci, confondilo ulteriormente e così nessuno legge i contratti prima di firmarli.

L’unico documento resta così la bolletta, che però pochi capiscono.

Ma serve a qualcosa la bolletta ? Forse a consumare di meno e quindi magari a risparmiare?

La bolletta mostra letture di consumi diversi che nessuno confronta con quelle del contatore. Ci sono utenti che neppure sanno dove si trova il proprio contatore.

Risparmiare? Nessuno ha detto alla signora Maria che non serve fare la lavatrice di notte perché tanto l’energia costa uguale di giorno e di notte, anzi forse meno di giorno.

La bolletta sembra l’auto-celebrazione di Arera, imposta ai fornitori a spese dei consumatori: più complicata è più la pagano oltre a non capirla.

Ci sono 700 fornitori tra cui cani sciolti e le bollette sono tutte diverse.

Una bolletta dovrebbe indicare  il prodotto di una quantità per il prezzo unitario. E lo prevede anche la legge!

Criterio irreperibile in una bolletta italiana. Nel blog le bollette europee.

I due fattori della bolletta essendo:

1. la quantità ( quanto consumi?) > la risposta degli è “ non ne ho la più pallida idea” oppure “spendo un tot al mese (?) Il contatore non l’ho mai letto!

Il consiglio invece è di tenere sotto controllo i contatori, sapendo che:

•  L’energia elettrica viene misurata con strumenti mai omologati, oppure da strumenti utilizzati illegalmente;
• buona parte dei contatori si trova nella medesima situazione degli autovelox. Gli altri sono omologati ma funzionano illegalmente.
• Il gas viene conteggiato e fatturato in standard metri cubi, un unità di misura scientifica mentre in tutta Europa si paga in kWh.

  2) il prezzo 

pochi dividono il totale degli euro della bolletta per i kWh, o i metri cubi di gas, per avere un’idea di quanto pagano. Così il prezzo di un kWh può variare dai 25 cents a più del doppio e quello del gas da 1€ a 4€.

E questo perché solo in  italia, e nonostante quanto chieda l’Europa, luce e gas non sono prodotti venduti a misura, ma sono parte della fornitura di un servizio e quindi:

• Esposizione di prezzi e voci diverse, per giustificare il servizio, e
• un servizio é assoggettato a IVA, ed ecco un bel 22% in più! Andate a vedere sul blog le bollette europee per vedere quanta IVA pagano!

Ma torniamo agli oneri generali di sistema: 375 miliardi in venticinque anni hanno finanziato di tutto ed è assolutamente impossibile ricostruire la lista dei beneficiati:

• specifiche categorie di produttori di energia elettrica;
• specifiche categorie di consumatori di energia elettrica;
• Fornitori di energia elettrica per quelli che non pagano le bollette;
• I bonus stanziati in pompa magna dal governo;
• I fornitori “minori” anche quelli che, nel frattempo, sono falliti;
• società come Alitalia,Ilva,Alcoa
• le FFSS “per i regimi tariffari speciali per il servizio ferroviario universale e merci”
• le società che si occupano di dismissione dal nucleare.

Se non passerà il referendum e gli oneri non verranno definitivamente eliminati alle bollette, il futuro sarà ancora più drammatico.

Oltre alla nuova potenza rinnovabile – FV sui campi agricoli o meno, eolica a terra o in mare – stanno installando gli accumuli, batterie cinesi che dovrebbero evitare di farci restare al buio.

Poi  pagheremo anche l’energia rinnovabile “potenziale” quella cioè  che avrebbe potuto essere prodotta ma che, a discrezione di terna e a salvaguardia della sicurezza del sistema, non potrà esserlo perché l’impianto verrà staccato.

Ecco perché c’è la coda di quelli che vogliono installare eolico offshore incassando 185 €/MWh quando nel mar del nord, dove c’è molto più vento che da noi, stanno cancellando i progetti.

Poi ci sono le concessioni se Enel “sara costretta a fare le gare” o se la stessa venderà al GSE le centrali a carbone.

Il confronto con le bollette europee ci riporta al 2005 quando il codice di consumo escludeva specificatamente luce e gas.

E infatti sono passati sei anni e l’Italia non ha ancora recepito la direttiva EU 944 del 2019 che impone trasparenza dei prezzi.

Una “mission impossible” per come Arera ha strutturato le bollette, considerando i consumatori italiani degli autentici imbecilli che prima hanno bisogno di essere   “tutelati” poi “tutelati gradualmente” e poi finalmente imbecilli veri perché   “vulnerabili”.

Ma va anche detto che al consumatore italiano, geneticamente pigro, piace sentirsi tutelato e vulnerabile!

Il consumatore italiano non sa chi vende, non sa chi distribuisce, non sa chi chiamare se c’è puzza di gas o il contatore è rotto e non legge nulla.

La risposta che gli viene data è “non si preoccupi,tanto leggiamo lo stesso da remoto”. E così nessuno sa cos’altro fanno “da remoto”.

Se volete sapere chi misura l’energia elettrica in italia leggete la relazione annuale di Arera: le tabelle pubblicate sono molto chiare e il monopolista storico viene chiamato con il suo nome, mentre in pubblico diventa “incumbent” se no si offende.

Basta vedere i rapporti finanziari delle società para statali che fanno utili spaziali, che sono pagati a RAB, negoziati opportunamente con Arera, che poi la stessa Arera spalma adeguatamente nel tempo….mai tutto in una volta se no i consumatori si accorgono.

Tutti gridano ma non succede niente, e da qui l’idea del referendum non fosse altro per denunciare ancora che in Italia il principio è “più consumi meno spendi” come mostra questa bolletta di una seconda casa a Milano: 3 kW, 260 kWh = 50 cents/kWh. Guardate bene quanto paga di oneri e il trasporto, ogni due mesi con un consumo da sopravvivenza 260 kWh in due mesi.

 

Siccome neppure una bolletta, peraltro abbastanza semplice da leggere come questa, viene letta e capita, ecco il comparatore di offerte, pagato a provvigione, che raccoglie i dati sensibili dei consumatori.

Le liste dei consumatori, che hanno scelto il telefono o Internet per farsi valutare la bolletta, sono in vendita su Facebook.

Il consumatore, sempre pigro o che non capisce, delega così a terzi la gestione dei propri soldi senza rendersi mai conto della situazione.

Della situazione approfittano così più di 700 fornitori che lavorano su una parte marginale del mercato concessa dall’ incombente che detta le regole

Non esiste un albo dei fornitori e il “turismo” energetico riprenderà in forza di recenti delibere di Arera. Turismo energetico inteso nell’ aprire e chiudere contratti lasciando i puffi.

Ma anche questi “buchi” vengono ripianati dagli oneri di sistema,e quindi perché preoccuparsi?

E quando finiranno le telefonate che riceviamo ogni giorno, che ci offrono prezzi incomprensibili turlupinando gli “invulnerabili”?

Chiedetevi chi le ha permesse, chi ha permesso che i contratti di fornitura potessero essere conclusi al telefono o con un clic sul PC!

E poi chiedetevi quanti sono i consumatori domestici poveri in Italia.

Quanti sono i POD o i PDR dove vengono emesse bollette con consumo stimato (sempre maggiore del reale) oppure a consumo zero o consumo falso solo per giustificare le altre voci?

Perché c’è una voce di trasporto per kWh inesistenti con accise e IVA?

Se venissero analizzati questi numeri avremmo la giustificazione del perché le bollette sono le più care d’Europa e quindi l’unica soluzione resta quella di riformare il mercato totalmente, che peraltro si scontra con interessi che sono di tutti meno che dei consumatori.

Chi produce rinnovabile incassa gli incentivi e non paga gli oneri? Più saranno quelli che si staccheranno e più pagheranno quelli che non lo fanno?

Per non parlare di trasporto e distribuzione in mano a società controllate dal governo e partecipate dai cinesi, in monopolio con RAB e utili da capogiro. 5 miliardi di euro solo edistribuzione (enel).

La richiesta  di togliere gli oneri di sistema dalle bollette e pagarle un quarto di meno, è sacrosanta e il governo Draghi ha creato un precedente importante dimostrando che si può fare e, solo in quella occasione, i consumatori se ne sono accorti e hanno apprezzato.

Se alla fine della campagna referendaria avremo comunque smosso le acque sarà stato comunque un successo.

 

 #referendumbollette

http://www.aept.eu

“L’attuale crisi energetica ci pone di fronte a un bivio: iniziare a investire nelle risorse strategiche o continuare a essere pericolosamente esposti agli shock esogeni che impattano sul mercato dell’energia.

Ripensare il quadro normativo italiano relativo alle concessioni idroelettriche rappresenterebbe un primo (ma fondamentale) passo verso una maggiore sicurezza e resilienza del nostro settore energetico, con investimenti addizionali immediatamente attivabili pari a 9 miliardi di Euro (ed effetti a cascata fino a 26,5 miliardi di Euro) che potrebbero essere rilasciati con ricadute positive per i territori e le famiglie italiane.

Bisogna agire con tempestività e sbloccare gli investimenti. Non possiamo permetterci di perdere questa storica opportunità”.

(Valerio De Molli, Managing Partner & CEO, The European House – Ambrosetti)

Le nuove concessioni per le reti elettriche, e quelle per gli impianti idroelettrici, verranno poste a carico dei consumatori.

Il rinnovo ventennale delle concessioni senza gare competitive, come sembrerebbe deciso, comporterà un aumento dei costi in bolletta.

Criterio peraltro anticipato chiaramente dall’AD di Enel. E se lo dice lui non c’è Arera che tenga.

Questo perché i concessionari dovranno versare allo Stato un contributo una tantum per ottenere l’estensione della concessione, ma tale contributo verrà poi recuperato integralmente e maggiorato (secondo un costo del capitale regolato intorno al 6,5%) direttamente dagli utenti tramite le tariffe elettriche.

Di fatto, questo meccanismo rappresenta un trasferimento di denaro dalle famiglie e dalle imprese italiane agli azionisti delle società concessionarie, senza che ci sia un reale beneficio in termini di efficienza o concorrenza.

Inoltre, le incertezze legate al futuro delle concessioni idroelettriche rendono più difficile ridurre il prezzo dell’energia elettrica, che in Italia rimane tra i più alti in Europa, penalizzando la competitività industriale e aumentando la spesa energetica complessiva per famiglie e imprese.

In sintesi, le nuove concessioni, così come strutturate, rischiano di mantenere o addirittura aumentare il costo dell’energia elettrica in Italia, gravando sulle bollette degli utenti finali e favorendo i profitti dei concessionari senza un corrispondente vantaggio per il mercato o per i consumatori.

ILLUSORI perché trasmettono la falsa idea che le ore “a prezzo zero” possano aumentare proporzionalmente all’installazione di potenza fotovoltaica, che però ha sempre bisogno del backup termico.

FUORVIANTI perché “il prezzo zero” non è quello per il consumatore ma per il produttore. Il margine di contribuzione per il produttore di FV , in quelle ore, è di 30€/MWh. Sono gli incentivi che paghiamo con la bolletta, sotto la voce oneri di sistema.

Siccome il mercato si basa sostanzialmente sul margine di contribuzione degli impianti a gas, ecco che solo in quelle ore i produttori di FV incassano 30 €/MWh mentre per le altre incassano la media giornaliera dei prezzi orari che é tre volte tanto.

Per il consumatore non cambia assolutamente nulla perché paga le bollette in base al PUN mensile, che è una media semplice dei prezzi giornalieri, e le ore “a prezzo zero” si manifestano solamente nei giorni festivi.

Il grafico conferma solamente che con bassissima domanda – e il primo maggio ci sta – l’energia rinnovabile è dominante ma quando il sole non c’è , é il gas a fare il prezzo.

É evidente che, se per un mese intero, giorno e notte, avessimo una situazione come dalle 11 alle 17 del 1 maggio, allora il prezzo medio sarebbe di 30€/MWh, ma ovviamente è solo fantasia.

PREMONITORI di situazioni critiche non diverse da quella spagnola, con il rischio, meno remoto di quanto si pensi, di restare al buio. Più saranno le ore “a prezzo zero” e più aumenteranno i rischi, specialmente se continuerà a fare freddo e non accenderemo i condizionatori.

Il grafico è palesemente a favore di quelli che spingono per installare più rinnovabili a prescindere, non importa dove. Il sole è gratis e quindi l’importante è istallare tanto poi pagano gli incentivi delle bollette, oltre a tutti i costi per ribilanciare la rete.

Perché le bollette italiane fatturano la prestazione di un servizio e non il solo prodotto “energia elettrica“?

Perché paghiamo IVA su voci che nulla hanno a che vedere con il kWh che consumiamo?

Perché, dopo sei anni, non è stata ancora recepita la Direttiva UE 944 del 2019?

Nonostante la direttiva sia cristallina e affronti proprio i problemi che assillano il consumatore italiano, sia di energia elettrica che di gas – dove peraltro il criterio di fatturazione è illegale – tutto tace e nessuno fa nulla.

Alcuni passaggi della direttiva

Forse la ragione del ritardo è il Codice di consumo , un decreto legislativo che risale al 2005 che equipara la fornitura di energia elettrica alla prestazione di un servizio.

L’IVA del 22% , applicata indistintamente non solo alla componente energia ma agli oneri di sistema, che nulla hanno a che vedere con essa, oltre che alle accise, non esiste in nessun’altra bolletta europea.

L’unico responsabile delle situazione è il regolatore – Arera – che ha permesso, e permette, enormi ricarichi trasformando le bollette in documenti incomprensibili che confondono il consumatore al quale viene richiesto, per es., un pagamento anche con consumo nullo.

Una datata risposta di enel sull’argomento ad un lettore del blog.