Categoria: regolazione mercato

La vicenda CDP Reti–State Grid va letta come una sequenza di decisioni distinte.

Nel novembre 2013 il CdA di Cassa Depositi e Prestiti avviò la valorizzazione del veicolo CDP Reti e il conferimento della partecipazione in Terna, con l’obiettivo dichiarato di favorire l’ingresso di investitori terzi mantenendo il controllo in capo a CDP.

Lazard era l’advisor e aveva già avviato contatti con potenziali investitori.

Nel luglio 2014 State Grid International Development fu ammessa alla fase finale della procedura d’asta iniziata nel dicembre 2013.

Il 30 luglio 2014 il CdA di CDP approvò la cessione del 35% di CDP Reti a State Grid per un corrispettivo non inferiore a 2,101 miliardi di euro.

Il 31 luglio l’accordo fu firmato a Palazzo Chigi alla presenza del Presidente del Consiglio Matteo Renzi.

Il closing avvenne il 27 novembre 2014. Formalmente il venditore fu CDP; ilprocesso era iniziato sotto il Governo Letta, mentre la scelta finale, la firma, il vaglio governativo e il closing avvennero durante il Governo Renzi.

State Grid non entrò come investitore puramente passivo: ottenne due amministratori su cinque in CDP Reti, un sindaco su tre, diritti di veto su determinate delibere, la possibilità di proporre candidati alla gestione operativa e il diritto di designare un amministratore nei consigli di Snam e Terna. Il controllo di CDP Reti rimase comunque a CDP, oggi titolare del 59,1%.

L’operazione fu esaminata nell’ambito del Golden Power. La Relazione al Parlamento registra il procedimento 2/2014 e riferisce che il Comitato di coordinamento, pur non ravvisando gli estremi per l’esercizio dei poteri speciali, raccomandò cautele su sicurezza degli approvvigionamenti, efficienza delle reti, riservatezza dei dati sensibili e monitoraggio.

Il Consiglio dei ministri del 23 ottobre 2014 deliberò tuttavia il non esercizio dei poteri speciali, senza tradurre tali cautele in prescrizioni interdittive.

Sul piano economico, il prezzo del 2014 non appare, sulla base dei dati pubblici disponibili, manifestamente inferiore al valore di mercato delle partecipazioni sottostanti dell’epoca.

La convenienza dell’investimento per State Grid emerge soprattutto ex post: crescita dei valori di Terna, Snam e Italgas, flussi di dividendo regolari e permanenza della quota.

Dal 2015 al 2025 CDP Reti ha distribuito complessivamente circa 5,017 miliardi di euro; il 35% corrisponde teoricamente a circa 1,756 miliardi lordi attribuibili alla quota State Grid, prima di fiscalità e senza includere distribuzioni 2026.

A fine 2025 CDP Reti indicava un valore di mercato delle proprie partecipazioni pari a 13,877 miliardi e un indebitamento finanziario netto della capogruppo di circa 1,613 miliardi.

Un NAV puramente indicativo è quindi nell’ordine di 12,26 miliardi; il 35% equivale a circa 4,29 miliardi. Questo non è un prezzo di vendita: la quota non è quotata e diritti, vincoli, liquidità e patti parasociali possono produrre premi o sconti.

Conclusione

L’operazione del 2014 fu la cessione di una minoranza qualificata di CDP Reti, veicolo controllato da CDP, con diritti di governance significativi e partecipazioni strategiche.

L’investimento è stato molto remunerativo e oggi un’operazione equivalente sarebbe sottoposta a uno scrutinio Golden Power più ampio e strutturato

La questione Terna non riguarda soltanto i bilanci di una grande utility, ma il modo in cui l’Italia decide chi può sedersi, direttamente o indirettamente, attorno al tavolo delle sue infrastrutture essenziali.

Terna Energy Solutions S.r.l. (TES), la società del Gruppo Terna dedicata alle attività non regolate, è il punto da cui partire per capire quanto sia cambiata la natura del gruppo: non più solo gestore della rete nazionale di trasmissione elettrica, ma anche operatore industriale in settori collegati alla transizione energetica.

Il dato economico rende il tema impossibile da liquidare come marginale: nel 2025 Terna ha registrato ricavi pari a 4.033 milioni di euro e le attività non regolate hanno contribuito per oltre 750 milioni, segno che questo perimetro è ormai parte significativa della traiettoria industriale del gruppo.

È qui che la discussione diventa politica nel senso più alto del termine: quando un soggetto che presidia la rete elettrica nazionale espande il proprio campo d’azione verso rinnovabili, accumuli, cavi, trasformatori e connettività, la governance non è più un dettaglio societario, ma una componente della sicurezza nazionale.

CDP Reti conferma la delicatezza del quadro: il veicolo gestisce partecipazioni in Terna, Snam e Italgas, con Cassa Depositi e Prestiti al 59,1%, State Grid Europe Limited al 35% e investitori istituzionali italiani e stranieri per la quota restante.

Questa struttura non equivale automaticamente a un controllo cinese sulle reti italiane, e sarebbe scorretto sostenerlo; ma sarebbe altrettanto ingenuo ignorare che la presenza di un investitore riconducibile a State Grid Corporation of China in una holding di infrastrutture energetiche strategiche pone un problema di autonomia, trasparenza e percezione internazionale.

La domanda, allora, non è se il mercato debba entrare nelle infrastrutture strategiche; la domanda è fino a che punto lo Stato possa affidarsi a patti societari, clausole di governance e rassicurazioni formali quando in gioco ci sono reti elettriche, gas, dati, capacità di accumulo e filiere tecnologiche.

La privatizzazione e la quotazione hanno portato capitali, disciplina finanziaria e capacità di investimento; ma hanno anche reso più opaco il confine tra interesse pubblico e remunerazione degli azionisti, soprattutto quando gli azionisti hanno profili geopolitici non neutri.

TES rende questa ambiguità ancora più evidente: attraverso Altenia opera su fotovoltaico, accumuli, sottostazioni ed efficienza energetica; tramite Tamini e Brugg presidia trasformatori e cavi terrestri; nel segmento connectivity valorizza infrastrutture in fibra ottica lungo le linee ad alta tensione.

Sono attività coerenti con la transizione energetica, ma proprio per questo non possono essere trattate come un normale portafoglio commerciale: chi controlla tecnologie, forniture e reti abilita o condiziona la resilienza del Paese nei prossimi decenni.

Per questo servono dati più chiari sulla catena di fornitura, sulla provenienza delle componenti critiche, sui rapporti contrattuali e sui diritti effettivi degli azionisti: senza queste informazioni, il dibattito resta sospeso tra allarmismo e rassicurazione burocratica.

L’operazione del 2014, con l’ingresso di State Grid Europe Limited in CDP Reti, andrebbe riletta oggi alla luce di un contesto radicalmente diverso: guerre commerciali, dipendenze tecnologiche, sicurezza energetica e competizione tra blocchi hanno trasformato ciò che allora poteva apparire come finanza infrastrutturale in una questione strategica.

Il punto non è rimettere in discussione ogni apertura al capitale estero, ma pretendere che su infrastrutture essenziali lo Stato non si limiti a possedere quote: deve esercitare una regia chiara, verificabile e credibile anche agli occhi dei partner europei.

La vicenda mostra un rischio più ampio: mentre l’Italia parla di sovranità industriale, una parte delle sue infrastrutture più sensibili resta inserita in architetture societarie nate in un’altra stagione geopolitica e forse non più adeguate alla realtà attuale.

La conclusione è semplice: Terna e TES sono troppo centrali per essere discusse soltanto nei capitoli dei bilanci; meritano un confronto pubblico su governance, filiere e sicurezza nazionale, prima che le scelte industriali diventino vincoli politici irreversibili.

I grandi gruppi energetici possono fare quello che vogliono: possono scontare del 30/40/50%  le bollette senza alcun problema. Basta che si coprano con i derivati e ti vendono per un paio d’anni a 100 quello che oggi vale 200.

Già successo nel 2022, andate a vedere, ma tutti hanno dimenticato.

Quale effetto avranno gli sconti sui concorrenti che non dispongono della stessa forza economica e finanziaria?

Un piccolo venditore, anche se sono sempre più numerosi,  acquista energia sul mercato e vive del margine della vendita.

Non può senz’altro permettersi di comprimere per lungo tempo quel margine per inseguire i grandi.

Il rischio quindi è che un vantaggio immediato per alcuni consumatori possa trasformarsi in uno strumento di concentrazione del mercato.

Con gli sconti, i grandi restituiscono, ai propri clienti, una parte dei maggiori margini disponibili mentre ai piccoli non resta che chiudere.

Quindi il governo non interviene sugli  extraprofitti  ma la modificata strategia di vendita dei grandi crea sollievo ai consumatori “predestinati”, ricevendo il plauso del governo.

C’è poi il problema del prezzo marginale: produzioni con costi marginali molto bassi vengano remunerate al prezzo della produzione più costosa, necessaria a soddisfare la domanda, generando ricavi inframarginali molto rilevanti. E i grandi gruppi non solo distribuiscono e vendono energia elettrica, ma anche la producono.

Vero è che i ricavi degli inframarginali servono a remunerare investimenti, capitale e rischio, ma quando diventano eccezionalmente elevati, perché non individuare nella  quota eccedente una congrua remunerazione e restituirla al sistema, abbassando il costo dell’energia per tutti e non solo per i “predestinati”.

Questo competerebbe al governo, che però ha demandato alle sue controllate.

L’Europa ha già sperimentato, durante la crisi energetica, un meccanismo temporaneo di limitazione dei ricavi di determinate produzioni inframarginali, destinando i ricavi eccedenti a misure per i consumatori.

Perché quindi utilizzare la forza economica dei grandi operatori per fare “mega sconti” soltanto ai loro clienti, quando si potrebbe studiare un meccanismo generale che restituisca gli eventuali extra-ricavi a tutti i consumatori, senza alterare la concorrenza tra venditori?

I venditori indipendenti non sono un ostacolo al mercato libero ma dovrebbero essere  la garanzia dell’esistenza dello stesso.

Vogliamo abbassare il prezzo dell’energia per tutti i consumatori italiani o utilizzare gli extra-margini per una guerra commerciale che rischia di lasciare sul mercato soltanto i più grandi?

Forse il gioco è veramente finito e con la scusa dell’emergenza tanto vale riconcentrare il tutto su pochi operatori, esattamente come 25 anni fa.

Durante la crisi energetica del 2022, UE adottò il regolamento (UE) 2022/1854. Il regolamento fissò temporaneamente a 180 euro/MWh un tetto ai ricavi di mercato di determinate tecnologie inframarginali.

Il regolamento non fissava il tetto al livello del costo marginale delle tecnologie interessate.

Ma lo collocava a un livello ritenuto sufficientemente elevato da lasciare margine rispetto ai costi livellati dell’energia e alle aspettative di redditività degli investitori.

Il regolamento prevedeva inoltre la possibilità di adattamenti in presenza di costi di investimento o operativi superiori.

Soprattutto, i ricavi eccedenti, derivanti dal tetto, dovevano essere utilizzati per finanziare misure mirate a favore dei clienti finali.

Si trattava di una misura emergenziale e temporanea, non di un modello permanente.

Tuttavia costituisce un precedente importante perché dimostra che l’ordinamento europeo aveva già separato, in circostanze eccezionali, il prezzo marginale formato sul mercato, dalla piena raccolta dei ricavi delle tecnologie inframarginali.

Dopo anni di proposte, confronti istituzionali e ricorsi, e dopo aver tentato di applicare al sistema i principi liberali proclamati dal decreto Bersani, è emerso un assetto rigido, poco incline al dialogo e scarsamente compatibile con una reale libertà economica.

Per comprenderne le ragioni, è stato necessario riesaminarne regole, gli atti fondativi, le evoluzioni giuridiche e le trasformazioni societarie.

Per capire come società e infrastrutture pubbliche, finanziate per decenni dalle bollette, fossero state trasformate in soggetti formalmente privati ma ancora inseriti in un perimetro di controllo pubblico rilevante.

Da questo riesame è emersa la formazione progressiva di un assetto concentrato, non presentato come monopolio ma capace di produrre effetti analoghi sul controllo delle funzioni essenziali.

Nei primi anni della liberalizzazione incompiuta, il problema sembrava la forza dei concorrenti; in realtà, il nodo era nell’architettura originaria del nuovo sistema.

La direttiva 1996/92/CE mirava a un mercato concorrenziale fondato su un accesso trasparente alla rete, basato su costi effettivi e non discriminatorio.

Nel 1999 l’Italia recepisce la direttiva con il decreto legislativo n. 79, noto come decreto Bersani, ma dal recepimento sembra derivare un assetto nel quale funzioni, flussi economici e poteri di intervento tendono a concentrarsi nuovamente.

Con l’articolo 3, commi 10 e 11, il decreto introduce gli oneri generali di sistema e li associa alla voce trasporto, attribuendo a componenti estranee al servizio un peso crescente nella bolletta e nell’accesso alla rete.

Poiché chi trasporta e misura l’energia può incidere sulla continuità della fornitura, il mancato pagamento di componenti inserite nel trasporto non produce solo effetti patrimoniali, ma può condizionare l’accesso al servizio.

Il meccanismo equivale a subordinare l’uso della strada al pagamento, attraverso il pedaggio, di finalità esterne alla circolazione.

Queste componenti non esprimono costi di trasporto o distribuzione, ma partite economiche estranee al consumo individuale, decise per finalità politiche, ambientali e industriali.

Il nuovo assetto consente al Ministero dell’Economia di incidere su snodi essenziali — Enel, Terna, GME, flussi degli oneri generali di sistema e componente fiscale — concentrando leve economiche, regolatorie e infrastrutturali.

Nel 2019, l’Europa interviene nuovamente con la direttiva 2019/944, il cui articolo 43, comma 5, ribadisce che produzione e trasmissione, quando riconducibili a enti pubblici, devono restare affidate a soggetti distinti e non sottoposti al medesimo centro di controllo.

In Italia questa distinzione appare indebolita dalla presenza di società formalmente private, ma inserite nel perimetro pubblico.

Enel, per esempio, modifica nel tempo la ragione sociale della controllata attiva nella distribuzione — da Enel Distribuzione a e-distribuzione — con costi riconosciuti secondo le regole stabilite dal regolatore.

All’interrompibilità internazionale, che per alcuni anni aveva prodotto vantaggi per il Paese, il sistema ha reagito intervenendo non sul prezzo o sulla qualità, ma sull’accesso alla rete e sugli oneri generali di sistema.

L’Europa voleva un mercato; l’Italia ha costruito un assetto che, nei suoi effetti concreti, concentra potere attraverso rete, oneri e funzioni essenziali.

Ne deriva una tensione con il quadro europeo e con i principi costituzionali che richiedono equilibrio tra regolazione, proprietà, benefici economici e poteri sanzionatori.

La Costituzione tutela i servizi essenziali, che devono garantire continuità, accessibilità e tutela dei diritti fondamentali, senza trasformarsi in strumenti di privilegio o discriminazione.

I soggetti,considerati separatamente, appaiono giustificabili; osservati insieme, mostrano la struttura del nuovo assetto.

I compiti risultano ripartiti tra:

• Produttori di energia, cioè la totalità dei soggetti che immettono energia in rete con obbligo di vendita al GME, di controllo governativo;
• Terna, incaricata della trasmissione dell’energia in alta e altissima tensione e dell’interconnessione con l’estero, garantisce l’equilibrio fisico della rete in ogni istante;
• L’attività di distribuzione — con capofila e-distribuzione, società del gruppo Enel, e le ex municipalizzate — assicura che l’energia arrivi ovunque e sempre, anche dove non sarebbe economicamente conveniente farla arrivare;
• Il GSE sostiene l’attuazione delle scelte di politica energetica trasformandole in flussi finanziari regolati, sostenuti dalla contribuzione dei consumatori;
• Acquirente Unico svolge una funzione di tutela per categorie di consumatori che il mercato non assorbe pienamente in condizioni ordinarie;
• Sogin gestisce il passato nucleare italiano, mai davvero chiuso, e svolge attività di bonifica anche in ambiti internazionali;
• ARERA garantisce che il sistema operi in modo coerente, ordinato e formalmente corretto.

Il sistema elettrico italiano non nasce da un disegno dichiarato, ma da decisioni stratificate nel tempo, ciascuna dotata di una propria giustificazione formale.

L’esito è una bolletta più onerosa e una crescente concentrazione di stabilità, controllo e benefici entro il perimetro pubblico.

Nel tempo, gli oneri generali di sistema hanno trasferito sui consumatori una quota rilevante del rischio economico, consolidando tale posizione.

La liberalizzazione finisce così per operare entro un perimetro che concentra concessioni, funzioni essenziali e flussi economici.

Mercato e concorrenza esistono, ma operano in un perimetro che non controllano.

Il venditore resta l’anello più debole della catena, mentre famiglie e imprese conservano una capacità limitata di incidere.

Le stesse associazioni dei consumatori sono approvate e pagate dal ministero.

Il sistema funziona tecnicamente, ma tende ad assegnare stabilmente vantaggio e potere a chi incide su reti, flussi, regole e tempi.

La complessità delle bollette impedisce a molti consumatori di sapere con precisione dove finisca il loro denaro e limita la possibilità di discutere o correggere il sistema.

Solo ciò che viene conosciuto a fondo può essere discusso e, se necessario, corretto.

(da “La luce tradita” di Filippo Giusto)

 

La discussione sul costo dell’energia richiede una valutazione preliminare: quale sarebbe l’impatto effettivo per la finanza pubblica se una parte significativa degli oneri generali di sistema fosse rimossa dalle bollette elettriche e ricondotta alla fiscalità generale?

Dal 2013 al 2024, attraverso le bollette sono stati prelevati circa 150 miliardi di euro di oneri generali di sistema: una cifra enorme, che non può essere considerata solo come una voce tecnica.

Un intervento ipotetico da venti miliardi di euro non dovrebbe quindi essere letto solo come minore entrata immediata, ma come una riallocazione di risorse con effetti potenziali su consumi, investimenti, occupazione e gettito futuro.

Quelle risorse resterebbero infatti nella disponibilità di famiglie e imprese e continuerebbero, almeno in parte, a circolare nell’economia reale.

Inoltre, lo Stato rinuncerebbe nell’immediato anche al gettito IVA collegato a quella componente della bolletta, ma una parte del valore potrebbe rientrare attraverso canali fiscali diversi.

Una famiglia che paga meno l’energia elettrica dispone di una quota maggiore di reddito per consumare, risparmiare, ridurre il proprio indebitamento o affrontare altre spese.

Un’impresa che paga meno l’energia può investire, assumere, restare competitiva, ridurre i prezzi o mantenere in Italia produzioni che, con costi troppo elevati, rischiano di diventare non sostenibili.

Il profilo rilevante non è soltanto il mancato incasso iniziale, ma la quota di risorse che può rientrare nel circuito della finanza pubblica attraverso una maggiore attività economica.

Maggiori consumi generano IVA; maggiori redditi e occupazione producono imposte e contributi; maggiori utili delle imprese ampliano la base imponibile.

Quanto rientrerebbe nelle casse pubbliche dipenderebbe dalla risposta dell’economia: dai consumi, dagli investimenti, dalle importazioni e dalla capacità produttiva del Paese.

C’è poi un secondo effetto, meno visibile ma decisivo: l’effetto sul prodotto interno lordo.

Un importo di questa dimensione rappresenta una leva macroeconomica rilevante, soprattutto in un sistema produttivo esposto alla concorrenza internazionale e ai costi dell’energia.

Se una parte di queste risorse, invece di essere prelevata attraverso la bolletta, alimenta consumi, produzione e investimenti, il PIL può risultare più alto rispetto allo scenario in cui quel prelievo resta invariato.

E quando cresce il PIL, cambia anche il rapporto debito/PIL: uno degli indicatori più importanti per la finanza pubblica italiana e per il confronto con l’Europa.

Il debito non si valuta soltanto in valore assoluto: si valuta anche rispetto alla forza dell’economia che lo deve sostenere.

Se cresce il denominatore, cioè il PIL, il rapporto debito/PIL può migliorare anche senza una riduzione immediata dello stock del debito.

Naturalmente, questo non significa che l’operazione sia neutrale o automatica. Tutto dipende da come viene costruita.

Se ci limitiamo a togliere venti miliardi dalle bollette e a trasferirli, senza alcuna revisione, sul bilancio dello Stato, rischiamo solo di spostare il problema da una tasca all’altra.

Il cittadino pagherebbe meno in bolletta, ma lo Stato dovrebbe comunque trovare altrove le stesse risorse.

La rimozione degli oneri dalla bolletta dovrebbe pertanto essere accompagnata da una revisione puntuale della loro natura, della loro attualità, della loro dimensione e delle modalità di finanziamento. In particolare, occorre valutare:

• È ancora giusto finanziare attraverso il kilowattora politiche pubbliche che riguardano l’intera collettività?
• È necessario mantenere tutte le componenti nella loro dimensione attuale?
• Quali voci devono essere sostenute dalla fiscalità generale e quali possono essere ridotte o superate?
• Quali misure hanno esaurito la funzione per cui erano state introdotte?

La valutazione centrale riguarda quindi il costo economico complessivo dell’attuale modalità di finanziamento.

Sono domande essenziali per un Paese con un debito pubblico elevato e con margini di bilancio limitati.

Per questo togliere gli oneri dalla bolletta non deve essere raccontato come un semplice sconto ai consumatori.

Deve essere valutato come una scelta di politica economica: quanto costa nell’immediato, quanto può rientrare attraverso la crescita, quanto PIL aggiuntivo può generare, quale effetto produce sul deficit e quale sul rapporto debito/PIL.

La questione, quindi, non è soltanto se lo Stato possa rinunciare a venti miliardi nel breve periodo, ma dove quelle risorse producano il maggiore valore economico e sociale per l’Italia.

C’è una differenza profonda tra venti miliardi prelevati e venti miliardi lasciati nell’economia reale.

I primi vengono indirizzati verso destinazioni determinate attraverso un meccanismo obbligatorio collegato al consumo di energia; i secondi restano distribuiti tra milioni di famiglie e imprese e possono trasformarsi in consumi, investimenti, lavoro, produzione e nuova base imponibile.

Non dobbiamo decidere a priori quale impiego sia migliore. Dobbiamo misurarlo, con serietà e trasparenza.

Ed è proprio questo confronto che per troppo tempo è mancato.

Abbiamo imparato a calcolare quanto valgono gli oneri generali di sistema. Ma non abbiamo misurato con la stessa attenzione quanto costa all’economia raccoglierli attraverso l’energia.

Se una riduzione strutturale del costo dell’energia elettrica aumenta il reddito disponibile delle famiglie, rafforza la competitività delle imprese, amplia la base imponibile e sostiene il PIL, allora una parte del costo iniziale può rientrare nella finanza pubblica attraverso la crescita.

La domanda conclusiva dovrebbe quindi essere posta in termini di interesse generale: quale costo sostiene l’Italia mantenendo in bolletta oneri che potrebbero essere riconsiderati, ridotti o finanziati in modo più coerente con la loro natura pubblica?

In base ai dati pubblicati da Terna, nel suo rapporto mensile,e ai valori del PUN Index GME del Mercato del Giorno Prima, questa è la stima di quanto ci è costato utilizzare il metodo “a prezzo marginale” nei primi otto mesi dell’anno.

Inframarginale teorico = (PUN mensile – 40 €/MWh) × produzione FER mensile

Il valore di 40 €/MWh è il costo medio convenzionale utilizzato per rendere confrontabili  i valori mensili.

L’inframarginale teorico rappresenta il differenziale economico lordo prodotto dall’applicazione del metodo “a prezzo marginale” e non l’utile conseguito dai produttori.

Fino ad agosto, le fonti rinnovabili hanno prodotto complessivamente 92,420 TWh:

La crescita di oltre 6,4 TWh del fotovoltaico, e di 1,1 TWh dell’eolico, viene compensata dalla riduzione di 5,7 TWh di idroelettrico, bioenergie e geotermico.

Nonostante il notevole sviluppo del fotovoltaico, la produzione FER complessiva aumenta solamente dell’1,2%.

Fino ad agosto, il fabbisogno è di 218,010 TWh, contro 207,658 TWh nello stesso periodo del 2025, con un incremento del 5%.

Poiché la domanda è cresciuta molto più rapidamente della produzione rinnovabile, la quota FER sul fabbisogno è diminuita rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso:

• gennaio–agosto 2025: circa 44,0%;
• gennaio–agosto 2026: 42,4%.

La produzione di rinnovabile non cresce quindi con lo stesso trend della domanda.

La differenza è stata coperta da:

• la produzione termica raggiunge 101,608 TWh, in aumento del 5,9%;
• il saldo netto con l’estero ammonta a 34,549 TWh, in aumento del 9,9%;
• la produzione nazionale netta al consumo copre l’85,7% della domanda;
• il restante 14,3% viene soddisfatto dalle importazioni.  

Fino a marzo la produzione FER sale progressivamente da 8,873 a 10,407 TWh. La quota sul fabbisogno passa dal 31,6% al 39,3%. Il fotovoltaico è condizionato dalle giornate corte, mentre l’eolico offre un contributo rilevante: nei primi tre mesi produce 7,706 TWh, quasi quanto l’idroelettrico e il fotovoltaico.

L’inframarginale teorico del primo trimestre è stimato in  2,62 miliardi di euro.

Aprile e maggio sono i mesi migliori  per le rinnovabili. La produzione fotovoltaica cresce rapidamente, mentre la domanda rimane relativamente contenuta:

• il 49,5% in aprile;
• il 52,8% in maggio, valore massimo degli otto mesi.

Maggio è l’unico mese nel quale le rinnovabili superano la metà del fabbisogno elettrico nazionale.

Il PUN rimane però intorno ai 119 €/MWh, e questo serve a sfatare la leggenda che le rinnovabili riducono le bollette.

L’inframarginale teorico calcolato è di 939 milioni ad aprile e 1,04 miliardi a maggio.

Da giugno la domanda cresce perché fa caldo e si ricorre ai condizionatori:

• 28,034 TWh in giugno;
• 32,455 TWh in luglio;
• 28,884 TWh in agosto.

La produzione FER resta elevata, ma non cresce allo stesso ritmo.

La quota rinnovabile scende quindi dal 52,8% di maggio al 47% di giugno e al 41,5% circa in luglio e agosto.

Nello stesso periodo il PUN aumenta 50,8%:

• maggio: 119,35 €/MWh;
• giugno: 132,50 €/MWh;
• luglio: 157,04 €/MWh;
• agosto: 180 €/MWh.

In agosto la produzione FER scende a 11,972 TWh, contro 13,457 TWh di luglio.

La diminuzione mensile è di 1,485 TWh, pari all’11%:

• fotovoltaico: –556 GWh;
• idroelettrico: –541 GWh;
• eolico: –325 GWh;
• bioenergie: –69 GWh.

Non risultano elementi che consentano di attribuire questa diminuzione a una fermata generalizzata, o deliberata, degli impianti rinnovabili. Il confronto con agosto 2025 mostra infatti una produzione FER complessivamente stabile, anzi leggermente superiore: +0,4%.

Rispetto ad agosto 2025:

• il fotovoltaico aumenta del 20,4%;
• l’idroelettrico diminuisce del 16%;
• l’eolico diminuisce del 24,2%;
• le bioenergie diminuiscono del 3,5%;
• il geotermico diminuisce del 3,4%.

La forte crescita del FV è stata quindi quasi completamente compensata dalla minore produzione idroelettrica ed eolica.

Interessante notare che in agosto si produce meno energia rinnovabile di luglio, l’inframarginale è superiore: 1,68 miliardi contro 1,58 miliardi di luglio.

E questo dipende dal PUN, salito da 157,04 a 180 €/MWh.

La stima dell’inframarginale di agosto è di 1,68 miliardi.

Valorizzando la produzione FER di ciascun mese, al relativo PUN, il valore teorico lordo dell’energia prodotta nei primi otto mesi è di 12,76 miliardi di euro.

Applicando alla produzione un costo medio convenzionale di 40 €/MWh, pari complessivamente a circa 3,70 miliardi, il differenziale inframarginale teorico risulta pari a:

9,06 miliardi di euro

Con la seguente distribuzione mensile:

Gennaio 0,82 mld €

Febbraio. 0,72 mld €

Marzo. 1,08 mld €

Aprile. 0,94 mld €

Maggio. 1,04 mld €

Giugno. 1,22 mld €

Luglio. 1,58 mld €

Agosto. 1,68 mld €

  Totale. 9,06 mld €

Il  risultato varia naturalmente in funzione del costo attribuito alla produzione rinnovabile.

Tuttavia, una valutazione equilibrata consente di collocare l’inframarginale, prodotto dalle sole fonti rinnovabili, in una fascia compresa fra 7,2 e 10,9 miliardi di euro.

Considerazioni conclusive

I valori calcolati sono una stima ma danno comunque l’ordine di grandezza dell’ammontare economico che si forma quando fonti caratterizzate da costi variabili relativamente bassi vengono valorizzate in un mercato il cui prezzo è  determinato dalla fonti a costo  più elevato e, nello specifico, dal gas.

Le rinnovabili non hanno prodotto molto più del 2025, ma il valore economico della loro produzione è aumentato..

La diminuzione della quota FER durante l’estate non ha ridotto l’inframarginale, anzi in luglio e agosto, proprio i mesi nei quali la quota rinnovabile è scesa al 41%, hanno prodotto per 3,26 miliardi di euro, e quindi più di tutto il primo trimestre.

 

 

Nel suo nuovo libro – La luce tradita – Filippo Giusto indica le vere ragioni per le quali l’energia elettrica è così cara.

Da bene essenziale allo sviluppo del paese, la luce si è trasformata in un mezzo capace di condizionare la vita dei consumatori, delle imprese e delle famiglie.

Il libro analizza la struttura del sistema elettrico italiano che, in venticinque anni, ha subito una profonda e silenziosa trasformazione, ne valuta il costo e il ruolo dei principali attori.

Testimone attivo della trasformazione, Giusto ripercorre il passaggio dal modello pubblico iniziale alla mancata liberalizzazione del mercato.

Un sostanziale fallimento, se l’attuale sistema non è in grado di garantire un prezzo equo dell’energia elettrica  e se il divario, tra costo effettivo dell’energia e prezzo finale pagato dai consumatori, è così marcato.

Con la costante benedizione della politica, e dei governi condizionati da lobbies potentissime, i produttori, i gestori delle reti, i venditori, le varie autorità di regolazione formano un sistema talmente complesso da rendere impossibile individuare le singole responsabilità, gli interessi incrociati e i beneficiari.

I governi degli ultimi vent’anni  hanno sovrapposto interventi senza una strategia energetica che avesse, come fine ultimo, il benessere dei cittadini e la prosperità del paese.

Si è passati così  da un sistema che funzionava, e che ha sostenuto la crescita del paese, ad un molok che attinge risorse dal consumatore, senza neppure spiegargli cosa paga e perché.

Partendo dai dati di bilancio delle imprese rimaste saldamente sotto il controllo della politica, il libro indica l’ammontare degli oneri generali di sistema, dei costi di distribuzione e di trasmissione, della gestione delle risorse, delle accise e delle imposte, cioè tutto quanto non è energia e che siamo costretti a pagare, pena il distacco.

L’analisi si concentra sul periodo tra il 2013 e il 2024  e porta ad un devastante conto di centinaia di miliardi di euro, dimostrando che il costo della bolletta non dipende solamente da fattori esogeni, ma da decisioni politiche, fiscali e regolatorie.

La luce tradita avanza anche alcune proposte che potrebbero rendere il sistema più equo, trasparente, ed efficiente.

Trasferire alla fiscalità generale gli oneri che non dipendono direttamente dai consumi; rivedere il meccanismo di formazione del prezzo dell’energia elettrica; favorire contratti in grado di restituire ai consumatori i benefici delle produzioni a basso costo; rafforzare il controllo sui flussi economici e sulle responsabilità degli operatori.

Il tutto attraverso un Ente di controllo che riporti al centro l’interesse collettivo.

L’energia elettrica non è una merce qualsiasi: utilizzarla è condizione essenziale della vita quotidiana, della competitività delle imprese e dello sviluppo economico e sociale del Paese.

La luce tradita aiuta a capire il sistema per poterlo giudicare e per poter immaginare un’alternativa attraverso un confronto pubblico, restituendo a cittadini e consumatori il diritto di sapere cosa pagano, perché lo pagano e a chi.

 

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.