AMBIENTE
ED ENERGIA

L’Italia ha il grado più alto di dipendenza energetica da fonti estere (74,8% contro una media europea del 58,3%)1. Questo ci rende vulnerabili ed esposti alla volatilità dei prezzi. Inoltre, nonostante la crescente diffusione delle fonti energetiche rinnovabili (FER), in 20 anni il Prezzo Unico Nazionale PUN è raddoppiato, passando da 51,66 a 127,24 €/MWh 2. Di fatto abbiamo i prezzi dell’energia tra i più alti d’Europa3. Entrambi questi aspetti gravano come un macigno su famiglie e imprese, provocando un impoverimento per le prime e una perdita di competitività per le seconde.

La transizione energetica, cioè̀ il passaggio graduale da combustibili fossili a fonti energetiche sostenibili e rinnovabili, è un fenomeno che va governato in modo intelligente. Bisogna evitare passi indietro – si vedano gli Stati Uniti – ma anche fughe in avanti – come fanno coloro che parlano di sole fonti rinnovabili a copertura del fabbisogno nazionale, dimenticando che l’industria ha bisogno di energia continua e non intermittente. 

Per contrastare il surriscaldamento globale e le sue disastrose conseguenze per ambiente ed economia, è opportuno che l’Italia, insieme agli altri Paesi firmatari, rispetti gli impegni presi con l’Accordo di Parigi e prosegua la decarbonizzazione dei sistemi energetici (meno emissioni di CO2); allo stesso tempo, per il nostro Paese è altrettanto imperativo contenere gli alti costi dell’energia e assicurare la stabilità degli approvvigionamenti. L’Italia deve battersi con forza perché la UE corregga alcuni gravi errori compiuti nel market design di provvedimenti come il Green Deal, il Fit for 55, gli ETS, la CBAM, misure che il resto del mondo non adotta e i cui enormi costi oggi rischiano di spingere fuori mercato interi settori dell’industria di base europea. 

1. DECARBONIZZAZIONE E SOVRANITÀ ENERGETICA

Intervenire sul mix delle fonti

In un sistema energetico e, in specie, in un sistema elettrico è necessario che “domanda” e “offerta” siano continuamente in equilibrio. Nel caso di una rete elettrica, in particolare questo equilibrio va mantenuto sia dal punto di vista temporale, sia territoriale, sia in rapporto alle caratteristiche fisiche dell’elettricità generata e consumata. Per garantire la continuità di tutte le attività di una moderna società, chi comanda è la “domanda” ossia l’andamento dei consumi che sono programmabili solo in modo limitato.

Questo è il motivo strutturale per cui le fonti rinnovabili non programmabili non sono in grado di sostenere adeguatamente da sole il fabbisogno energetico anche ricorrendo, come indispensabile, a enormi sistemi di accumulo dell’energia elettrica. Infatti il fotovoltaico (l’eolico, in misura minore) presenta un andamento ciclico sulle 24 ore (relativamente più semplice da riequilibrare per i più ridotti volumi da accumulare tra giorno e notte) e presenta, inoltre,  in Italia un rapporto di produzione tra estate ed inverno di 3 ad 1, mentre i consumi rimangono sostanzialmente costanti nel corso dell’anno; in questo caso le quantità di energia da accumulare divengono gigantesche, dell’ordine di una frazione elevata dei consumi annuali  (a meno di non continuare, come avviene ora, a ricorrere alle fonti fossili) con costi e impatti ambientali molto rilevanti.

È quindi necessario ricorrere a fonti di produzione energetica che possano fornire energia nei tempi e nelle quantità necessarie e, nel contempo, contribuire alla decarbonizzazione.

1.1 Nucleare

Al fine di ridurre efficacemente la dipendenza energetica, contribuire alla decarbonizzazione, e garantire prezzi più competitivi nel mercato elettrico italiano, dobbiamo agire sul mix energetico puntando sul nucleare, che già oggi rappresenta la prima fonte europea di produzione di energia elettrica 4. L’atomo garantisce l’unica forma di energia pulita, capace di sostenere in modo continuo la domanda del Paese. 

Non ci sono più ostacoli all’impiego della risorsa nucleare. Infatti: in primo luogo, l’intera filiera produttiva ha il più basso rapporto emissioni di CO2/rifiuti generati per MWh di elettricità prodotta tra tutte le fonti energetiche; inoltre, con l’avvento dei moderni controlli di sicurezza “passiva” non si corre più il rischio che avvengano disastri come quelli del passato.

Infine, esperienze come quelle di Corea del Sud ed Emirati Arabi evidenziano che il tempo medio di costruzione dei reattori si è ridotto a circa 7-10 anni 5 , e per gli Small Modular Reactors è addirittura inferiore. Per questi motivi occorre:

  • Attivare da subito un piano nucleare sfruttando le migliori tecnologie disponibili (reattori di grande taglia di III generazione avanzata, SMR, ecc.); la realizzazione di un programma nucleare avrebbe un notevole impatto positivo anche in termini di PIL e occupazione 6.
  • Potenziare la partecipazione italiana all’Alleanza Industriale Europea sullo sviluppo dei piccoli reattori modulari (European Industrial Alliance on Small Modular Reactors). Il progresso tecnologico permette reattori più piccoli, modulari, meno costosi, e più sicuri anche in termini di percezione del rischio da parte della popolazione. Gli SMR possono essere associati a distretti industriali o settori energivori, ed è pertanto imprescindibile avviare al più presto la loro sperimentazione. 
  • Creare un’Autorità unica per l'energia nucleare in Italia. L’attività di controllo e autorizzazione burocratica di nuovi reattori, di vigilanza sulla sicurezza nucleare, la gestione dei rifiuti, sono aspetti da mettere tutti sotto un unico ente a gestione centralizzata.
  • Considerare il tema nucleare anche e soprattutto a livello europeo. Il settore energetico, come quello della difesa comune, o della gestione delle frontiere, deve essere destinatario di fondi europei, da reperire anche attraverso emissioni di debito sul modello del NextGenerationEu.
  • Investire in ricerca sul nucleare, aumentando i fondi appositamente destinati, favorendo la collaborazione tra centri di ricerca universitari d’eccellenza e aziende leader nel settore.

1.2 Geotermia

Per diversificare nel medio-lungo periodo il mix energetico bisogna tornare a investire anche nella geotermia, con particolare riguardo alle opportunità della geotermia offshore 7, più performante di quella tradizionale.

Nel Tirreno meridionale vi è, infatti, una disponibilità di sistemi geotermici dalle elevate potenzialità. Grazie a queste risorse naturali la geotermia offshore italiana può contribuire al mix energetico rinnovabile e rappresentare un volano per la filiera nazionale e perfino europea. Tali competenze di settore, infatti, potrebbero consentire di sfruttare ulteriori risorse geotermiche di Paesi quali ad es. Croazia, Grecia, Turchia, Islanda ecc. 

Dobbiamo adottare un serio piano strategico italiano per la produzione di en. geotermica, facendo sì che una parte degli incentivi e contributi riservati alle rinnovabili sia indirizzato in modo più equilibrato anche alla geotermia. 

1.3 Idroelettrico

In aggiunta alla geotermia, l’idroelettrico è una risorsa rinnovabile altrettanto preziosa. Serve una strategia che lo integri efficacemente con le altre FER, quali eolico e solare, sfruttando gli impianti idroelettrici per garantire più flessibilità e capacità di accumulo, affinché aumenti la stabilità della rete elettrica nazionale. Sosteniamo quindi un’azione a più livelli:

  • Anzitutto è indispensabile una normativa chiara e coordinata, che attribuisca un maggiore ruolo di indirizzo al livello nazionale; bisogna ambire al superamento dell’attuale quadro frammentato di competenze tra le Regioni, il quale genera disomogeneità e incertezza nel sistema delle concessioni. 
  • Occorre inoltre evitare assolutamente qualsiasi proroga indefinita delle gare per le nuove concessioni, ponendo al centro gli obiettivi di efficienza, sorretti da sistemi concorrenziali, assieme agli obiettivi di sostenibilità ambientale e salvaguardia dello sviluppo economico del Paese.
  • Gli impianti idroelettrici svolgono un ruolo fondamentale anche per la gestione sostenibile dell’acqua. È dunque necessaria una pianificazione a livello di bacino idrografico e il rilancio di nuove dighe a uso plurimo, per garantire un approccio integrato che bilanci le esigenze di produzione di en. el. con quelle di irrigazione, di consumo idrico civile e di tutela ambientale. 
  • Infine, è importante che lo Stato favorisca investimenti innovativi per l’idroelettrico, agevolando la modernizzazione degli impianti esistenti, l’adozione di tecnologie avanzate per aumentare l’efficienza e il monitoraggio, nonché la digitalizzazione delle infrastrutture.

1.4 Efficienza Energetica

L’utilizzo efficiente delle fonti energetiche rappresenta uno strumento di decarbonizzazione fondamentale. L’Italia ha un primato assoluto; nei vari settori produttivi il nostro Paese ha una intensità energetica (la quantità di energia necessaria a produrre una data quantità di beni o servizi ovvero un dato valore) ai livelli virtuosamente più bassi in Europa. Occorre continuare a promuovere queste politiche tenendo conto che ogni processo, per essere veramente efficiente e decarbonizzare va considerato nella sua interezza. Gli interventi di efficienza energetica possono riguardare tutte le attività e possono giovarsi della integrazione delle reti e dei processi energetici con le reti e le tecnologie del digitale e delle tecnologie spaziali con modelli, ad esempio, che fanno riferimento alle smart city. L’Italia vanta su questo importanti competenze, che vanno sostenute sui mercati esteri

2. BOLLETTE FAMIGLIE E IMPRESE

Contenimento Costi e Rimedi al Mercato Elettrico Distorsivo

I dati recenti dimostrano che in Italia la diffusione delle FER ha generato enormi guadagni per i produttori, ma scarsi benefici per le utenze domestiche. Sul totale del mix energetico, le rinnovabili sono cresciute anno dopo anno, eppure le bollette non si sono ridotte. Il motivo è che il prezzo dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso italiano continua a essere determinato dal gas 8.

In questo contesto, i grandi produttori di rinnovabili, incentivate con circa 200 miliardi di euro negli ultimi anni e anche tramite i costi nelle bollette dei consumatori, realizzano sostanziosi guadagni. Anzitutto offrono la loro energia venendo remunerati al prezzo di borsa fissato dal gas; inoltre godono anche degli incentivi ottenuti appunto con denaro pubblico pagato dalle bollette di famiglie e imprese. Come se ciò non bastasse, al crescere della penetrazione delle rinnovabili “intermittenti”, quali ad esempio fotovoltaico ed eolico, si appesantiscono ulteriormente in bolletta le voci “oneri di sistema” (oneri dei quali circa il 70% è a sostegno delle rinnovabili) e “spese di trasporto” (per l’adeguamento dell’infrastruttura di rete). 

2.1 Modelli di Mercato e Nuovi Sviluppi

Affinché si abbia un mercato elettrico più efficiente, più funzionale e più economico per famiglie e imprese, contestualmente alla volontà di promuovere lo sviluppo delle tecnologie rinnovabili, la sfida fondamentale oggi è quella del disaccoppiamento del prezzo dell’elettricità ottenuta da rinnovabili dal prezzo dell’elettricità ottenuta dal gas. Riteniamo pertanto indispensabili i seguenti punti: 

  • È ormai evidente la necessità di disaccoppiare il prezzo del gas da quello dell'elettricità. Questo obiettivo va perseguito da un lato promuovendo a livello Europeo una profonda revisione del meccanismo di formazione del prezzo ("market design"), dall'altro, nell'ambito delle attuali regole, promuovendo lo sviluppo di un mercato di lungo termine in modo che il prezzo dell’elettricità sia maggiormente basato sul costo medio delle rinnovabili (LCOE, Levelized cost of energy) e non più sul costo marginale del gas. Il LCOE è infatti un criterio che, considerando il costo medio per unità di en. elettrica generata da una tecnologia durante il suo intero ciclo di vita (tenendo conto degli investimenti iniziali, operativi, dell’eventuale combustibile e includendo il tasso di sconto), è utilizzato per confrontare la competitività delle diverse tecnologie e fonti, siano esse fossili come carbone, petrolio, gas, o rinnovabili come solare, eolico, idroelettrico. Siccome il LCOE delle rinnovabili è in progressivo forte calo, continuare a remunerarlo invece seguendo l’alto costo marginale della tariffa del gas è un sistema distorsivo e suicida, per un Paese come l’Italia che resta a forte dipendenza da gas.
  • Si deve prevedere una migliore diversificazione degli incentivi alle rinnovabili in base alle zone di mercato italiano in cui vi è maggiore richiesta di en. elettrica, rispetto a dove invece il sistema è più saturo di rinnovabili. 
  • Si deve vincolare i nuovi incentivi e contributi destinandoli esclusivamente a quei produttori di FER che venderanno l'en. elettrica sui mercati di lungo termine separati dal Mercato del Giorno Prima.
  • Si deve estendere a tutti i produttori di rinnovabili l’applicazione di contratti a lungo termine e aste opportunamente regolamentate, in linea con quanto previsto dal diritto dell’UE 9 (il cui intento è destinare ai consumatori finali i benefici derivanti dalla diffusione delle rinnovabili). Pertanto, gli strumenti previsti sono:
    1. I PPA, contratti tra privati che regolano la somministrazione di en. elettrica rinnovabile tra un soggetto produttore e un soggetto acquirente, quali strumenti privilegiati per ridurre il costo dell’en. elettrica per le imprese 10 (occorre estenderne la possibilità anche alle PMI tramite un ente o soggetto aggregatore in grado di stipulare i contratti per più imprese aggregate; inoltre serve prevedere strumenti di copertura o protezione dal rischio a tutela dei fornitori rinnovabili che stipulano i contratti);
    2. I CfD, contratti tra pubblico e privato, che regolano la compravendita di en. el. tra soggetti produttori e il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) o altro ente preposto, quali strumenti per contenere il costo delle bollette delle famiglie (ad es., abbassando gli oneri generali di sistema) e per finanziare la proposta di comodato d’uso di impianti FV/solari dei nuovi edifici residenziali (resi obbligatori da Direttiva UE 2024/1275 “Case Green”), in modo da ridurre gli elevati costi d’acquisto di moduli FV/solare termico per le famiglie11.
  • Si devono indirizzare gli incentivi sempre più verso le forme di autoconsumo dell’en. elettrica e di flessibilità della rete (per es. accumulatori di energia, copertura dei capannoni industriali con fotovoltaico ecc.) per meglio sfruttare le caratteristiche delle rinnovabili, ridurre le perdite di energia e ridurre i fenomeni di sovrapproduzione delle stesse. In tema di accumulo, occorre anche riconoscere un ruolo strategico ai pompaggi idroelettrici, adottando politiche che ne favoriscano l’impiego.
  • Si deve prevedere la partecipazione anche delle grandi imprese alle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), rivedendo il valore soglia del 55% dell’energia condivisa (oltre il quale ad ora è negata la redistribuzione degli incentivi anche tra le imprese membri delle CER) ed estendendo lo schema agli impianti di produzione con potenza installata fino a 5MW, in modo tale da favorire lo strumento dell’autoconsumo anche per le imprese.12

2.2 Riduzione Oneri e Imposte

Solo una parte cospicua dell’importo della bolletta dell’energia elettrica è direttamente collegata al costo effettivo della materia prima energia, mentre la restante parte riguarda spese per il trasporto, oneri di sistema, IVA ecc. Tutti questi sono costi destinati a salire nei prossimi anni. Per contrastare gli aumenti di tali componenti di costo e tutelare le imprese, è doveroso: 

  • Nel breve termine, destinare almeno una parte del gettito derivante allo Stato dalla vendita delle quote di emissione di CO2 nel sistema di scambio europeo (ETS) ad una parziale riduzione degli oneri di sistema delle bollette delle PMI (escludendo le imprese energivore che già usufruiscono di esenzioni); 
  • Nel medio termine, impegnare l’Italia ad organizzare una vasta coalizione di paesi UE che chieda l’immediata sospensione degli ETS2 o almeno il recupero di ingenti quote gratuite per gli energivori; nel contesto attuale di forte aumento dei costi delle materie prime, tale sistema si è infatti rivelato inadeguato a trainare investimenti delle aziende in termini di riduzione delle loro emissioni di CO2; è altresì necessaria una rapida revisione della CBAM che rischia di tradursi in un nuovo danno per l’industria europea; 
  • Utilizzare gli extra-gettiti IVA, derivanti dalle bollette dell’en. elettrica nei periodi di forti rincari, per ridurre gli oneri di sistema. 

In conclusione, politiche energetiche equilibrate e lungimiranti sono uno dei principali assi strategici di un Paese. Il tema energetico abbraccia gli aspetti più rilevanti per il futuro dell’Italia, dalla crescita economica alla sostenibilità ambientale, dalla sicurezza geopolitica alla tutela del patrimonio paesaggistico. 

Per questi motivi, dobbiamo puntare ad avere energia più pulita, più economica, e disponibile per il più grande numero di individui e imprese possibile, consapevoli che le scelte che facciamo oggi in materia di energia definiscono quale mondo lasceremo in eredità alle prossime generazioni. 

DATI

1  Grado di dipendenza energetica Italiana del 74,8%
Dati dal sesto “MED & ITALIAN ENERGY REPORT”
Centro studi SRM assieme a ESL@energycenter Lab (Politecnico di Torino).
(https://www.sr-m.it/it/news/comunicati-stampa/srm-e-esl-energycenter-lab-politecnico-di-torino-hanno-present ato-il-sesto-med-italian-energy-report.htm ) 

2 PUN medio 2004 (anno di avvio del mercato elettrico italiano) pari a 51,66 €/MWh
Dati “Relazione Annuale – Anno 2006” GME (tabella 23 del pdf https://www.mercatoelettrico.org/Portals/0/Documents/it-IT/20070614RelazioneAnnuale2006.pdf )

PUN medio 2023 pari a 127,24 €/MWh
Dati “Relazione Annuale – Anno 2023” GME (pag. 24 del pdf https://www.mercatoelettrico.org/Portals/0/Documents/it-IT/Gme_RelazioneAnnualeWeb_2023.pdf ) 

3 Un confronto con le borse elettriche degli altri Paesi UE mostra che il PUN italiano (135 euro al MWh a dicembre 2024) è costantemente più alto del prezzo in Germania (108 €/MWh a dicembre), Spagna (111 €/MWh), Francia (98) [Dati GME]
Qui una sintesi da IlSole24ore (https://www.ilsole24ore.com/art/elettricita-perche-italia-costa-piu-rispetto-altri-paesi-AGdtvoJC ) 

4 Produzione netta pubblica di en. elettrica nel 2024 nell’Unione Europea (27 Paesi)
(https://energy-charts.info/charts/energy_pie/chart.htm?l=en&c=EU&interval=year&year=2024)

 5 Per analisi dati sul nucleare in Corea del Sud e tutti gli altri Paesi del mondo (https://cnpp.iaea.org/public/countries/KR/profile/preview?utm_source=chatgpt.com)

6“Il nuovo nucleare in Italia per i cittadini e le imprese: il ruolo per la decarbonizzazione la sicurezza energetica e la competitività” – Studio realizzato da Edison, Ansaldo Nucleare e TEHA Group
(https://www.ambrosetti.eu/news/il-nuovo-nucleare-in-italia-per-i-cittadini-e-le-imprese/ ) 

7“Potenzialità della geotermia offshore per i mari italiani” – Unione Geotermica Italiana (www.unionegeotermica.it/pdfiles/green_salina_energy_days/6_potenzialita_geotermia_offshore.pdf ) 

8 Il prezzo dell’en. elettrica in Italia si forma nella borsa elettrica del GME, principalmente nel mercato d’asta MGP (Mercato del Giorno Prima), incrociando offerte di vendita e acquisto individuando il prezzo d’incontro tra quantità di en. offerta e quantità di en. richiesta. Tale prezzo di equilibrio, denominato SMP (System Marginal Price), coincide con il prezzo dell’offerta più costosa di vendita di en. elettrica legata all’ultima tipologia di impianti di produzione necessaria a completare la copertura della domanda di energia, dopo che tutte le offerte più basse hanno esaurito la loro capacità di copertura del grosso della domanda. 

Il problema è che in Italia, a meno di sostituire il gas con il nucleare, per gran parte delle ore complessive dell’anno (circa 2⁄3 delle ore), sono le centrali a gas a ciclo combinato “gli impianti marginali” che determinano il “prezzo marginale” dell’en. elettrica (con il prezzo di offerta di vendita dell’en. elettrica da impianti a gas che è molto alto, poiché indicativamente è pari al doppio del prezzo del gas combustibile impiegato, più un 40% del prezzo delle quotazioni dei permessi emissivi ETS, con cui il produttore paga per l’emissione di CO2 e di altri gas equivalenti per impatto nocivo sul clima, più un margine di guadagno, detto mark-up, che il produttore applica per coprire altri costi operativi e ottenere un profitto). 

Alcuni chiarimenti nel testo “APE Appunti di energia – Il Mercato del Giorno Prima” (RSE) (https://www.rse-web.it/wp-content/uploads/2024/02/02_MGP.pdf ) 

9 DIRETTIVA (UE) 2024/1711 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 13 giugno 2024 per il miglioramento dell’assetto del mercato dell’en. elettrica dell’UE. (punto 11 a pag. 3 del pdf https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202401711) 

10 In un mercato di lungo termine ben sviluppato, anche i retailer avrebbero interesse alla stipula di PPA o di contratti a termine, con un contesto competitivo tale per cui il beneficio ottenuto sul prezzo si riverserebbe anche ai consumatori finali (quindi anche alle famiglie). 

11 Attraverso i CfD (Contracts for Difference), il Gestore dei Servizi Energetici GSE (o altro ente pubblico adatto allo scopo) si impegna per un certo numero di anni (indicativamente 15-20) ad acquistare, mediante aste al ribasso, en. elettrica dai produttori FER a una tariffa equa di riferimento (che copra i costi capitali di investimento, più i costi di esercizio ecc., assieme ad un equo margine di guadagno), con tariffa da aggiornare periodicamente per tenere conto dei macro-cambiamenti nei mercati dell’en. elettrica. 

Quando il GSE collocherà sul mercato l’en. el. acquistata, allora, nei casi in cui la tariffa pagata ai produttori sia inferiore al prezzo all’ingrosso, la differenza incamerata dal GSE sarà da destinare:
– in parte al CSEA per calmierare le componenti di costo in bolletta per i consumatori (es. oneri generali di sistema)
– in parte al Fondo Nazionale Reddito Energetico per co-finanziare il comodato d’uso di impianti FV/solari dei nuovi edifici residenziali di prima abitazione (previa opportune modifiche e integrazioni al Regolamento del Fondo)* 

12 Decreto del MASE n. 414 del 7 dicembre 2023
(per approfondire i criteri, i limiti fissati e reperire ulteriori informazioni sulle CER https://www.mase.gov.it/comunicati/energia-mase-pubblicato-decreto-cer)