Per quasi trent’anni ci hanno ripetuto che aprire il mercato dell’energia alla concorrenza avrebbe fatto crollare le bollette, premiato l’efficienza e protetto i consumatori. Oggi, quella promessa è definitivamente crollata sotto i colpi delle crisi internazionali che, tra gli innumerevoli danni causati – bilanci delle famiglie in rosso e competitività delle imprese italiane in ginocchio – stanno avendo almeno il merito di mostrare tutta la fallacia di un modello di sviluppo fortissimamente sbilanciato sulla ricerca del profitto privato e insopportabilmente polarizzato sulle fonti cosiddette “rinnovabili”.
Il paradosso è infatti sotto gli occhi di tutti: mentre il Paese si riempie di impianti solari ed eolici che, almeno in teoria, dovrebbero garantire costi bassissimi, il prezzo finale resta ostaggio delle logiche speculative della borsa elettrica.
Esperimento fallito?
Di fronte a un sistema che sembra incapace di garantire tariffe sostenibili, è legittimo allora porsi una domanda che fino a ieri sarebbe sembrata un’eresia economica fuori dal tempo: e se l’esperimento della liberalizzazione avesse fallito?
Non si tratta di nostalgia ideologica per i tempi della vecchia Enel di Stato ma di puro pragmatismo industriale. Quando un bene essenziale come l’elettricità diventa un freno allo sviluppo del Paese, riportare la produzione sotto il controllo pubblico non è più un tabù del passato, ma una possibile soluzione concreta.
Tuttavia, come ormai sapete bene, non ci accontentiamo di parole vuote (“a parole son bravi tutti!”) ma proviamo a fare delle stime numeriche ragionevoli e a immaginare uno scenario realistico che sia anche “Ue-compatibile”, così saranno contenti pure i più irriducibili eurolirici!
Il paradosso della borsa elettrica
Per capire perché le bollette restano alte anche quando splende il sole o soffia il vento, bisogna guardare a come funziona oggi il mercato. Nella borsa elettrica italiana, il prezzo dell’energia non si calcola facendo la media dei costi (pay per bid, detta all’inglese), ma si fissa sul prezzo del valore più alto offerto per soddisfare la domanda di energia elettrica, valore che poi viene riconosciuto a tutti gli offerenti, anche a quelli che avevano offerto la loro energia a molto meno.
Questo meccanismo prende il nome di “prezzo marginale” e questo calcolo si effettua per ognuno dei 96 quarti d’ora che compongono un giorno, per ciascun giorno dell’anno. Il risultato è che paghiamo l’energia al prezzo più caro possibile, il che genera profitti miliardari per i produttori da fonti rinnovabili che non devono pagare i costi del combustibile.
Rinazionalizzare la generazione significherebbe liberarsi una volta per tutte di questo meccanismo perverso: in un sistema pubblico integrato, l’obiettivo non è massimizzare il margine di guadagno – come legittimamente fanno i soggetti privati – ma soddisfare il fabbisogno nazionale ogni singolo quarto d’ora al minor costo possibile.
Nell’ottica di un riacquisto di tutti gli asset produttivi di potenza di targa superiore a 1 MW da parte dello Stato, le centrali verrebbero quindi attivate secondo un rigido ordine di merito tecnico: prima le rinnovabili e l’idroelettrico il cui costo operativo è vicino allo zero, e solo in ultima istanza le centrali a gas indispensabili per coprire i picchi.
Senza la rendita finanziaria della borsa, il risparmio si trasferirebbe direttamente in bolletta sotto forma di tariffa regolata al costo reale di produzione, garantita dalla stabilità di una forza lavoro inquadrata come servizio pubblico essenziale.
Assetto giuridico e industriale
Lo Stato quindi assumerebbe il controllo diretto dell’intera filiera produttiva, trasformando l’energia elettrica in un bene pubblico gestito al costo di produzione. In quest’ottica, riacquisirebbe tutte le centrali termoelettriche, idroelettriche, eoliche, fotovoltaiche e geotermiche presenti sul territorio nazionale (inclusi gli asset di grandi operatori come Enel, Eni, Edison, A2A e fondi privati), indennizzando i proprietari attuali a valore di mercato o contabile.
Contestualmente, verrebbe eliminato il mercato all’ingrosso basato sulle aste quartorarie. Il prezzo dell’energia non si formerebbe più sull’incrocio tra domanda e offerta ma verrebbe stabilito amministrativamente in base ai costi reali di generazione, manutenzione e ammortamento.
A Terna, azienda che, in questo nuovo assetto, diverrebbe anch’essa pubblica, resterebbero affidati l’integrazione e il dispacciamento in rete, eliminando le asimmetrie informative tra chi produce e chi bilancia la rete.
Il nuovo status per i lavoratori del settore
La forza lavoro dell’intero settore verrebbe inquadrata nell’ambito del pubblico impiego o di un ente pubblico economico a statuto speciale. Tutti i tecnici, gli ingegneri, gli operatori di centrale e gli addetti alla manutenzione passerebbero sotto un unico Contratto collettivo nazionale del settore energetico pubblico, con tutele statali. La qualifica di dipendenti pubblici rafforzerebbe il vincolo di servizio essenziale, garantendo una pianificazione centralizzata del turnover, della formazione tecnica e della sicurezza sugli impianti.
Ottimizzazione quartoraria al minor costo
Senza la necessità di massimizzare i profitti dei singoli impianti, il dispacciamento ogni 15 minuti cambierebbe radicalmente logica.
- Ordine di merito basato sul costo reale. L’algoritmo centrale attiverebbe gli impianti in base al puro costo operativo marginale. Rinnovabili e idroelettrico ad acqua fluente avrebbero priorità assoluta in quanto a costo operativo quasi nullo, seguiti dai bacini idroelettrici e dalle centrali termoelettriche più efficienti.
- Uso strategico degli accumuli. Le dighe di pompaggio e i grandi sistemi di batterie verrebbero gestiti non per fare arbitraggio finanziario (comprare a basso prezzo e vendere a prezzo alto), ma esclusivamente per appiattire la curva di carico e minimizzare l’accensione delle centrali a gas nelle fasce quartorarie di picco.
- Tariffa unica nazionale: Il risparmio derivante dall’assenza di extraprofitti verrebbe trasferito direttamente in bolletta a famiglie e imprese sotto forma di tariffa regolata al costo medio ponderato di produzione.
I nodi da sciogliere
1. Oneri finanziari per il riacquisto
Secondo i dati statistici di Terna, il parco di generazione italiano supera i 145 GW di potenza lorda installata. Escludendo il fotovoltaico residenziale, il mini eolico, i piccoli impianti commerciali e il mini idroelettrico sotto la soglia di 1 MW, il saldo da riacquistare ammonterebbe a circa 106 GW.
Ipotizzando un indennizzo basato sul valore contabile residuo, la spesa complessiva potrebbe ragionevolmente ripartirsi come segue:
| Tecnologia (> 1 MW) | Potenza stimata (GW) | Valore medio indennizzo (Mln€/MW) | Costo totale stimato (Mld€) |
| Termoelettrico (cicli combinati e cogenerazione) | 50,0 | 0,45 | 22,50 |
| Idroelettrico (grandi dighe e pompaggi) | 17,5 | 1,50 | 26,25 |
| Fotovoltaico utility-scale | 19,0 | 0,65 | 12,35 |
| Eolico (onshore) | 13,5 | 0,85 | 11,48 |
| Geotermico e Bioenergie | 4,0 | 1,20 | 4,80 |
| Accumuli utility-scale (grandi batterie) | 2,0 | 0,50 | 1,00 |
| Totale da rinazionalizzare | 106,0 | — | 78,38 |
Per sostenere l’operazione senza gravare sul deficit corrente, lo Stato potrebbe adottare uno schema di ammortamento trentennale tramite l’emissione di titoli dedicati (ad esempio, chiamandoli “BTP Energia”) rimborsati direttamente attraverso una componente fissa in bolletta.
- Rata annuale di ammortamento. Con un tasso di interesse medio compreso tra il 3,5% e il 4,5%, l’onere annuo per lo Stato oscillerebbe tra 4,26 e 4,81 miliardi di euro per 30 anni.
- Incidenza sul costo dell’energia. Ripartendo questa rata sul fabbisogno elettrico nazionale (circa 310 TWh annui), il costo del riacquisto peserebbe per circa 13,7 – 15,5 €/MWh e sarebbe destinato a ridursi al crescere dell’elettrificazione dei consumi.
- Sostenibilità economica. Considerando che il Prezzo Unico Nazionale (PUN) sul mercato libero ha registrato medie mensili di 207,54 e 230,82 €/MWh rispettivamente a settembre e a ottobre di quest’anno, e che a novembre viaggiamo intorno ai 270 €/MWh, l’aggiunta di 15 €/MWh di ammortamento resterebbe ampiamente al di sotto degli extraprofitti e alle rendite infra-marginali che verrebbero definitivamente eliminati.
2. Il nodo Ue e la gestione delle interfacce transfrontaliere
Dal punto di vista strettamente tecnico e informatico, mantenere invariate le interfacce ai confini è del tutto possibile: il gestore di rete Terna continuerebbe a operare all’interno della rete europea ENTSO-E e delle piattaforme di market coupling quartorario, ma cambierebbe radicalmente la strategia di offerta dell’operatore unico italiano:
- Sostituzione dell’arbitraggio con il bilanciamento fisico. Oggi gli operatori privati importano ed esportano energia per lucrare sulle differenze di prezzo tra l’Italia e i Paesi confinanti (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia). Nel nuovo scenario, l’Ente Pubblico di Produzione presenterebbe offerte di acquisto sull’estero solo quando la capacità nazionale disponibile non dovesse essere sufficiente a coprire la curva di carico quartoraria.
- Gestione degli eccessi di produzione da fonte rinnovabile. In caso di eccesso di produzione da fonte rinnovabile, come ad esempio si ha nelle ore centrali delle giornate estive, l’Ente potrebbe offrire l’energia in eccesso sulle interconnessioni estere a costo marginale relativamente basso per evitare il taglio della produzione, il cosiddetto “curtailment” che oggi ai privati viene remunerato “come se” l’impianto producesse energia e la immettesse in rete (un altro meccanismo perverso, questo sì che spezza un tabù millenario: ricevere denaro senza offrire in cambio alcun bene o servizio!).
- Aspetti normativi con l’Ue. Sebbene i flussi fisici restino trasparenti, la soppressione del mercato all’ingrosso interno violerebbe le direttive europee sul mercato interno dell’energia (Direttiva Ue 2019/944). Per evitare sanzioni, l’Italia dovrebbe qualificare l’intera generazione elettrica come Servizio di Interesse Economico Generale (SIEG) ai sensi dell’articolo 106 del Trattato sul Funzionamento dell’Ue, dimostrando che la conformazione geografica della penisola rende il libero mercato, così come attualmente concepito, strutturalmente fallimentare per i consumatori.
3. Gestione dei piccoli impianti inferiori a 1 MW: il modello pre-1999
Escludere dal riacquisto i circa 40 GW di impianti di potenza nominale inferiore a 1 MW, essenzialmente fotovoltaico residenziale e mini-eolico, eviterebbe allo Stato la gestione di milioni di micro-impianti e preverrebbe eventuali contenziosi con i cittadini.
Per integrare questi impianti nel nuovo assetto pubblico, nihil sub sole novi: si potrebbe ad esempio ripristinare l’impianto giuridico della Legge 9 gennaio 1991, n. 9 e della celebre Delibera CIP 6/92, validi prima del famigerato Decreto Bersani sulle liberalizzazioni. In buona sostanza:
- Regime di autoproduzione diretta. I privati e le piccole imprese resterebbero proprietari degli impianti e consumerebbero istantaneamente l’energia prodotta per il proprio fabbisogno, riducendo a monte la domanda quartoraria che lo Stato dovrebbe soddisfare.
- Ritiro obbligatorio a tariffa regolata. L’Ente Pubblico nazionale fungerebbe da acquirente unico obbligatorio per tutta l’energia immessa in rete dai piccoli impianti. Invece di pagarla al prezzo variabile di borsa, la remunera con una tariffa fissa stabilita dall’autorità di regolazione (modello CIP 6), calcolata sui costi evitati di combustibile e di investimento.
- Consorzi e imprese elettriche minori. Le storiche aziende municipalizzate e le moderne Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) potrebbero continuare a operare in deroga al monopolio, a patto che l’energia prodotta venga consumata all’interno del perimetro comunale o ceduta allo Stato al puro costo di produzione regolato.
L’abolizione dell’ETS elettrico, la “tassa occulta” sulle bollette
C’è un ulteriore macigno che pesa sulle fatture di famiglie e imprese e che solo uno Stato proprietario della generazione potrebbe disinnescare alla radice: il sistema europeo EU ETS, il mercato delle quote di emissione di CO₂. Oggi, chi produce elettricità bruciando combustibili fossili deve acquistare sul mercato finanziario un “permesso di emissione” che viaggia stabilmente intorno agli 85-90 euro per tonnellata di CO₂ emessa.
Questo costo non resta a carico delle aziende energetiche ma viene scaricato interamente sul prezzo all’ingrosso dell’energia, aggiungendo decine di euro a ogni megawattora, in ragione di circa 30 €/MWh per la produzione a gas e addirittura 85 €/MWh per quella a carbone.
In uno scenario di rinazionalizzazione, l’Italia dovrebbe negoziare con Bruxelles la sospensione o l’abolizione dell’ETS per il settore elettrico nazionale. Eliminarla significherebbe abbattere istantaneamente il costo di produzione delle centrali termoelettriche e togliere la generazione elettrica dalle mani della finanza speculativa sui titoli ambientali.
Una cura strutturale: i conti del nuovo sistema
Il recente decreto che fissa a 58,9 €/MWh il tetto sul gas per le centrali elettriche dimostra che il governo ha riconosciuto il fallimento del mercato libero e del meccanismo del prezzo marginale ma ha scelto di curarlo con un’”aspirina” molto costosa e poco efficace.
Innanzitutto perché quel “tetto” dura solo 18 mesi, lascia intatta la rendita delle rinnovabili pagate ai prezzi quartorari altissimi di chiusura delle aste e costringe lo Stato a rimborsare ai produttori privati la differenza rispetto alle quotazioni internazionali, scaricando comunque il conto sempre in bolletta su una nuova voce della famiglia dei famigerati “oneri di sistema”.
In buona sostanza, il governo sta scommettendo sulla forte non linearità della formazione del prezzo marginale, sperando che i benefici indotti siano superiori agli oneri legati al rimborso del prezzo del gas rispetto al tetto. In pratica, simulazioni realistiche parlano di un beneficio a famiglia nell’ordine dei 10-20 euro l’anno. Bruscolini.
Con la rinazionalizzazione, invece, i soldi pubblici servirebbero a comprare le centrali, non a sussidiarle. Anche prendendo come riferimento il prezzo del gas a 59 €/MWh, nel sistema attuale, considerando l’efficienza termodinamica degli impianti e la tassa europea ETS, il prezzo all’ingrosso viaggia intorno ai 145-150 €/MWh, cui va aggiunto il costo dei rimborsi statali.
Passando al costo medio ponderato senza ETS, le rinnovabili peserebbero per meno di 20 euro e il gas scenderebbe a 114: aggiungendo i 14,5 euro della rata trentennale per riscattare gli impianti, la tariffa finale si fermerebbe intorno agli 80 €/MWh. Un taglio netto di quasi il 50%, strutturale e definitivo.
L’innovazione senza l’ansia della trimestrale: dal nucleare alle reti del futuro
C’è un limite strutturale del mercato privato che raramente viene raccontato: le aziende quotate in borsa sono costrette a ragionare sull’orizzonte della prossima trimestrale. Quando si tratta di tecnologie energetiche complesse che richiedono capitali enormi oggi per dare frutti tra quindici o vent’anni, il capitale privato frena, chiede sussidi pubblici o pretende rendimenti altissimi che finiscono per gonfiare le bollette.
Invece, un’azienda pubblica di generazione libera dall’assillo di distribuire dividendi agli azionisti può tornare a fare ciò che l’industria di Stato italiana ha saputo fare nei suoi momenti migliori: investire nell’innovazione tecnologica con un orizzonte di medio/lungo periodo.
L’esempio più evidente è il nucleare di nuova generazione. Dopo la riapertura legislativa al nucleare sostenibile, l’Italia guarda con interesse ai piccoli reattori modulari (SMR) per dotarsi finalmente anch’essa di una fonte continua, programmabile e a basso costo di generazione.
L’evoluzione del nucleare negli altri Paesi insegna che nessun programma nucleare al mondo è mai nato senza una regia statale diretta. Solo lo Stato, finanziandosi a tassi sovrani e pianificando su un orizzonte temporale di 30-40 anni, può assumersi l’onere di costruire una flotta di reattori nazionali senza scaricare i rischi finanziari sulle tariffe.
Ma la libertà dal profitto immediato permetterebbe di sbloccare anche altri cantieri strategici oggi frenati dalla scarsa redditività a breve termine:
- Grandi accumuli idroelettrici e batterie di rete: infrastrutture indispensabili per immagazzinare i picchi di energia prodotti dalle fonti intermittenti che oggi i privati costruiscono col contagocce perché dipendono dalle oscillazioni dei prezzi di mercato, e lo fanno solo per lucrare il più possibile su di esse.
- Vettori energetici e combustibili sintetici: tecnologie ancora costose per il mercato libero ma decisive anch’esse per immagazzinare i picchi di produzione eolica e fotovoltaica e che, seppur con bassissimi rendimenti energetici e con le problematiche ad essi associate, possono garantire riserve strategiche stagionali di combustibili per migliorare la sicurezza energetica e ridurre la dipendenza dalle importazioni estere. Ad esempio, l’idrogeno, il metano sintetico, gli e-fuel e, in minor misura, i bio-carburanti.
- Ricerche sui materiali e sulle reti intelligenti: un grande polo pubblico dell’energia tornerebbe a essere un motore di ricerca applicata per le università e l’indotto manifatturiero italiano, trasformando il Paese da semplice acquirente di tecnologie estere a produttore di brevetti e impianti, come è stato peraltro con l’Enel pubblica che abbiamo conosciuto per 36 anni, dal 1963 al 1999.
Una questione di sovranità, non di nostalgia
Alla fine, la domanda iniziale torna sul tavolo con una forza diversa: rinazionalizzare la produzione elettrica sarebbe davvero un’eresia? O la vera eresia economica è continuare ad affidare i gangli nevralgici del Paese alle logiche speculative di una borsa che bada solo al profitto per pochi?
Le crisi geopolitiche degli ultimi anni ci hanno insegnato una lezione brutale che avevamo dimenticato nell’euforia delle privatizzazioni: l’energia non è una merce qualunque, è l’infrastruttura invisibile su cui poggiano gli ospedali, le fabbriche, i trasporti, la transizione digitale e la tenuta sociale di una nazione: senza energia abbondante, sicura e a basso costo non esiste politica industriale e non esiste sovranità.
Riportare le centrali sotto il controllo pubblico non significherebbe tornare indietro ma dotare l’Italia di uno strumento moderno per governare il futuro. Uno Stato capace di programmare gli investimenti, di proteggere famiglie e imprese dalle tempeste finanziarie e di trattare l’energia per quello che è sempre stata: non terreno di caccia per i profitti ma il primo pilastro della sicurezza nazionale.
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