Le vere cause del caro energia e le strade per uscirne

Ne parlano: Gianluca Benamati, Gilberto Dialuce, Davide Chiaroni, Walter Da Riz, Fausto Cosi e Vito de Ceglia.

Il 17 aprile scorso Homina ha promosso un webinar che ha messo attorno allo stesso tavolo Gianluca Benamati, esperto di politiche energetiche e industriali e già parlamentare per tre legislature, Gilberto Dialuce, presidente del Comitato ETS2 e già presidente di ENEA, Davide Chiaroni, professore al Politecnico di Milano e vicedirettore dell'Energy & Strategy Group, Walter Da Riz, direttore generale di Assovetro, e Fausto Cosi, amministratore delegato di Irplast. Il confronto, moderato dal giornalista di Repubblica Affari & Finanza Vito De Ceglia, aveva al centro un tema che si tende a semplificare troppo nel dibattito pubblico: perché l'energia in Italia costa strutturalmente di più che negli altri grandi Paesi europei, e cosa si può fare.

Un divario che dura da vent'anni

Il punto di partenza è un dato che, da solo, dovrebbe far riflettere: dal 2004 a oggi, l'Italia non ha mai smesso di pagare l'energia elettrica più cara dei suoi principali concorrenti europei. Nel 2024 il differenziale rispetto alla Germania era attorno al 40%, rispetto alla Francia quasi al 90%, rispetto alla Spagna intorno al 70%.

Non è una conseguenza della guerra in Ucraina, né delle tensioni nello Stretto di Hormuz. È un problema strutturale, che affonda le radici nel mix energetico nazionale e nel meccanismo con cui si forma il prezzo dell'elettricità sui mercati europei. Il sistema del "prezzo marginale" fa sì che sia l'ultima tecnologia a entrare nel mercato — in Italia quasi sempre il gas — a fissare il prezzo per tutti, rinnovabili incluse. Finché il gas resta la fonte di chiusura del sistema, il prezzo dell'elettricità italiana rimarrà esposto alla sua volatilità.

Francia e Spagna, pur con mix molto diversi tra loro, hanno in comune una caratteristica: dispongono di fonti programmabili a basso costo — il nucleare nel caso francese, una quota significativa di eolico e nucleare in quello spagnolo — che stabilizzano il mercato e abbassano il prezzo marginale.

Le rinnovabili crescono, ma non abbastanza

Nel 2024 le fonti rinnovabili hanno coperto circa il 41% della domanda elettrica italiana. È un risultato rilevante, ma insufficiente rispetto agli obiettivi del PNIEC, che richiederebbe di arrivare a 130 GW installati entro il 2030 con un ritmo di circa 10 GW l'anno. Il ritmo effettivo si è attestato tra i 5 e i 7 GW, con un ulteriore rallentamento nel 2025 e nei primi mesi del 2026.

I motivi, secondo i relatori, sono essenzialmente due. Il primo è l'incertezza normativa sul meccanismo di incentivazione FER X, ancora in versione transitoria con un'approvazione europea non attesa prima della fine del 2026: ogni stop-and-go normativo genera storicamente un blocco di 12-14 mesi sulle installazioni. Il secondo è il sistema delle aree idonee, pensato originariamente per accelerare le autorizzazioni nelle zone prioritarie e diventato invece, nella sua applicazione concreta, uno strumento che di fatto blocca tutto ciò che non è esplicitamente in lista.

L'industria è al limite

Le voci degli imprenditori presenti al webinar hanno portato la discussione fuori dalla dimensione astratta delle politiche energetiche e dentro i bilanci delle imprese.

Il settore del vetro — a ciclo continuo, con l'energia che pesa oltre il 25% del fatturato — ha visto chiudere in Europa, nell'ultimo anno e mezzo, ventinove impianti. Una perdita di capacità produttiva paragonabile, ha detto Walter Da Riz, direttore generale di Assovetro, all'intera industria del vetro italiana. In Italia per ora i siti sono rimasti aperti, ma la pressione è concreta.

Nel settore del packaging plastico il quadro è simile: costo dell'energia a doppia cifra sul fatturato, materie prime volatili per le stesse ragioni geopolitiche che muovono il prezzo del gas, e un'instabilità normativa — la misura Transizione 5.0 è stata modificata tre o quattro volte durante la sua attuazione — che rende difficile pianificare investimenti anche quando le risorse ci sarebbero.

Le strade percorribili

Il webinar non si è chiuso con un elenco di lamentele, ma con alcune indicazioni concrete. Nel breve periodo: accelerare le installazioni rinnovabili rimuovendo i colli di bottiglia autorizzativi, estendere i contratti PPA anche alle PMI, rivedere il meccanismo di trasferimento dei costi ETS sul prezzo dell'elettricità, preparare misure di contenimento del gas in vista del prossimo inverno.

Nel lungo periodo il nodo è più difficile da sciogliere: senza fonti programmabili a basso costo che stabilizzino il mercato, le rinnovabili da sole non chiuderanno il gap competitivo italiano. Ed è qui che entra il nucleare.

Il nucleare: non domani, ma bisogna decidere ora

La posizione emersa dal confronto è stata netta e, per molti versi, controcorrente rispetto a certa comunicazione pubblica sul tema. Gli Small Modular Reactor (SMR) non sono una soluzione per il breve periodo: un impatto significativo sul mix elettrico italiano è realistico nell'orizzonte 2040-2050. Ma proprio per questo le decisioni vanno prese ora: quadro normativo, processi autorizzativi, filiera industriale — tutto richiede anni. Posticipare significa perdere la finestra utile.

Il nucleare, nella prospettiva dei relatori, non è un'alternativa alle rinnovabili ma un complemento necessario: per stabilizzare il mercato, contenere i prezzi nel lungo periodo e mantenere una filiera tecnologica italiana che — nelle competenze da fusione e fissione — esiste ancora e vale la pena non disperdere.

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