Quando il decreto bollette è stato pubblicato, mancava un pezzo fondamentale: la Relazione Tecnica. Oggi è circolata una versione (in allegato a coda dell'articolo, ndr) che non reca ancora il bollino della Ragioneria generale dello Stato ma permette già di fare alcune considerazioni. Spoiler: servono parecchi atti di fede.

L'uscita dal Conto Energia: tra manovra elettorale e scommesse sulle adesioni

La prima cosa che viene in evidenza è che la misura dell’adesione volontaria dei produttori rinnovabili alla riduzione dell’incentivo (art. 2, commi 1-3) costa ben più di quello che rende, anche ipotizzando un’adesione limitata al 30% degli oltre 50.000 impianti incentivati (con più di 20 kW ciascuno, per un totale di oltre 13 GW).  Infatti, a fronte di un risparmio immediato stimato (con certe assunzioni di dettaglio) pari 146 milioni nel 2026 e 292 nel 2027, il costo futuro a partire dal 2029 per effetto delle estensioni delle convenzioni di tre o sei mesi oltre la scadenza naturale delle incentivazioni è di ben 485 milioni cumulati.

Ma è l’altra misura, quella dell’uscita definitiva dall’incentivo fisso, con rifacimento dell’impianto (art. 2, comma 4) a destare più perplessità per le assunzioni alla base dei calcoli. Il governo assume infatti l’ipotesi della “saturazione totale del contingente dei 10 GW": un'ipotesi audace, che richiede che non solo che decine di migliaia di operatori aderiscano volontariamente, ma anche che tutti rispettino i vincoli stringenti (moduli EU, raddoppio producibilità) e i tempi di realizzazione molto severi.

Anche in questo caso i costi eccedono il risparmio netto cumulato, ma almeno ci sarebbe nuova potenza rinnovabile in campo. La Relazione tecnica dell’art. 2 co.4 manca però dell’evidenza separata dei costi e dei benefici, e per ogni anno fornisce solo il valore netto. Rispetto ai primi anni in cui si sente il beneficio dell’uscita dagli incentivi, dal 2032 questo valore cambia segno e inizia diventare un costo per effetto delle rate da riconoscere a chi è uscito dagli incentivi, per pagare a rate il residuo (ridotto in base alla procedura competitiva prevista, base d’asta 90%, al ribasso): stiamo parlando di 1,3 miliardi all'anno dal 2033 al 2037. Su chi andranno questi oneri? Sugli stessi soggetti che nei primi anni si avvantaggiano dei benefici, ovvero le utenze non domestiche e non energivore stando al comma 8, o su tutti i clienti? Nel primo caso sarebbe una beffa. Il DL non è chiaro, toccherà ad ARERA (tra diversi anni) sciogliere il rebus.

IRAP sulle imprese del settore energia: e i prezzi al dettaglio?

Il decreto introduce un aumento di 2 punti percentuali dell'aliquota IRAP per il comparto energetico (estrazione e raffinazione di petrolio, produzione/trasmissione/distribuzione di elettricità e gas) per i periodi d'imposta 2026-2027. La Relazione Tecnica stima gettiti aggiuntivi di 431,5 milioni nel 2026 e 507,6 milioni nel 2027; gli effetti di cassa partono subito dal 2026 grazie al sistema degli acconti.

Questo gettito viene destinato alla riduzione della componente Asos (oneri generali per il supporto alle rinnovabili) per le utenze non domestiche non energivore, quelle più tartassate oggi dalle modalità applicative degli oneri generali (vd tabella fonte ARERA). Si tratta in astratto di un trasferimento fiscale dal settore energetico ai settori produttivi (imprese manifatturiere, commercio e servizi ma anche pubblica amministrazione, agricoltura, terzo settore: c’è veramente tutto nelle utenze non domestiche, non essendo stata applicata la soglia inizialmente prevista dei 16,5 kW di potenza disponibile), con un beneficio stimato di 3,5 €/MWh nel 2026 e 4 €/MWh nel 2027, assumendo una base di domanda di 125 TWh.

In tema di tasse valgono sempre le parole icastiche di Maffeo Pantaleoni (economista della scuola del laissez-faire, poi senatore del Regno durante il fascismo) ricordate da Carlo Stagnaro sul Foglio; ma occorre anche chiedersi se le imprese energetiche attive nella vendita non cercheranno di scaricare la nuova imposizione fiscale a valle, sui prezzi al dettaglio. E se quelle attive nei servizi regolati di trasmissione e distribuzione non pretenderanno il riconoscimento del mutamento del quadro normativo nella copertura dei costi riconosciuti dalle tariffe di rete. Insomma, una partita di giro? E dire che la strada indicata doveva essere quella di trasferire gli oneri generali dalle bollette alla fiscalità generale. Qui invece sembra che si trasferisca la fiscalità generale agli oneri generali... per poi rischiare di vedere le bollette alzarsi per il tentativo delle imprese di recuperare la maggiore imposizione fiscale. Un bel paradosso.

PPA con garanzia GSE/SACE: qualcosa non torna

Il meccanismo di promozione dei PPA (Art. 4) che si regge su garanzie GSE/SACE e su un meccanismo di "premialità" per incentivare l'adesione (15% della differenza tra prezzo spot medio e prezzo PPA) è un po’ troppo complesso per essere trattato qui, ma è interessante perché tra le ipotesi assunte occhieggia un “prezzo medio di mercato pari a 100 euro (al MWh, ndr) (a fronte di un prezzo del PPA di 40 euro/MWh): il che fa sorgere due domande: ma il prezzo medio del mercato non dovrebbe abbassarsi per effetto delle misure di questo DL (in particolare art.6 sul meccanismo ETS)? E – seconda domanda – ma se il produttore rinnovabile può aspettarsi un prezzo medio nelle ore diurne che non sarà pari a 100 euro, ma nemmeno molto lontano (c.d. capture price), perché dovrebbe stipulare il PPA a 40 euro? Oppure, se il capture price sarà molto più basso del prezzo di mercato, allora effettivamente il PPA a 40 euro/MWh conviene, ma significa che finalmente le rinnovabili sono riuscite ad affermarsi e le ore in cui il gas è marginale si sono ridotte: e allora le ipotesi fatte per altre misure (art. 6 e art. 10) verrebbero meno. A prima vista, insomma, ci sono dei dubbi di coerenza complessiva tra le diverse misure.

Bioenergie: un taglio sostenibile?

Sul fronte bioenergie (art. 5), la Relazione Tecnica è molto chiara sui risparmi attesi. A legislazione vigente, il costo derivante dai prezzi minimi garantiti PMG per biomasse/biogas e bioliquidi sarebbe veramente impattante (2,5 mld a regime dal 2029):

Con la riforma, il tendenziale di spesa si assesta intorno a 1,1 mld fino al 2029 e poi si riduce drasticamente, con risparmi dell’ordine di oltre 2 miliardi l’anno.

Il risparmio cumulato al 2030 è stimato in 5,2 miliardi, che salgono a 21,9 miliardi al 2037; tutti oneri Asos in meno, che quindi potranno compensare gli aumenti degli oneri a medio termine derivanti dall’art.2.

Questi numeri sono credibili, ma poggiano su un presupposto: che ARERA riesca a calibrare il numero di ore incentivate in modo da rispettare i budget senza provocare chiusure massive di impianti. È un esercizio di equilibrismo delicato.

Gas per le centrali: il cuore della scommessa

Gli articoli 6 e 10 (riduzione oneri gas per termoelettrici + servizio liquidità PSV-TTF) sono quelli su cui il governo punta di più. La Relazione Tecnica dedica loro un'analisi dettagliata.

Per gli oneri relativi al trasporto gas (art. 6, commi 2-3) il governo stima una riduzione del costo del gas per termoelettrici variabile tra 5 €/MWh (inverno) e 3 €/MWh (estate). Dice la relazione “tenuto conto della marginalità delle centrali termoelettriche nella formazione del prezzo elettrico” che si stima un effetto di riduzione di circa 8 euro/MWh (elettrici) per circa 250 TWh per un totale di riduzione del PUN di circa 2 miliardi l’anno. Per arrivare a questo valore, in effetti bisogna presumere una forte dominanza del gas come tecnologia marginale. Insomma, un quadro di fuel mix che non riesce a cambiare, nonostante tutto (compresi i nuovi PPA e il raddoppio della producibilità degli impianti già incentivati).

Funziona? Dipende da un'ipotesi critica: che le centrali trasferiscano integralmente i risparmi nelle offerte MGP. La relazione tecnica tende a darlo per scontato (il decreto prevede che "ARERA verifichi altresì che i rimborsi siano pienamente trasferiti"), ma come si verifica davvero? E se le centrali non lo fanno, chi paga? Le famiglie, via aumento delle bollette elettriche.

La misura più ambiziosa è quella su cui ci sono più dubbi

I numeri associati alla misura di rimborso ai produttori termoelettrici di pagamenti per le quote ETS sono enormi; la relazione tecnica stima un beneficio di 7 miliardi e mezzo l’anno, deduce una serie di costi e ottiene un beneficio netto di 3 miliardi l’anno, da ripartire su 250 TWh di domanda. Ma l'efficacia della misura è subordinata all'autorizzazione UE ai sensi delle norme fondamentali sugli aiuti di Stato (Art. 6, comma 6). Senza ok di Bruxelles, salta tutto. Ma anche con l'ok UE, resta il problema di fondo: si prova ad abbassare artificialmente i costi del "marginale" per ridurre i prezzi elettrici. Ma non sarebbe più sensato ridurre la dipendenza dal marginale, investendo massicciamente in rinnovabili e storage? Questa misura induce una enorme incertezza sul meccanismo. I commenti internazionali sono nel senso di una forte perdita di credibilità per l’Italia, che invece con iniziative come il MACSE si stava costruendo un’immagine di paese con una visione di lungo termine chiara e predicibile.

Comunque, c’è un aspetto della relazione tecnica che vale la pena di sottolineare. “Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica sulla base delle suddette ipotesi e assumendo un rimborso medio di 30 euro/MWh, su una produzione di 110 TWh, che già sconta il possibile aumento di produzione derivante dalla riduzione attesa delle importazioni nette, stima che il riconoscimento del rimborso gravi sugli utenti del sistema elettrico per un ammontare pari a circa 3.300 milioni per ciascun anno a partire dal 2027.” Ci sono due messaggi importanti qui. Il primo è che alla presunta riduzione del PUN (parte “libera” del prezzo) corrisponde un aumento (di minore entità, ma certo – se Bruxelles approva) della parte amministrata del prezzo finale. Questo vuol dire che la misura funziona solo se le imprese effettivamente si comportano in modo corretto sul mercato. ARERA dovrà vigilare, e certamente qui la nuova norma del primo comma rafforza (si veda oltre). Ma la seconda cosa è quella “riduzione attesa delle importazioni”. E se invece (sempre in caso di autorizzazione europea) si arrivasse all’inversione dei flussi e alle esportazioni? I prezzi tenderebbero a risalire per effetto della domanda estera. È quello che è successo in Spagna, un paese con molte meno interconnessioni dell’Italia, quando la Commissione, a fronte di prezzi molto più elevati, autorizzò una misura diversa ma per certi versi simile. Dalla relazione tecnica non si evince un’analisi di simulazione dei flussi import-export conseguenti alla misura. Vedremo, anche se resta il fatto che l’autorizzazione darebbe luogo a una ridda di richieste analoghe (pensiamo alla Polonia che è molto gravata da ETS per la produzione di energia elettrica dal carbone).

Un cenno alle sanzioni di ARERA

A commento della norma dell’art. 6 comma 1 che riguarda le condotte di trattenimento economico di capacità, la Relazione tecnica così si esprime: “Dall’azione regolatoria di ARERA e dal monitoraggio possono discendere solo effetti positivi per il sistema in termini di riduzione delle condotte di trattenimento economico per effetto delle più puntuali specifiche inerenti alla loro individuazione. Con un evidente impatto positivo in termini di riduzione dei prezzi sul mercato all’ingrosso.” Bene, un bell’incoraggiamento. Speriamo che la norma (che non può essere retroattiva, attenzione) risulti veramente di aiuto all’azione non tanto “regolatoria”, quanto piuttosto di enforcement, di ARERA, sui fatti del 2022, 23 e 24. E forse anche del 2025.

Vendita del gas stoccato

La vendita del gas stoccato è presentata come operazione a costo zero. I ricavi attesi dalla vendita del gas comprato da GSE (1 mld smc, incasso atteso 290 mln) e da Snam (1,1 mld smc, incasso atteso 319 mln), per un incasso totale previsto di 609 mln, vanno per 200 mln al servizio liquidità, per il resto (409 mln) alla riduzione degli oneri gas alle imprese. Ma c'è un problema concettuale: stiamo vendendo riserve strategiche, comperate a prezzo elevato in una condizione speciale in cui quello contava era la sicurezza energetica, per finanziare un intervento di mercato. Ma non è come vendere l'estintore per pagarsi l'assicurazione incendi? Se il prossimo inverno ci sarà una crisi gas, quelle riserve speciali non ci saranno più. Certo, c’è sempre la riserva strategica propriamente detta. Ma alla luce degli eventi degli ultimi 5 anni, è ancora un rischio ben calcolato, o è un azzardo?

Connessioni: i numeri dell'incertezza

L'articolo 7 (riforma connessioni) è una norma attesa da tempo che viene presentata dalla relazione tecnica come a costo zero: "i soggetti interessati provvedono con risorse disponibili a legislazione vigente".

Ma sappiamo che Terna dovrà gestire:

• Pubblicazione capacità massima addizionale (aggiornata trimestralmente)
• Procedure competitive per allocazione
• Gestione delle decadenze di migliaia di connessioni
• Pianificazione e autorizzazione interventi di rete

E i distributori dovranno fare altrettanto per le reti di distribuzione. È davvero credibile che tutto questo si faccia "a invarianza di risorse"?

La Relazione tecnica non offre dati sui volumi di pratiche attese o sui tempi di gestione, che sono tutti disponibili sul sito di Terna e sappiamo che sono preoccupanti. Questa delle connessioni è una delle riforme più importanti ed è solo un peccato che ci siano voluti mesi per vararla. Ora la parola è all’ARERA e a Terna.

Data center: i numeri delle richieste

Qui invece la Relazione tecnica offre dati preziosi:

• Richieste pendenti a Terna: 339 pratiche
• Potenza totale richiesta: 55,9 GW (!)
• Concentrazione: Lombardia (29,8 GW), Emilia-Romagna (2 GW), Lazio (4 GW)

Sono numeri impressionanti. 55,9 GW di data center equivalgono a metà della potenza installata termoelettrica italiana. Se anche solo una frazione di queste richieste si concretizzasse, l'impatto sul sistema elettrico sarebbe enorme. Abbiamo visto come è andata nel più importante mercato degli Stati Uniti (PJM) a fronte delle previsioni di domanda dei data center: il meccanismo dei pagamenti per la capacità ha fatto schizzare i prezzi alle stelle.

La Relazione tecnica sostiene che le amministrazioni ce la faranno con risorse esistenti ("con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili"). Ma 339 pratiche, con VIA dimezzata e procedimenti 10 mesi, richiedono una macchina amministrativa efficientissima. Speriamo che l'ottimismo del governo sia fondato.

In sintesi: molte ipotesi sono ottimistiche, alcuni rischi non sono considerati, e su pezzi importanti (connessioni, data center) lo sforzo attuativo è notevolissimo. Il sapore elettorale di alcune norme che intervengono per abbassare i costi a breve per alzarli significativamente dopo è evidente. Non tutto sembra tornare se si incrociano le diverse misure (e le loro giustificazioni) tra di loro.

Una Relazione tecnica è per definizione basata su ipotesi. Ma il punto è che la differenza tra successo e fallimento di questo decreto dipenderà da quanto quelle ipotesi si riveleranno realistiche e soprattutto coerenti.

Oltre che dalla fattibilità concreta: e qui occorre un’ultima parola sullo sforzo attuativo. Le norme che richiedono attuazione regolatoria sono numerose e ancora di più quelle che richiedono monitoraggio per prevenire comportamenti abusivi (ad esempio il “bonus volontario” dell’art. 1 co.2: come assicurarsi che i venditori non lo ricarichino sulle offerte degli altri clienti, e intanto ottengano “l’attestazione da utilizzare a fini commerciali”?). Per attuare prima e controllare poi l’esecuzione di questo decreto serve un’Autorità forte: forse la conversione in legge potrà essere una opportunità per intervenire con misure soprattutto sul lato enforcement, un aspetto finora un po’ trascurato dalle precedenti consiliature ma che il nuovo Collegio potrà prendere seriamente in mano. Buon lavoro.