Redistribuire i costi dell’energia o ridurli? Un’analisi del decreto Bollette

Dopo mesi di annunci e rinvii, il tanto atteso decreto energia è finalmente realtà (in allegato a coda dell’articolo, ndr). Sulla carta promette riduzioni delle bollette, distribuite tra famiglie a basso reddito e piccole e medie imprese. Ma i numeri non sono ancora disponibili: manca ancora la relazione tecnica approvata alla Ragioneria generale dello Stato. Tuttavia, dalla lettura delle norme emerge una scelta di fondo che vale la pena esplicitare: questo non è un decreto che riduce i costi del sistema energetico. È un decreto che li redistribuisce.

La distinzione non è banale. Ridurre i costi significa intervenire sulle cause: le rendite consolidate degli operatori, il peso degli oneri generali di sistema sulle bollette, l'inefficienza di alcuni meccanismi di supporto. Redistribuire significa spostare il peso da una categoria all'altra, da un vettore energetico all'altro, dal presente al futuro. Il governo ha scelto la seconda strada, evitando di toccare nodi strutturali complessi. Era l'unica via possibile? O semplicemente la più breve?

Va riconosciuto al governo il merito di aver abbandonato le misure più controverse, come la “cartolarizzazione degli oneri generali”, più volte fatta trapelare ma che avrebbe gonfiato il debito pubblico per una misura dal chiaro sapore elettorale: ti abbasso (tanto) la bolletta oggi e ti aumento (tanto) il debito futuro. Il pragmatismo sembra aver prevalso sull'ideologia (anche se alcune misure hanno ancora un forte sapore ideologico). Ma il pragmatismo ha un costo: rinviare le scelte difficili. E le scelte difficili, prima o poi, presentano il conto.

Il decreto si articola in quattro grandi operazioni di spostamento di oneri e risorse. Tutte tecnicamente sofisticate, tutte con effetti redistributivi marcati. In almeno un caso (il principale), effetti che però potrebbero anche non accadere mai.

Dal Conto energia alle rate decennali

La prima operazione riguarda gli impianti fotovoltaici che beneficiano dei vecchi meccanismi di incentivazione (quelli avviati tra il 2005 e il 2011), di potenza superiore a 20 kW. Questi impianti, ormai largamente ammortizzati, ricevono tuttora incentivi fissi e generosi per l’energia immessa in rete. Il decreto offre due soluzioni. Una prima soluzione è accettare una riduzione dell’incentivo per 18 mesi (secondo semestre 2026 e intero 2027), dell’ordine del 15% (o 30%) in cambio di un prolungamento della convenzione per tre (o sei) mesi oltre il periodo di esaurimento naturale. Si intuisce che se questa offerta (per la quale è fissata una scadenza a maggio 2026 per aderire) non fosse vantaggiosa per il produttore, gli converrebbe restare nello schema incentivante fino al suo esaurirsi; il che è come dire, guardato con gli occhi dei consumatori che pagano le bollette, che gli oneri in bolletta diminuiscono oggi, ma occorre pensare che domani ci sarà un esborso aggiuntivo (dopo le elezioni) per effetti dei prolungamenti concessi in cambio delle riduzioni immediate.

La seconda strada, per l’adesione alla quale la scadenza è più avanti (settembre 2026), è rivolta a chi vuole potenziare l’impianto e comporta la fuoriuscita dal sistema attuale di incentivazione a partire dal 1° gennaio 2028. Chi si impegna a rifare completamente l'impianto entro il 2030, raddoppiandone la producibilità e usando moduli made in Ue, riceverà un ammontare determinato con una procedura competitiva al ribasso, a partire dal 90% del valore attualizzato degli incentivi residui, che si dovrà svolgere nel 2027. Inoltre, gli assegnatari di questo meccanismo “ricevono a decorrere dal 2028, in rate costanti, in un arco temporale decennale, i corrispettivi rivalutati avendo a riferimento il costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura, e comunque non superiore al 6 per cento”.

Il lato positivo è evidente: si tagliano incentivi ormai maturi senza intaccare i bilanci degli operatori, e si stimola il revamping del parco fotovoltaico italiano. Tuttavia, difficile dire che l’uscita dagli incentivi corredata da nuovi generosi supporti alla generazione diffusa sia un’operazione economicamente conveniente per i consumatori finali: se lo fosse, probabilmente i produttori non aderirebbero. Non è gratis, è un costo nascosto da debito diluito nel tempo; al momento è difficile fare dei conti ma sicuramente il peso sulle bollette 2028-2037 si sentirà. E i vincoli stringenti sul rifacimento (moduli europei, raddoppio della producibilità) potrebbero generare contenziosi se i progetti non decolleranno come previsto. In linea di principio, ora che i moduli fotovoltaici hanno raggiunto prezzi di mercato che consentono un costo medio dell’energia prodotta su tutta la vita dell’impianto (Lcoe) piuttosto basso, e più basso del prezzo atteso di mercato, non ci dovrebbe essere più bisogno di supporti generosi come questo nemmeno per gli impianti di taglia piccola (il meccanismo si applica sopra i 20 kW per gli impianti che hanno usufruito dei “vecchi Conti energia”).

Un dettaglio: rispetto alle bozze circolate nei giorni scorsi, nella versione finale è saltata una limitazione del “beneficio” della riduzione (a breve) degli oneri generali alle utenze non domestiche con disponibile potenza superiore a 16,5 kW (cioè artigiani, piccole e medie imprese); ora sono comprese tutte le utenze non domestiche, quindi anche una pletora di microutenze a 3 e 6 kW per le quali l’energia elettrica incide probabilmente molto poco sul conto economico. Così facendo però il “beneficio” si distribuisce su una base di energia più ampia e quindi lo “sconto” che il decreto può offrire è più basso. Ancora una volta, la mancanza di Relazione tecnica non permette di fare conteggi, ma azzardiamo (guardando il volo degli uccelli come gli aruspici) che difficilmente potrà superare i 6-7 euro/MWh in media sulle utenze non domestiche (gli energivori sono esclusi dal “beneficio”).

La novità rispetto alle bozze è invece un finanziamento tramite un aumento dell’Irap per le imprese elettriche, non solo quelle di generazione ma anche di trasmissione e distribuzione e i trader. In totale, l’estrazione fiscale vale 1 miliardo di euro e va a finire nei conti di gestione degli oneri generali: quindi, una parte dei maggiori costi futuri è finanziata dalle imprese elettriche. Quando sarà disponibile la Relazione tecnica, si capirà quanta parte resta a carico dei consumatori. Intanto, le imprese elettriche subiscono un colpo che lascia pensare che nei prossimi giorni partiranno lobby potenti per emendamenti in sede di conversione.

Dal gas all'elettricità

La seconda operazione è forse la più ingegnosa, ma anche la più controversa. Il decreto prevede che le centrali termoelettriche non paghino più alcune componenti degli oneri di trasporto del gas naturale. Questi costi vengono rimborsati alle centrali, e la copertura avviene spostando l'onere sulle bollette elettriche. Inoltre, si ipotizza (subordinato all'autorizzazione della Commissione europea) un rimborso alle centrali pari al costo delle quote Ets che un impianto a ciclo combinato efficiente deve sostenere.

La logica è apparentemente ineccepibile: riducendo i costi della "tecnologia marginale" – cioè del gas, che fissa il prezzo nel sistema del prezzo marginale (su greenreport.it ne abbiamo parlato qui) – si abbassa il prezzo dell'elettricità in modo più che proporzionale, dato che il gas risulta marginale in una quota di ore ben superiore alla quota di energia prodotta con questa tecnologia. È una scommessa sul funzionamento del mercato elettrico all'ingrosso.

Ma qui emerge un paradosso: il sistema del prezzo marginale è da mesi oggetto di critiche, dopo che Arera ha pubblicato un’indagine che mette in luce possibili disfunzionamenti del mercato del giorno prima dovuto a potenziali comportamenti “manipolativi” degli operatori.^[1] Le verifiche sono ancora in corso, il nuovo Collegio di Arera si è insediato e ha promesso in Parlamento di “completare l’indagine”; per ora, i dubbi restano. Eppure, il decreto si affida proprio a questo meccanismo per presumere che gli operatori ridurranno le offerte se il costo si riduce. La scommessa funziona solo se le centrali a gas trasferiscono effettivamente i risparmi ottenuti nelle loro offerte sul mercato del giorno prima. Non esattamente quello che sembra dire l’indagine Arera. Tanto è vero che il decreto chiede ad Arera di verificarlo, ma come si controlla davvero che questo passaggio avvenga?

Inoltre, il rimborso delle quote Ets ai produttori avviene tramite la bolletta elettrica, alla voce oneri generali (gli stessi che l’art. 2 vuole ridurre nel breve termine, aumentandoli però nel medio termine come abbiamo visto). Gli oneri generali non sono equamente distribuiti tra le diverse categorie di utenza, e il tema viene lasciato all’Arera (“Il mancato gettito derivante dal rimborso di cui al presente comma viene coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica, secondo le modalità definite dall’Arera”) che dovrebbe applicare una aliquota flat senza distorsioni come quelle che ci sono per esempio tra Pmi e energivori nell’applicazione degli oneri generali.^[2]

È lecito chiedersi se questo gioco di trasferimenti, la cui “somma” è diversa a seconda di quale segmento di utenza si guarda e soprattutto a seconda dell’esito dell’altro gioco (“guardie e ladri”, chiamiamolo scherzosamente così) sul versante del controllo della manipolazione –sia davvero la soluzione migliore. E soprattutto: la riforma Ets richiede un approccio europeo.^[3] Soluzioni nazionali sono destinate a vita breve, ammesso che riescano mai a vedere la luce. Difficilmente la Commissione darà il via libera a una misura che sembra fatta apposta per innescare una “corsa a inseguimento” tra i diversi paesi dell’Unione che hanno problemi simili ai nostri, soprattutto nell’Europa centro-orientale. Una mini-valanga di “Ets-exit” non sarebbe sopportabile dalla Commissione, con tutta probabilità.

Dalle bioenergie h24 alle bioenergie flessibili

La terza operazione riguarda il comparto delle bioenergie: impianti a biogas, biomasse e bioliquidi che oggi beneficiano di prezzi minimi garantiti per ogni ora di produzione. Il decreto introduce un tetto di ore annue per cui questi prezzi sono riconosciuti. Se i costi complessivi rischiano di superare i budget definiti (700 milioni per i bioliquidi, 110 per il biogas, 469 per le biomasse nel 2026), Arera dovrà ridurre il numero di ore per tutti gli impianti.

Il razionale è economicamente solido: le bioenergie, essendo programmabili, devono diventare flessibili e offrire servizi al sistema quando servono, non produrre in continuo. È una logica di transizione da un sistema dominato da fonti fossili programmabili a uno dominato da rinnovabili intermittenti, dove serve flessibilità.

Ma la coerenza strategica complessiva appare dubbia. Mentre si tagliano drasticamente i supporti (effettivamente troppo generosi) alle bioenergie – che pure sono rinnovabili e programmabili – si tende a sviluppare la produzione di gas nazionale fossile con contratti di lungo termine. La domanda è: quale visione di sistema sottende queste scelte, passate e presenti?

C'è poi un rischio sociale non marginale. Molti impianti agricoli, specie quelli di piccola taglia, potrebbero non reggere il taglio delle ore incentivate. La conversione a biometano, obbligatoria per i biogas sopra i 300 kW, richiede investimenti che non tutti possono sostenere. Il rischio è di creare stranded assets, con ricadute occupazionali nelle aree rurali.

La velocità della transizione è sostenibile? O stiamo chiedendo troppo, troppo in fretta, a un settore che ha investito fidandosi di un quadro regolatorio che ora cambia?

Ppa e contrattazione lunga

La quarta operazione punta sulla contrattazione a lungo termine. Il decreto estende la "bacheca" nazionale per i contratti Ppa (Power purchase agreement) tra produttori rinnovabili e imprese di piccole e medie dimensioni, con garanzie pubbliche offerte da Gse e Sace fino a 250 milioni nel 2026. Acquirente Unico viene incaricato di aggregare la domanda per facilitare l'incontro con l'offerta. Gli impianti a fonti rinnovabili che non partecipano al mercato della capacità vengono obbligati a contrattualizzare la propria produzione con il Gse a prezzi amministrati.

Bisogna dire però che l’incertezza sulla vicenda Ets pesa come un macigno sui Ppa, visto che in genere questi contratti prevedono che gli oneri generali siano passanti. Casomai la Commissione europea dovesse dare l’autorizzazione, i Ppa già siglati risulterebbero danneggiati sia perché hanno usato stime che non potevano immaginare la manovra di sterilizzazione dell’Ets dal lato del costo dell’energia, sia perché si ritrovano l’aumento sul lato degli oneri.

Sul fronte del gas, si incentiva la produzione nazionale con semplificazioni procedurali (autorizzazioni in sei mesi, Via inclusa) e contratti di lungo termine a prezzo calmierato per le imprese energivore.

Il senso complessivo è chiaro: ridurre la volatilità dei prezzi, dare certezza agli investimenti, costruire un ponte tra domanda e offerta stabile. Sono obiettivi condivisibili. Ma i dubbi non mancano. I Ppa generano benefici privati – stabilità dei prezzi per chi li sottoscrive – ma i costi delle garanzie pubbliche sono collettivi. Quanti gigawatt verranno effettivamente contrattualizzati? E quanto pesa sul sistema il rischio assunto dallo Stato?

Sul gas nazionale, i numeri ridimensionano le aspettative. Si ipotizza un potenziale massimo di 600 milioni di metri cubi all'anno. Parliamo dell'1% circa del fabbisogno italiano. È un contributo simbolico, non una soluzione alla dipendenza energetica.

Sulla tempistica, poi, serve realismo. Sei mesi per l'intero iter autorizzativo, Via compresa, è un obiettivo ambizioso. Va bene porre asticelle alte, ma serve poi coerenza nell'attuazione. Altrimenti si rischia di creare aspettative destinate a essere deluse.

I nodi strutturali non affrontati

Al di là di queste operazioni redistributive, il decreto lascia irrisolti alcuni nodi strutturali che continuano a pesare sulle bollette degli italiani.

Il decreto prevede un contributo straordinario di 90 euro per chi è già titolare del bonus sociale, più un contributo volontario dei venditori per le famiglie con Isee fino a 25.000 euro. Quest'ultimo è facoltativo: i venditori "possono" riconoscerlo, non devono.

Studi dell'Osservatorio italiano sulla povertà energetica (Oipe) hanno evidenziato che spesso questo strumento non riesce a raggiungere le fasce più vulnerabili. Il meccanismo di targeting basato sull'Isee ha molte falle: chi vive in condizioni di povertà energetica non sempre ha un Isee basso, e viceversa.

Non si deve certo eliminare il bonus, ma occorrerebbe ripensarlo: questo suggerisce Oipe.^[4] Prima di potenziarlo con altre centinaia di milioni, sarebbe stato più sensato verificarne l'efficacia, correggere le storture, affinare il targeting. Il decreto invece procede per inerzia, aumentando le risorse su uno strumento che potrebbe non centrare il bersaglio.

Gli oneri generali: più di 10 miliardi all'anno

Gli oneri generali di sistema valgono nel complesso più di 10 miliardi all'anno. Dentro ci sono incentivi alle rinnovabili (componente largamente maggioritaria), ma anche agevolazioni alle imprese energivore (arrivate a quasi 2 miliardi secondo una recente comunicazione di Csea al Parlamento, che gravano in modo sproporzionato sulle Pmi), i bonus sociali al netto di quelli straordinari, gli sconti per gli usi ferroviari (non ne usufruiscono i treni di qualsiasi compagnia ferroviaria sui tratti di rete ad alta velocità), altri oneri impropri minori.

Esiste un'alternativa nota da tempo e per di più indicata dal Pnrr e dalla prima legge di bilancio Meloni-Giorgetti: trasferire progressivamente questi oneri sulla fiscalità generale, finanziando questo percorso, almeno per i primi step, con il gettito delle aste per le quote di CO2 che oggi però viene utilizzato in parte per ridurre il debito pubblico, in parte per un rivolo opaco di spese nominalmente ambientali. Perché non destinarlo strutturalmente al finanziamento (almeno in parte) della progressiva fiscalizzazione degli oneri generali?

Sarebbe infatti più equo e trasparente finanziarli attraverso la fiscalità generale, che è progressiva e tiene conto della capacità contributiva. Le spese per l’energia sono infatti essenziali; nascondere una tassa nella bolletta incide di più su chi ha meno reddito, quindi ha una funzione regressiva.

Il decreto non affronta questa questione, se non finanziando con l’Irap sulle imprese elettriche parte della manovra sugli oneri delle rinnovabili. Per il resto, continua con interventi spot: anticipa, sposta, spalma su 10 anni gli interessi fino al 6%.

Il tabù intoccabile delle concessioni di distribuzione

Sul fronte della distribuzione, la Regulatory asset base (Rab) degli operatori attende un altro decreto, questa volta di natura ministeriale, per incorporare i cosiddetti oneri di rimodulazione della durata delle concessioni di distribuzione, in attuazione di una norma (a dir poco inguardabile) introdotta dalla legge di bilancio 2025.

Il decreto non tocca questo tema: nessuna revisione dei meccanismi di revisione della durata delle concessioni della distribuzione. È uno dei tabù intoccabile della politica energetica italiana. Eppure, tutti sanno che si tratta di norme contrarie ai principi generali e probabilmente anche alle norme europee in tema di concessioni.^[5]

La scelta del governo è stata evitare questo scontro. Ai distributori viene inflitta solo una misura di natura finanziaria, anticipando i pagamenti degli oneri generali alla Csea; ma la “mini-riforma” delle gare per le concessioni di distribuzione non viene intaccata (per ora, bisogna dire, non è stata nemmeno attuata). È vero che l’attività di distribuzione è inclusa (come la trasmissione) tra quelle a cui si applica l’aumento “selettivo” dell’Irap; ma per effetto di una norma della legge 481/1995 le imprese di rete si aspettano che gli effetti dei “mutamenti del quadro normativo” siano riconosciuti in tariffa. Anche su questo ci si può aspettare una certa battaglia tra imprese e regolatore che potrebbe sfociare in un lungo bel contenzioso.

Connessioni: un'opportunità con difficoltà attuative e rischi di contenziosi

Sul fronte delle connessioni alla rete, il decreto introduce un meccanismo di overbooking controllato. Terna potrà rilasciare soluzioni di connessione in eccesso rispetto alla capacità disponibile, allocandole poi tramite procedure competitive. È un tentativo di sbloccare le code mostruose che paralizzano lo sviluppo delle rinnovabili.

È sicuramente l’aspetto migliore del decreto: superare il first in, first out. Oggi ci sono centinaia di migliaia di richieste di connessione in attesa, molte speculative. Il meccanismo delle aste potrebbe favorire progetti seri e penalizzare quelli solo “sulla carta”.

Il rischio reale è nei dettagli attuativi. È un terreno fertile per contenziosi. Arera ha 180 giorni per definire le regole operative. Sarà un passaggio decisivo. Se le regole saranno chiare, eque e gestibili, il meccanismo può funzionare. Se saranno ambigue o troppo complesse, si rischia di rallentare invece di accelerare.

La riflessione da fare è questa: l'idea è sensata, l'esecuzione sarà tutto. E l'esecuzione dipende dalla capacità di Arera di scrivere una regolazione trasparente e dalla capacità di Terna di gestire procedure competitive in modo davvero non discriminatorio.

Tra pragmatismo e visione

Il decreto energia non è il disastro annunciato da alcuni, ma nemmeno la rivoluzione promessa da altri (il Governo). È un esercizio di pragmatismo nei vincoli: nessun aumento del debito pubblico, nessuno spalma-incentivi generalizzato, nessuna misura che potesse essere bocciata dalla Corte costituzionale; per quanto riguarda la Commissione europea, la misura sull’Ets è soggetta alla sua approvazione (quindi, forse non vedrà mai la luce) e un’altra misura molto complessa sul lato del gas all’ingrosso, il c.d. “servizio di liquidità” sul Punto virtuale di scambio (Psv)  che tende a ridurre il differenziale con il prezzo del gas all’hub di Amsterdam, potrebbe far arricciare il naso a Bruxelles, ma la questione è complicata dalla presenza di un paese non-Ue (la Svizzera).

Ma il pragmatismo ha un prezzo: evitare le scelte strutturali, quelle che richiedono coraggio politico e disponibilità al conflitto con interessi consolidati. Redistribuire gli oneri tra categorie era la strada più breve. Ridurli alla fonte – toccando le rendite, ripensando la struttura degli oneri generali, riformando il bonus sociale, affrontando il nodo della remunerazione delle reti – era quella più lunga, ma anche più giusta.

Il governo ha scelto la prima, seppure mostrando un certo coraggio intervenendo nella tassazione delle imprese che hanno fatto ampi margini. Nei prossimi mesi vedremo se basterà. O se tra qualche anno, quando arriveranno le rate della misura che incentiva l'uscita dal Conto energia e i nodi irrisolti torneranno a galla, qualcuno forse dovrà ammettere che l’incisione fiscale non era sufficiente a coprire i costi, che dopo le elezioni l’effetto “ottico” della riduzione a breve termine lascia il posto a un aumento visibile, e che redistribuire non è ridurre.

^[1] Per chi vuole approfondire: Carlo Cambini e Luca Lo Schiavo, Un’indagine complicata, da spiegare bene. Mercato Concorrenza Regole, n. 3/2025 https://www.rivisteweb.it/doi/10.1434/119330

^[2] Per chi vuole approfondire: Carlo Stagnaro e Luca Lo Schiavo, Perché le pmi sono le più penalizzate dai prezzi gonfiati delle bollette, Il Foglio, 30 luglio 2025, https://www.ilfoglio.it/economia/2025/07/30/news/perche-le-pmi-sono-le-piu-penalizzate-dai-prezzi-gonfiati-delle-bollette-7967263/

^[3] Per chi vuole approfondire: Carlo Stagnaro e Luca Lo Schiavo, Come tagliare la bolletta energetica: cinque riforme nazionali e una europea, IBL Briefing Paper, 209, 24 novembre 2025 https://www.brunoleoni.it/wp-content/uploads/2025/11/IBL_BP_209-Prezzi_Electr.pdf

^[4] Alcune riflessioni sul rapporto OIPE: Luca Lo Schiavo, Bonus o assegno sociale per l’energia: un sistema da pensare bene, Quotidiano energia, 19 dic.25, www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/526723

^[5] Per chi vuole approfondire: Luca Lo Schiavo, Concessioni distribuzioni: proroga o investimenti straordinari? Energia, n. 3/2025, pp. 56-65 (una sintesi qui: https://www.rivistaenergia.it/2025/10/lo-schiavo-criticita-proroga-concessioni-distribuzione-elettrica/)