Attualità
Transizione o distorsione? Energia cara, rinnovabili opache e fallimenti strategici italiani – Transition or distortion? Expensive energy, opaque renewables, and Italian strategic failures
Transizione o distorsione? Energia cara, rinnovabili opache e fallimenti strategici italiani
di Marco Andreozzi
Nel volgere di poco più di due decenni, il sistema energetico italiano ha conosciuto una trasformazione che, da iniziale allineamento con la media europea, lo ha condotto a una condizione di strutturale svantaggio. Se alla fine degli anni Novanta il costo dell’energia in Italia risultava sostanzialmente in linea con quello degli altri Paesi dell’Unione, oggi esso si colloca stabilmente tra i più elevati, con ripercussioni significative tanto sul tessuto produttivo quanto sui bilanci delle famiglie. In tale traiettoria, un ruolo centrale è stato ricoperto dai grandi gruppi a partecipazione pubblica – ENI, ENEL e Terna – le cui scelte strategiche appaiono, a posteriori, segnate da ambivalenze e da non trascurabili occasioni mancate. Tra gli elementi di maggiore criticità emerge la persistente dipendenza dal gas naturale, mantenuta anche quando altri Paesi europei intraprendevano con maggiore decisione percorsi di diversificazione e di rafforzamento dell’autonomia produttiva.
Sul piano industriale, le contraddizioni si fanno altrettanto evidenti. Se ENEL ha saputo affermarsi quale protagonista globale nel settore elettrico, ciò non si è tradotto in un parallelo miglioramento delle condizioni infrastrutturali e dei costi sul territorio nazionale. Analogamente, pur a fronte dei progressi realizzati da Terna nella modernizzazione della rete, permangono colli di bottiglia significativi, che ostacolano la piena integrazione di appropriate fonti rinnovabili e contribuiscono a mantenere elevati i costi di dispacciamento. A tali fattori si aggiunge una stratificazione di oneri fiscali e parafiscali che grava sulle bollette energetiche, esito di scelte politiche e regolatorie non sempre lungimiranti. In questo contesto, le medesime aziende partecipano stabilmente ai processi consultivi con l’Autorità di regolazione – oggi ARERA – fornendo dati, simulazioni e valutazioni tecniche che concorrono alla definizione delle strutture tariffarie. Un ulteriore elemento riguarda il modello di remunerazione regolata di Terna, operante in regime di monopolio naturale: gli investimenti infrastrutturali sono riconosciuti attraverso tariffe incorporate nelle bollette. Se da un lato tale meccanismo garantisce sicurezza e sviluppo della rete, dall’altro esso può incentivare una crescita degli investimenti tale da ampliare la base tariffaria su cui si calcolano i rendimenti, con effetti diretti sugli oneri a carico dei consumatori. In proposito, dinamiche analoghe non risultano estranee neppure alle aziende locali di pubblica utilità.
Negli ultimi anni, il differenziale di costo rispetto alla Germania si è consolidato in termini sistematici. Nel biennio 2024–2025, i prezzi medi dell’energia elettrica si collocano in Italia intorno a 109–115 €/MWh, a fronte dei 78–91 €/MWh registrati in Germania. Considerando l’intervallo 2018–2024, il differenziale medio strutturale si attesta intorno ai 30 €/MWh, traducendosi in un sovraccosto annuo compreso tra gli 8 e i 12 miliardi di euro, per i circa 300 TWh di consumi elettrici nazionali (Tera = 1 milione di Mega). Tra le cause principali si annovera il più marcato sviluppo delle fonti rinnovabili in Germania, che, pur in presenza di una transizione complessa, ha consentito di mantenere prezzi medi inferiori. Le conseguenze sul sistema economico risultano rilevanti. Per le imprese, il differenziale di costo si traduce in una perdita di competitività sui mercati internazionali e in fenomeni di delocalizzazione produttiva, favorendo valori bassi degli stipendi; di conseguenza, per le famiglie esso incide doppiamente sul potere d’acquisto e sui livelli di consumo. In tale contesto, assume rilievo anche l’evoluzione dei divari retributivi interni a queste grandi aziende energetiche: negli ultimi venticinque anni, il rapporto tra gli emolumenti degli amministratori delegati e quelle dei dipendenti è cresciuto sensibilmente, passando, nel caso di ENI, da circa 75 a oltre 400 volte; per ENEL da 70 a circa 140; e per Terna da 35 a 70, con punte superiori a 110 a cavallo del primo decennio del secolo. Nello stesso periodo, gli stipendi sono invece cresciuti mediamente appena del 25%. Divergenze strutturali per dinamiche che riflettono logiche proprie di grandi multinazionali quotate.
Particolarmente emblematico appare il caso del gas naturale. Nel 2019, ultimo anno antecedente alle recenti crisi, a fronte di consumi pari a circa 70–75 miliardi di metri cubi, la spesa complessiva si attestava tra i 18 e i 22 miliardi di euro. A seguito dell’invasione russa dell’Ucraina si è assistito a un’impennata dei costi, con un picco di circa 70 miliardi di euro nel 2022. Nel 2025, la spesa si è ridimensionata intorno ai 23–24 miliardi del 2025, ma la bolletta media familiare risulta comunque cresciuta, passando da circa 1.000 euro annui nel 2019 a circa 1.300 euro l’anno scorso. Parallelamente, i ricavi russi derivanti dalla vendita di petrolio e gas hanno mostrato una dinamica significativa: dai circa 125 miliardi di dollari del 2019, si è passati ai 168,5 miliardi del 2022, per poi scendere a circa 99 miliardi nel 2023, risalire tra 120 e 130 miliardi nel 2024 e attestarsi intorno ai 108 miliardi stimati per il 2025. Tali dati evidenziano come, nonostante le sanzioni e le misure restrittive adottate, la rendita energetica russa abbia mantenuto una rilevanza considerevole nel quadro internazionale. E nel 2026, Trump sta dando un’ulteriore mano a Putin, grazie all’aumento dei prezzi indotto dalla guerra con l’Iran.
Alla luce di tali elementi, appare sempre più evidente l’urgenza di una revisione profonda delle politiche industriali ed energetiche nazionali. Ciò implica non soltanto una ridefinizione delle strategie di approvvigionamento, produzione e libero mercato, ma anche una riflessione sulla qualità e sull’adeguatezza delle competenze ai vertici delle principali aziende a partecipazione pubblica con un ruolo strategico nazionale. Al momento, simili ripensamenti paiono assenti, con il rischio di perpetuare una traiettoria che nel primo quarto del XXI secolo, sembra aver prodotto risultati complessivamente insoddisfacenti. Prendiamo poi quei grossi progetti di parchi fotovoltaici a deturpare territori. Ad esempio, in queste settimane in Toscana è previsto (e in parte già avviato) un parco solare su circa 14 ettari a ridosso dell’oasi Poggini, in Valdera. Un comitato di cittadini e agricoltori si è organizzato per fermare il progetto, ma non è più possibile fare ricorso al TAR perché sono scaduti i termini legali.
La società capofila (proponente del progetto) è Spd Perignano Srl, con sede a Casale Monferrato (AL) e senza dipendenti, quindi una società veicolo pura. Ha presentato la Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) per realizzare l’impianto e ha anche contestato il tentativo iniziale del Comune di bloccarlo. In genere, il modello è abbastanza comune: capitale privato delle società energetiche, possibili fondi d’investimento legati alle rinnovabili e, in alcuni casi, accesso a incentivi pubblici o bandi nazionali/regionali per energia ‘verde’. E’ interessante notare che nella stessa sede si trovi un’altra società quasi identica, la Spd Due Srl allo stesso indirizzo, con lo stesso capitale registrano (10000 euro) e nello stesso settore. Non serve una ‘gola profonda’ per capire che si tratta di una filiera di società ‘clone’. In più, il procuratore di Napoli, Nicola Gratteri, ha evidenziato come anche la malavita organizzata ricicli grandi capitali proprio nelle rinnovabili, attraverso l’acquisto di terreni agricoli e la creazione di società ‘scatola’ per nascondere i reali beneficiari. Come ha spiegato, queste sono operazioni a basso rischio giudiziario ed alta redditività. E’ questa una transizione giusta o l’intera questione energetica va governata meglio a beneficio dei cittadini? E più che energie rinnovabili a tutto campo, che servano piuttosto risorse umane rinnovate per queste posizioni di vertice così complesse?
Transition or distortion? Expensive energy, opaque renewables, and Italian strategic failures
by Marco Andreozzi
In just over two decades, the Italian energy system has undergone a transformation that, initially aligned with the European average, has led it to a state of structural disadvantage. While at the end of the 1990s, energy costs in Italy were essentially in line with those of other EU countries, today they are consistently among the highest, with significant repercussions both on the manufacturing industry and on household budgets. A central role in this trajectory was played by large publicly owned groups—ENI, ENEL, and Terna—whose strategic choices appear, a posteriori, to be marked by ambivalence and significant missed opportunities. Among the most critical elements is the persistent dependence on natural gas, which stands even when other European countries were more decisively pursuing diversification and strengthening their production autonomy.
At the industrial level, the contradictions are equally evident. While ENEL has established itself as a global player in the electricity sector, this has not translated into a parallel improvement in infrastructure conditions and costs across the country. Similarly, despite Terna’s progress in modernizing the grid, significant bottlenecks remain, hindering the full integration of proper renewables and contributing to high dispatching costs. Added to these factors is a layering of fiscal and parafiscal burdens weighing on energy bills, the result of political and regulatory choices that are not always farsighted. In this context, these same companies regularly participate in consultative processes with the Regulatory Authority – now ARERA – providing data, simulations, and technical assessments that contribute to the definition of tariff structures. Another factor concerns Terna’s regulated remuneration model, which operates under a natural monopoly: infrastructure investments are recognized through tariffs incorporated into bills. While this mechanism ensures grid security and development, it can also incentivize investment growth that broadens the tariff base on which returns are calculated, with direct impacts on consumer costs. By the way, similar dynamics are also evident in local public utilities.
In recent years, the cost differential in Italy with respect to Germany (the two most industrialized countries of Europe) has systematically consolidated. In the two-year period 2024–2025, average electricity prices in Italy are around €109–115/MWh, compared to €78–91/MWh in Germany. Considering the 2018–2024 period, the average structural gap stands at around €30/MWh, translating into an annual additional cost of between €8 and €12 billion, for the approximately 300 TWh of national power consumption (Tera = 1 million Mega). Among the main causes is the more marked development of renewable sources in Germany, which, despite a complex transition, has allowed for lower average prices. The consequences for the economic system are significant. For companies, the cost gap translates into a loss of competitiveness on international markets and production delocalization, favoring low wages of employees; consequently, for families, it has a doubly negative impact on purchasing power and consumption levels. In this context, the evolution of pay gaps within these large energy companies is also significant: over the last twenty-five years, the ratio between CEOs’ emoluments and those of employees has grown significantly, rising, in the case of ENI, from approximately 75 to over 400 times; for ENEL, from 70 to approximately 140; and for Terna, from 35 to 70, with peaks above 110 times at the turn of the century. Over the same period, salaries in Italy have grown by an average of just 25%. These structural divergences reflect the dynamics inherent to large listed multinationals.
The case of natural gas is particularly emblematic. In 2019, the last year before the recent crises, with consumption amounting to approximately 70–75 billion cubic meters, total expenditure stood at between 18 and 22 billion euros. Following the Russian invasion of Ukraine, costs soared, peaking at around 70 billion euros in 2022. In 2025, expenditure dropped to around 23–24 billion, but the average family bill still increased, from around 1,000 euros per year in 2019 to around 1,300 euros last year. At the same time, Russian revenues from oil and gas sales have shown the following dynamics: from approximately $125 billion in 2019, they rose to $168.5 billion in 2022, then declined to approximately $99 billion in 2023, rising to between $120 and $130 billion in 2024, and settled at an estimated $108 billion in 2025. These data highlight how, despite the sanctions and restrictive measures adopted, Russian energy revenues have maintained considerable importance within the international stage. And in 2026, Trump has been giving further support to Putin, thanks to price increases triggered by the war with Iran.
In light of these factors, the urgency of a profound review of national industrial and energy policies becomes increasingly evident. This requires not only a redefinition of procurement, production strategies and liberalized-market, but also a reflection on the quality and adequacy of skills at the top of major Italian companies where the state is the reference shareholder and with a strategic national role. At the moment, such rethinking seems absent, with the risk of perpetuating a trajectory that, in the first quarter of the 21st century, seems to have produced overall unsatisfactory results. Consider, then, those large-scale photovoltaic farm projects that disrupt local landscapes. For example, in recent weeks in Tuscany, a solar farm is planned (and partially already underway) on approximately 14 hectares adjacent to the Poggini oasis in the Era Valley (Pisa). A committee of citizens and farmers has organized to halt the project, but it is no longer possible to appeal to the Regional Administrative Court (TAR) because the legal deadline has expired.
The developer (proposer of the project) is Spd Perignano Srl, based out of Tuscany and with no employees, therefore a pure special purpose vehicle. The company submitted the Simplified Authorization Procedure (PAS) to build the facility and also contested the Municipality’s initial attempt to block it. Generally, the model is fairly standard: private capital from energy companies, potential investment funds linked to renewables, and, in some cases, access to public incentives or national/regional tenders for ‘green’ energy. Interestingly, there’s another nearly identical company in the same place (Casale Monferrato), Spd Due Srl, at the same address, with the same registered capital (€10,000) and in the same sector. It doesn’t take a deep throat to figure out that this is a chain of ‘clone’ companies. Furthermore, Naples Prosecutor Nicola Gratteri highlighted how organized crime as well launders large amounts of capital in renewable energy, purchasing agricultural land and creating shell companies to conceal the real beneficiaries. As he explained, these are businesses with low legal risk and high profitability. Is this a ‘just’ transition, or do the whole energy matters need better governance for the benefit of citizens? And rather than full-scale renewable energy, don’t we need renewed human resources for these highly complex top positions?
Marco Andreozzi, è Dottore in Ingegneria Meccanica, Economia/Amministrazione (Politecnico di Torino). Tecnologo industriale e specialista del settore energetico, proviene da esperienze professionali in cinque multinazionali in Italia e paesi extra-europei, e come direttore generale da un quarto di secolo; nomade digitale dal 2004 al 2019, e’ sinologo, parla correntemente il mandarino e in Cina e’ stato docente a contratto.
Marco Andreozzi, is a Doctor in Mechanical Engineering, Economics/Administration (Polytechnic of Turin). Industrial technologist and specialist in the energy sector, he comes from professional practices in five corporates in Italy and non-European countries, and as managing director for a quarter of a century; digital nomad from 2004 to 2019, he is a sinologist, speaks fluent Mandarin and was a visiting professor in China.
