Centrali a gas al posto dei sistemi di accumulo a batteria: 800 milioni di euro sprecati? Una legge che deciderà il futuro energetico

Il leader europeo in pericolo: come il governo sta ostacolando l'espansione dello stoccaggio di energia elettrica

Una nuova legge sull'elettricità esplosiva: perché presto torneremo a dipendere dal costoso gas naturale

La Germania si trova a un punto di svolta nella sua politica energetica: mentre l'espansione dei sistemi di accumulo a batteria, sia privati ​​che commerciali, procede a ritmo serrato, rendendo il Paese leader indiscusso in Europa, una nuova legge minaccia di rallentare drasticamente questo slancio. Con la prevista legge sulla sicurezza e la capacità di approvvigionamento elettrico (StromVKG), il governo tedesco intende definire le linee guida per il futuro dell'approvvigionamento elettrico. Tuttavia, celati dietro la maschera della neutralità tecnologica si celano criteri – come l'irrealistico requisito di disponibilità di 10 ore – che di fatto escludono i moderni sistemi di accumulo a batteria dalle gare d'appalto più importanti. I beneficiari di questa normativa sarebbero proprio le nuove centrali elettriche a gas alimentate da combustibili fossili. Il prezzo di questo errore normativo è enorme: oltre a consolidare una dipendenza permanente dalle importazioni di gas, è in gioco un potenziale risparmio economico annuo di circa 800 milioni di euro. L'analisi che segue spiega perché l'attuale progetto di legge ignora il progresso tecnologico e come il Parlamento debba ora intervenire con urgenza per apportare modifiche che impediscano al futuro energetico della Germania di essere sacrificato ai dogmi del passato legati ai combustibili fossili.

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Un sussidio segreto per il gas? Cosa si cela davvero dietro la nuova legge sul mercato della capacità?

Nella seconda settimana di maggio 2026, il Consiglio dei Ministri tedesco ha approvato la bozza della legge sulla sicurezza e la capacità dell'approvvigionamento elettrico (StromVKG). Questa decisione è giunta al termine di un processo di consultazione durato mesi, durante il quale il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia ha inizialmente sottoposto la bozza di legge all'esame interministeriale e alla consultazione con le associazioni di categoria. Quella che potrebbe sembrare una formalità tecnica in materia di diritto energetico è, in realtà, una delle decisioni di politica economica e industriale più incisive dai tempi dell'abbandono del carbone in Germania: la legge determina quali tecnologie per le centrali elettriche saranno privilegiate nel nuovo mercato della capacità e, di conseguenza, se la Germania sarà in grado di difendere a lungo termine la sua attuale posizione di leadership nella competizione europea per lo stoccaggio di energia tramite batterie o se, al contrario, la comprometterà con una regolamentazione errata.

Il fulcro della legge sull'approvvigionamento elettrico (StromVKG) è l'introduzione di un mercato della capacità che, per la prima volta in Germania, compensa sistematicamente la semplice fornitura di capacità di generazione, indipendentemente dal fatto che l'elettricità venga effettivamente erogata. L'obiettivo è garantire che entro il 2031 la rete elettrica tedesca disponga di una quantità sufficiente di energia controllabile per assicurare la sicurezza dell'approvvigionamento anche durante i cosiddetti "periodi di bassa produzione", ovvero periodi di diversi giorni senza un significativo apporto di energia eolica e solare. La legge prevede diverse fasi di gara: inizialmente, 9 gigawatt di cosiddetta capacità a lungo termine, seguiti da altri 2 gigawatt senza un criterio specifico di lungo termine e, infine, nel 2027 e nel 2029, da fasi di gara completamente neutrali dal punto di vista tecnologico. Tuttavia, questo criterio di lunghissimo termine è il punto cruciale della questione e il punto di partenza di una crescente controversia di politica economica.

Il criterio delle 10 ore e il suo effetto distorsivo sul mercato

Il criterio a lungo termine previsto dalla legge tedesca sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG) impone ai fornitori di garantire che i loro impianti possano erogare energia elettrica in modo continuativo per un periodo prolungato. La versione attuale prevede una durata minima di immissione in rete di dieci ore. A prima vista, questo sembra un requisito tecnicamente valido per la sicurezza dell'approvvigionamento. Tuttavia, a un esame più attento, si scopre che si tratta di un criterio di fatto pensato per le centrali termoelettriche, ovvero quelle a gas, ed esclude di fatto i sistemi di accumulo a batteria, in particolare quelli agli ioni di litio disponibili in commercio, dalle prime gare d'appalto, quelle con il maggior volume di fornitura.

Come spiega Daniel Böhmer, esperto di mercato energetico presso Aurora Energy Research, in un'analisi tecnica, il requisito previsto nell'attuale bozza è persino più stringente: i sistemi devono essere in grado di soddisfare nuovamente il criterio delle dieci ore in qualsiasi momento, al più tardi entro un'ora. In parole semplici, ciò significa che un sistema di accumulo a batteria dovrebbe essere completamente ricaricato entro 60 minuti dopo dieci ore di scarica completa – un requisito tecnico semplicemente impossibile da soddisfare con le batterie agli ioni di litio in questa forma così restrittiva. In uno scenario progettuale favorevole, sarebbe ipotizzabile combinare diversi sistemi di accumulo più piccoli o non dover riservare energia per l'intera capacità installata – ma la rigida interpretazione della bozza esclude anche questa flessibilità. Il risultato: chiunque voglia aggiudicarsi una delle prime aste di capacità deve essenzialmente costruire o gestire una centrale elettrica a gas.

L'Associazione tedesca per l'accumulo di energia (BVES) ha affrontato proprio questo problema nella sua dichiarazione sul progetto di legge, chiedendo una modifica al paragrafo 15 per evitare di penalizzare strutturalmente i sistemi di accumulo a batteria. Anche l'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) ha sollecitato una rapida approvazione parlamentare della legge, pur chiedendo al contempo il mantenimento del criterio 10-1-10 ore: una contraddizione che dimostra quanto siano divise anche le associazioni di settore su questo tema. L'Associazione tedesca per l'energia solare (BSW-Solar), invece, è categorica: i sistemi di accumulo a batteria non dovrebbero essere svantaggiati rispetto alle centrali a gas nelle aste per la fornitura di energia elettrica a causa di criteri di gara inadeguati. Gli operatori del settore stanno addirittura valutando azioni legali contro le condizioni di gara.

Il leader europeo rischia la sua posizione

Le implicazioni complete di questa decisione normativa diventano evidenti solo se confrontate con quelle di altri Paesi europei. La Germania è attualmente il mercato leader in Europa per lo stoccaggio di energia tramite batterie, con un margine considerevole. Mentre la capacità totale installata di batterie in Europa è aumentata a oltre 17 gigawatt tra il 2024 e il 2025, e si prevede che supererà gli 80 gigawatt entro il 2030, la Germania è la forza trainante di questo sviluppo. Con un incremento di 6,6 gigawattora nel 2025, la Germania ha registrato la maggiore nuova installazione nell'UE, aumentando ulteriormente la sua capacità installata di 0,5 gigawattora rispetto all'anno precedente. L'Italia, che in precedenza aveva mostrato un dinamismo simile, ha visto la sua capacità diminuire da 6,0 a 4,9 gigawattora nello stesso anno, un calo significativo.

Entro la fine del 2025, in Germania erano connessi alla rete oltre 2,5 gigawatt di capacità di accumulo a batteria, circa il doppio rispetto a due anni prima. Contemporaneamente, il numero di sistemi di accumulo a batteria installati è salito a circa 2,4 milioni, con una capacità totale di oltre 25 gigawattora. Il boom è proseguito nel primo trimestre del 2026: tra gennaio e marzo 2026 sono stati messi in funzione oltre due gigawattora di nuova capacità di accumulo, con un incremento di circa il 67% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Se questo trend dovesse continuare, entro la fine del 2026 potrebbero essere aggiunti tra gli 8 e i 10 gigawattora di nuova capacità, portando la capacità totale installata a superare i 35 gigawattora. I sistemi di accumulo su larga scala sono il principale motore di questa crescita: nel primo trimestre del 2026, l'espansione in questo segmento è quasi quadruplicata rispetto all'anno precedente.

Questo sviluppo non è imposto dalla politica, bensì guidato dal mercato. L'International Economic Forum for Renewable Energies (IWR) osserva che finora l'attenzione politica si è concentrata maggiormente sulle capacità di stoccaggio finanziate dallo Stato e basate sui combustibili fossili, mentre il mercato dello stoccaggio finanziato da privati ​​si è sviluppato in modo organico e robusto. Questa è precisamente la configurazione di politica industriale che gli economisti definiscono ottimale: una tecnologia che si dimostra valida in un contesto competitivo, genera economie di scala e non richiede sussidi permanenti. Un quadro normativo che rallenti deliberatamente questa dinamica a favore di tecnologie che necessitano di pagamenti statali per 15 anni per essere economicamente sostenibili è difficile da giustificare da una prospettiva macroeconomica.

800 milioni di euro: cosa c'è in gioco?

Dietro l'astratto dibattito normativo si celano dati economici concreti. Nel 2025, in Germania si è dovuto limitare la produzione di circa 8 terawattora di elettricità da impianti eolici e fotovoltaici, pari a circa il 3% della produzione totale di energia eolica e solare. Dietro questa cruda statistica si celano mancati ritorni sugli investimenti, emissioni evitate che in realtà non sono mai state evitate e, soprattutto, costi di sistema che alla fine ricadono sui consumatori.

Se l'attuale portafoglio di progetti di accumulo a batteria – ovvero quelli annunciati, approvati o già in costruzione, con una capacità complessiva di circa 10,5 gigawatt – fosse stato pienamente operativo, si sarebbe potuto evitare circa un terzo di queste limitazioni di produzione. Ciò corrisponde a un potenziale risparmio economico di circa 800 milioni di euro, derivante dai costi di ridistribuzione evitati e dagli acquisti di gas non necessari. Questa cifra non è un calcolo teorico, ma si basa sui volumi effettivi di limitazione di produzione registrati dall'Agenzia federale per le reti e sul contributo, determinato empiricamente, dell'accumulo a batteria alla stabilizzazione della rete. Dimostra chiaramente che la questione della preferenza tecnologica nel mercato della capacità ha non solo una dimensione di politica energetica, ma anche una significativa dimensione fiscale.

Nel 2025, i costi totali per la gestione della congestione della rete elettrica tedesca sono saliti a circa 3,1 miliardi di euro, il 4% in più rispetto all'anno precedente, nonostante il volume di riduzione della produzione sia rimasto pressoché costante a circa 30,3 terawattora. Le misure di ridistribuzione della produzione convenzionale hanno rappresentato di gran lunga la componente di costo maggiore, con oltre 1,2 miliardi di euro, seguite da 1,4 miliardi di euro per le centrali di riserva e 102 milioni di euro per il controscambio di quote. Al contrario, i compensi per la riduzione della produzione di energia rinnovabile sono ammontati a soli 433 milioni di euro, meno di un settimo dei costi totali. Questo dato smentisce l'affermazione, talvolta diffusa nel dibattito pubblico, secondo cui le energie rinnovabili sarebbero la principale causa di costo nella gestione della congestione della rete. In realtà, sono le capacità convenzionali a rappresentare la quota maggiore dei costi.

Particolarmente allarmante è lo spostamento strutturale delle limitazioni di produzione verso le reti di distribuzione. Mentre nel 2024 tre quarti delle misure di ridistribuzione si sono verificate nella rete di trasmissione, questa cifra è scesa a soli due terzi nel 2025. La percentuale di limitazioni causate da colli di bottiglia nella rete di distribuzione è quindi aumentata significativamente, raggiungendo a tratti il ​​picco del 49% nel secondo trimestre del 2025. Ciò indica chiaramente che il problema non può essere risolto unicamente ampliando la rete di trasmissione, ma che è urgentemente necessario un sistema di accumulo decentralizzato direttamente in loco.

La tentazione dei combustibili fossili: la dipendenza dal gas come rischio sistemico

La decisione di favorire di fatto le centrali a gas nel mercato della capacità avrebbe conseguenze significative non solo a breve termine, ma anche a lungo termine. La Germania importa già circa il 70% del suo fabbisogno energetico primario. Il tasso di importazione è del 95% per il gas naturale, del 98% per il petrolio greggio e del 100% per il carbone. I costi economici di questa dipendenza sono enormi: nel 2024, la Germania ha speso complessivamente circa 69 miliardi di euro per le importazioni di combustibili fossili, pari a circa l'1,6% del suo prodotto interno lordo. KfW Research calcola addirittura una media a lungo termine di 81 miliardi di euro all'anno, che corrisponde a circa il 2,5% del PIL e a oltre 1.000 euro pro capite all'anno.

Chiunque costruisca nuove centrali a gas con contratti di fornitura di capacità della durata di 15 anni, consolida di fatto questa dipendenza dalle importazioni fino ai primi anni del 2040. Questo è il paradosso economico della politica energetica tedesca: in nome della sicurezza dell'approvvigionamento, si assumono impegni che istituzionalizzano in modo permanente un'incertezza a lungo termine, ovvero la dipendenza dai prezzi e dai fornitori del gas. La crisi energetica del 2022 ha dimostrato in modo lampante cosa accade quando le forniture di gas si interrompono o diventano più costose: i costi di importazione dei combustibili fossili hanno raggiunto i 146 miliardi di euro, più del doppio della media di lungo periodo.

I sistemi di accumulo a batteria, d'altro canto, una volta installati non dipendono da alcuna catena di approvvigionamento di materie prime energetiche. Essi potenziano l'energia eolica e solare nazionale, riducono la necessità di importazioni di gas e rafforzano quindi la sicurezza dell'approvvigionamento, non solo a parole, ma anche nella realtà. Ogni kilowattora immagazzinato e successivamente rilasciato da un sistema di accumulo a batteria corrisponde a un kilowattora in meno che una centrale elettrica a gas deve produrre – e per il quale la Germania è costretta a importare gas. Questo sostanziale vantaggio economico ha finora ricevuto scarsa attenzione nei criteri di gara della legge tedesca sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG).

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Stabilità del sistema: le batterie come attore di rete sottovalutato

Il ruolo dei sistemi di accumulo a batteria nel sistema elettrico non si limita al semplice stoccaggio dell'energia elettrica rinnovabile in eccesso. Essi contribuiscono in modo significativo anche alla stabilità del sistema, un fattore che viene sistematicamente sottovalutato nei dibattiti incentrati esclusivamente sulla capacità. I ​​sistemi di accumulo a batteria possono reagire alle fluttuazioni di frequenza della rete in frazioni di secondo, fornire potenza di bilanciamento e quindi assumere compiti che in precedenza erano di esclusiva competenza delle centrali termoelettriche.

Da una prospettiva sistemica, è particolarmente rilevante il fatto che l'accumulo a batteria possa ridurre le limitazioni di produzione degli impianti eolici e solari senza richiedere l'attivazione di centrali elettriche convenzionali. Se oggi fosse disponibile una capacità di accumulo sufficiente, si potrebbero evitare milioni di tonnellate di emissioni di CO₂ generate durante la riattivazione delle centrali elettriche convenzionali. La combinazione di batterie agli ioni di litio a risposta rapida, sistemi di accumulo a medio termine e centrali termoelettriche controllabili per eventi estremi è considerata dagli esperti la configurazione ottimale dal punto di vista economico, e non una preferenza unilaterale per una singola classe tecnologica.

Uno sguardo ad altri paesi europei mostra come si possa fare meglio: Gran Bretagna, Italia e Australia hanno sviluppato gare d'appalto specifiche per lo stoccaggio a lungo termine, adattate alle loro particolari caratteristiche. Questo crea sicurezza per gli investimenti, consente economie di scala e permette di utilizzare diverse tecnologie laddove risultano più vantaggiose da una prospettiva sistemica, anziché simulare una competizione cieca alla tecnologia che in realtà si concentra unilateralmente su una sola classe tecnologica.

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Rivoluzione decentralizzata: comuni e famiglie come motori

Il dibattito sulla politica energetica si concentra spesso su progetti su larga scala, centrali elettriche e infrastrutture di rete di trasmissione, trascurando una rivoluzione in atto a livello domestico e comunale. In Germania sono attualmente in funzione circa 2,5 milioni di sistemi di accumulo a batteria, distribuiti su milioni di tetti di abitazioni private e immobili commerciali. La loro capacità totale di oltre 28 gigawattora è teoricamente sufficiente a coprire il consumo medio giornaliero di elettricità di circa tre milioni di famiglie.

Entro il 2030, 7 milioni di case unifamiliari potrebbero essere dotate di sistemi di accumulo domestico, pari alla metà di questo tipo di abitazione in Germania. La domanda di soluzioni di accumulo è enorme anche a livello comunale: entro il 2035, un comune su tre potrebbe gestire i propri impianti di accumulo. Questa tendenza non è trainata da programmi di sovvenzione governativi, ma da solidi calcoli economici: l'accumulo a batteria riduce i costi dell'elettricità per i consumatori, aumenta il tasso di autoconsumo dell'energia solare e protegge dai picchi di prezzo sul mercato elettrico.

L'Associazione tedesca per l'energia solare (BSW-Solar) afferma che la capacità installata di accumulo a batteria deve quadruplicare, passando dagli attuali 25 gigawattora a circa 100 gigawattora entro il 2030, per raggiungere gli obiettivi di transizione energetica. Ciò significa che l'attuale boom non rappresenta la fine di uno sviluppo, bensì il suo inizio. E proprio questo inizio potrebbe essere ostacolato da criteri di gara non adeguati, non perché la tecnologia non sia competitiva, ma perché le barriere normative ne contrastano il naturale sviluppo del mercato.

Il dilemma strutturale: aggiudicazione di contratti a lungo termine contro dinamiche tecnologiche

Al centro della legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG) si cela un dilemma strutturale che va oltre il singolo caso di gara. I mercati della capacità, così come concepiti dal progetto di legge, prevedono contratti di 15 anni. Ciò è necessario per garantire una sufficiente sicurezza degli investimenti in impianti ad alta intensità di capitale – questo è immediatamente evidente nel caso di una centrale a gas, i cui costi di investimento ammontano a centinaia di milioni. Tuttavia, applicare la stessa durata contrattuale a una tecnologia in rapida evoluzione e con una rapida riduzione dei costi, genera una distorsione: i sistemi di accumulo a batteria, che oggi non soddisfano ancora tutti i requisiti, potrebbero risultare tecnicamente ed economicamente superiori tra cinque anni – eppure sono stati estromessi dal mercato dai contratti a 15 anni per le centrali a gas.

Negli ultimi anni, l'andamento dei costi delle batterie agli ioni di litio ha smentito tutte le previsioni. Sebbene le batterie a flusso redox e altre tecnologie di accumulo a lungo termine siano ancora in una fase iniziale di commercializzazione e presentino costi di investimento più elevati, potrebbero diventare significativamente più convenienti dal punto di vista economico entro il 2031, anno in cui la consegna diventerà obbligatoria. Ignorando questa dinamica tecnologica e formulando requisiti statici attualmente pensati per un'unica tecnologia – la centrale elettrica a gas – la bozza di legge commette lo stesso errore che gli enti regolatori di altri settori hanno ripetutamente commesso: congelare una specifica fase di sviluppo tecnologico in normative che pretendono di estendersi ben oltre tale fase.

Inoltre, vi è un aspetto finanziario: le centrali a gas possono vantare strutture di costi e ricavi consolidate e, pertanto, godono di maggiore accettazione da parte degli investitori istituzionali rispetto alle nuove tecnologie di stoccaggio a lungo termine. Tuttavia, questo vantaggio finanziario delle centrali a gas non è una caratteristica naturale del mercato, bensì un'asimmetria sviluppatasi storicamente, che verrebbe ulteriormente accentuata da criteri di gara preferenziali anziché essere sistematicamente ridotta.

Modelli di riferimento internazionali e la loro trasferibilità

La sfida di coniugare la sicurezza dell'approvvigionamento con un mercato della capacità tecnologicamente neutrale non è un problema esclusivo della Germania. La Gran Bretagna, che rappresenta il secondo mercato di accumulo a batteria in Europa dopo la Germania, ha creato classi di gara separate per le tecnologie di accumulo all'interno del suo Mercato della Capacità, con requisiti variabili a seconda della durata di accumulo e della velocità di risposta. Ciò consente ai sistemi di accumulo a batteria di competere nel segmento in cui offrono il maggior valore sistemico, anziché competere con tecnologie progettate per funzioni di sistema fondamentalmente diverse.

In Italia, il programma MACSE del governo ha promosso specificamente lo stoccaggio a lungo termine, creando così un mercato indipendente per questa classe di tecnologie. L'Australia, che anni fa era afflitta da blackout, ha dimostrato, attraverso una progettazione differenziata del mercato della capacità e investimenti mirati nello stoccaggio a batteria su larga scala – tra cui il più grande impianto di batterie al mondo nell'Australia Meridionale – che la sicurezza dell'approvvigionamento è possibile senza nuove centrali a gas. Queste esperienze internazionali suggeriscono che la vera scelta non sta tra centrali a gas e stoccaggio a batteria, ma tra una progettazione di sistema differenziata che utilizza diverse tecnologie in base ai loro punti di forza sistemici e un approccio semplicistico che si basa di fatto su un'unica tecnologia e lo etichetta come apertura tecnologica.

Finestra di opportunità politica: cosa bisogna fare ora

La legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG) è stata approvata dal Consiglio dei Ministri, ma deve ancora superare l'iter parlamentare prima che possano iniziare le prime gare d'appalto nell'estate del 2026. Questa finestra temporale parlamentare offre l'ultima opportunità per apportare modifiche che tengano conto dei dati di mercato e delle realtà economiche. Nello specifico, sono necessari i seguenti aggiustamenti: il criterio a lungo termine dovrebbe essere riformato per riconoscere anche le combinazioni di più sistemi di accumulo o le implementazioni scaglionate. Il requisito di un'ora di ricarica per una ricarica completa dopo dieci ore di scarica dovrebbe essere eliminato o significativamente attenuato. Inoltre, a partire dal primo ciclo di gare d'appalto, dovrebbe essere istituita una quota neutrale dal punto di vista tecnologico, orientata alle interruzioni di fornitura a breve termine, poiché non tutte le sfide alla sicurezza dell'approvvigionamento si traducono in periodi di diversi giorni di bassa produzione di energia eolica e solare.

Inoltre, garantire un accesso equo alle gare d'appalto per la capacità di accumulo di energia alle aziende del settore non è solo un imperativo di politica energetica, ma anche una necessità di politica industriale. La Germania si è affermata come leader nel mercato europeo dell'accumulo di energia, grazie a una solida competenza economica e tecnologica. Le norme di gara che mettono a repentaglio questa posizione non solo danneggiano la transizione energetica, ma anche l'industria tedesca, che ha costruito o sta costruendo capacità produttive, competenze ingegneristiche e catene di approvvigionamento in questo settore. La pipeline di oltre 10 gigawatt di nuovi progetti di accumulo – di cui circa 1,5 gigawatt sono già in costruzione – è la migliore testimonianza della volontà di investimento dell'industria. Contrastare questa propensione agli investimenti attraverso una regolamentazione inadeguata sarebbe una profezia che si autoavvera nel peggiore dei modi: gli investimenti non si concretizzerebbero perché verrebbero percepiti come indesiderati.

La leadership di mercato come responsabilità politica

La Germania si trova a un bivio nella sua politica energetica. Da un lato, vanta uno dei settori di accumulo di energia a batteria più dinamici d'Europa, una rete in crescita di produttori di energia decentralizzati e impianti di stoccaggio, e una consapevolezza sociale della necessità di una transizione energetica. Dall'altro lato, la nuova legge sul mercato della capacità minaccia di soffocare lo sviluppo di queste tecnologie guidato dal mercato attraverso criteri di gara di fatto concepiti per favorire le centrali a gas e svantaggiare strutturalmente l'accumulo di energia a batteria.

Gli 800 milioni di euro di potenziale risparmio annuo che si potrebbero realizzare attraverso un'espansione accelerata dello stoccaggio di energia tramite batterie non sono una cifra da opuscolo di lobby, ma una lucida valutazione delle opportunità mancate. Sono emblematici di una verità economica più ampia: sicurezza dell'approvvigionamento ed efficienza dei costi non si escludono a vicenda, a condizione che il quadro normativo consenta alla migliore tecnologia disponibile di esprimere il suo valore sistemico. Chi, al contrario, favorisce determinate tecnologie e ne discrimina altre attraverso la progettazione delle gare d'appalto, sta attuando una politica industriale – e non una buona politica. Perpetua una dipendenza costosa e al contempo mina la posizione competitiva che la Germania ha faticosamente conquistato.

L'iter parlamentare per la legge sull'approvvigionamento elettrico offre ancora la possibilità di correggere questa rotta. I dati parlano da soli. La questione è se i responsabili politici siano disposti ad ascoltare, o se il dogma della capacità garantita a lungo termine, storicamente radicato in un mondo di centrali termoelettriche, continuerà a dominare la progettazione di un mercato elettrico che si è da tempo lasciato alle spalle quel mondo.

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