La principale contraddizione sui sussidi dopo le dure critiche all'EEG: il ministro della CDU ora prevede ingenti aumenti dei costi per le centrali elettriche a gas

Il ritorno del sovrapprezzo sull'elettricità: perché presto dovremo tutti pagare per le centrali elettriche inattive

Fino a 435 miliardi di euro: la trappola dei costi nascosti nel nuovo piano energetico del governo

La politica energetica tedesca si trova ad affrontare un notevole cambio di paradigma e una palese contraddizione politica. La ministra federale dell'Economia, Katherina Reiche (CDU), sta progettando di introdurre il cosiddetto mercato della capacità, che sovvenzionerà la costruzione di nuove centrali a gas con miliardi di euro di finanziamenti statali. Cittadini e imprese dovranno farsi carico del costo attraverso una nuova imposta sulle tariffe elettriche. Ironicamente, lo stesso partito che per anni ha denunciato la storica sovrattassa EEG come un costoso spreco di risorse e simbolo di eccessivi sussidi statali, ora ricorre proprio allo stesso strumento per finanziare centrali elettriche a combustibili fossili a capacità controllabile. I consumatori e il settore industriale, già sotto pressione, si trovano ad affrontare la minaccia di ingenti costi aggiuntivi, fino a 435 miliardi di euro nei prossimi decenni. Questo progetto è una necessità impellente per garantire l'approvvigionamento energetico durante la transizione energetica, o semplicemente un'ipocrita manovra politica a favore di interessi particolari? Un'analisi dettagliata svela cosa si cela dietro la prevista "Legge sulla sicurezza e la capacità dell'approvvigionamento elettrico", perché la questione dei costi è inevitabile e quali oneri finanziari dovremo effettivamente affrontare in futuro.

Quando il critico diventa carnefice: la contraddizione politica al centro della politica energetica

Centrali elettriche a gas a spese dello Stato: la nuova imposta sull'elettricità e il discorso sui sussidi della Repubblica

La ministra federale dell'Economia, Katherina Reiche (CDU), intende finanziare la costruzione di nuove centrali a gas in Germania attraverso un prelievo sui prezzi dell'elettricità: un meccanismo la cui struttura è sorprendentemente simile al sovrapprezzo EEG, che lei e il suo partito hanno criticato per anni come simbolo di eccessivi sussidi statali alle energie rinnovabili. La domanda che si pongono economisti, responsabili politici in materia di energia e un pubblico sempre più attento è: si tratta di ipocrisia, di una necessità di politica energetica o semplicemente del risultato inevitabile di un sistema elettrico che non offre soluzioni a costo zero?

Il progetto nel dettaglio: una nuova legge, un nuovo onere

Il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia ha avviato consultazioni interne al governo sulla cosiddetta "Legge sulla sicurezza e la capacità dell'approvvigionamento elettrico". Il fulcro di questa legge è l'introduzione di un mercato della capacità attraverso il quale nuove capacità di generazione elettrica programmabili saranno messe a gara e sovvenzionate dal governo. All'inizio del 2026, il governo tedesco ha raggiunto un accordo con la Commissione europea sui punti chiave di una strategia per le centrali elettriche. Secondo tale accordo, nel 2026 saranno indette gare d'appalto per un totale di dodici gigawatt di nuova capacità programmabile, di cui dieci gigawatt sono designati come cosiddette capacità a lungo termine, che devono fornire elettricità in modo continuativo per un periodo prolungato, il che significa, in pratica, che verranno utilizzate centrali a gas.

Ulteriori due gigawatt saranno messi a gara con modalità tecnologicamente neutre, in modo da poter valutare anche sistemi di accumulo a batteria o altre soluzioni di flessibilità. Le nuove centrali elettriche dovranno essere collegate alla rete entro il 2031 al più tardi e garantire la sicurezza dell'approvvigionamento per un periodo di quindici anni. Tutte le centrali elettriche sovvenzionate dovranno operare in modo climaticamente neutro dopo il 2045, attraverso la conversione all'idrogeno, per la quale sono previsti contratti per differenza.

Il finanziamento di questo sistema avverrà tramite un prelievo sul prezzo dell'energia elettrica, che graverà sui consumatori. Il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia ha dichiarato, in risposta a una richiesta di informazioni, che "l'ammontare del prelievo non è ancora stimabile". Il prelievo dovrebbe essere introdotto per legge nel 2027 e riscosso a partire dal 2031. In precedenti valutazioni, lo stesso Ministero aveva suggerito una cifra di circa due centesimi per kilowattora.

Cosa si cela dietro il mercato della capacità?

Il mercato elettrico tedesco si è finora basato sul cosiddetto mercato dell'energia (EOM, Energy-only Market): i gestori delle centrali elettriche vengono pagati solo per l'elettricità che producono e immettono in rete. Una centrale elettrica pronta ma non in funzione non genera alcun ricavo. Questo modello funziona in condizioni convenzionali, ma raggiunge i suoi limiti man mano che il mercato elettrico viene sempre più dominato dalle energie rinnovabili, i cui costi marginali sono prossimi allo zero.

Le centrali elettriche a gas, che fungono da riserva energetica nei periodi di scarsa produzione di energia solare ed eolica, idealmente funzionano solo per pochi giorni all'anno. In condizioni di mercato normali, il loro funzionamento non è redditizio. Un investitore che costruisce una centrale a gas che entra in funzione solo in rare e straordinarie giornate non può recuperare i costi di capitale solo attraverso il mercato energetico. È proprio qui che entra in gioco il mercato della capacità: esso remunera non solo la quantità di elettricità prodotta, ma anche la semplice disponibilità a mantenere la capacità operativa. Gli operatori ricevono un pagamento, stabilito dal governo, per essere pronti a operare, indipendentemente dal fatto che producano effettivamente elettricità.

La procedura di gara è concepita come un'asta: i gestori delle centrali elettriche competono tra loro. Chi presenta l'offerta più bassa riceve il sussidio. Questo modello, in forma simile, esiste in Gran Bretagna, Belgio, Italia, Irlanda e Polonia, paesi che hanno tutti introdotto mercati della capacità centralizzati. La Francia, invece, ha tentato un approccio decentralizzato, che, secondo alcuni studi, si è rivelato meno efficace.

La dimensione dei costi: centinaia di miliardi come prezzo del sistema

Le implicazioni finanziarie del mercato della capacità previsto sono considerevoli. L'Associazione tedesca delle industrie delle nuove energie (bne) ha calcolato, sulla base delle stime del Ministero federale dell'Economia e dell'Energia e degli scenari di consumo di elettricità del rapporto ufficiale di monitoraggio, che un mercato centralizzato della capacità comporterebbe costi di prelievo compresi tra 340 e 435 miliardi di euro in vent'anni, una somma dell'ordine dell'intero bilancio federale tedesco.

Queste cifre sembrano astratte finché non vengono analizzate nel dettaglio per le singole famiglie: un prelievo di capacità di due centesimi per kilowattora si traduce in un onere aggiuntivo di circa 80 euro all'anno per una famiglia media di quattro persone con un consumo annuo di 4.000 kilowattora. Per le aziende industriali ad alta intensità energetica, la portata è drasticamente maggiore: un'azienda con una domanda annua di elettricità di 100 gigawattora dovrebbe raccogliere circa due milioni di euro in più. Questo rappresenta un ulteriore colpo per un settore già alle prese con prezzi dell'energia elevati.

Inoltre, gli attuali oneri sull'energia elettrica sono già considerevoli. Per i consumatori finali, l'onere totale sull'energia elettrica nel 2026 sarà di 2,946 centesimi per kilowattora, con un incremento dell'11,13% rispetto all'anno precedente. Il solo onere sulla cogenerazione è passato da 0,277 a 0,446 centesimi per kilowattora, con un aumento di oltre il 61%. Pertanto, introdurre un ulteriore onere sulla capacità non sarebbe un'iniziativa inutile, ma andrebbe ad aggravare un carico già esistente.

Il sovrapprezzo per l'elettroencefalogramma: il precedente storico che nessuno vuole citare

Per comprendere la delicatezza politica dell'attuale dibattito, vale la pena esaminare la storia del sovrapprezzo EEG. Con la legge sulle energie rinnovabili (EEG) del 2000, è stato introdotto un meccanismo che finanziava l'espansione delle energie rinnovabili non tramite sussidi pubblici, bensì attraverso un sovrapprezzo sul prezzo dell'elettricità. Questo cosiddetto sovrapprezzo EEG era un importo ricalcolato annualmente e indicato separatamente in bolletta.

Il sovrapprezzo è cresciuto considerevolmente nel corso degli anni: da 1,33 centesimi per kilowattora nel 2009, è salito a 6,24 centesimi nel 2014, un aumento di cinque volte. Tra il 2017 e il 2021, ha oscillato tra 6,40 e 6,88 centesimi per kilowattora. Per una famiglia media, il solo sovrapprezzo EEG ha comportato un onere annuo di 180 euro o più. Sommando tutti i sussidi e i costi di sistema sostenuti per la transizione energetica tra il 2000 e il 2021, i costi diretti totali ammontano ad almeno 476 miliardi di euro, a seconda del metodo di calcolo; le stime pessimistiche superano di gran lunga 1.000 miliardi di euro.

Alla luce dell'impennata dei prezzi dell'energia, il sovrapprezzo EEG è stato azzerato anticipatamente nel 2022. Il Bundestag tedesco ha poi deciso di abolirlo completamente il 1° luglio 2022, con l'obiettivo di fornire un "sollievo tangibile ai consumatori". Con la legge sul finanziamento dell'energia, entrata in vigore il 1° gennaio 2023, il sovrapprezzo è stato formalmente abolito. Tuttavia, la promozione delle energie rinnovabili non è stata interrotta; è stata semplicemente spostata fuori dalla vista dei consumatori: invece di comparire sulle bollette elettriche, è stata finanziata dal Fondo per il clima e la trasformazione (KTF), un fondo federale speciale. L'abolizione del sovrapprezzo EEG all'epoca comportò una riduzione immediata di 6,6 miliardi di euro nei prezzi dell'elettricità.

La conclusione cruciale è questa: i costi non sono scomparsi. Sono stati semplicemente spostati dalla parte visibile della bolletta elettrica alla parte invisibile delle finanze pubbliche.

La contraddizione politica: i ricchi stretti tra critica e pratica dei sussidi

Qui risiede il nocciolo della contraddizione politica che rende questo dibattito così esplosivo. In qualità di Ministro dell'Economia, Katherina Reiche ha preso una posizione chiara sul sostegno statale alle energie rinnovabili: i sussidi devono essere sistematicamente ridotti. La tariffa incentivante prevista dalla Legge sulle Energie Rinnovabili (EEG) per i piccoli impianti solari inferiori a 25 kilowatt deve essere abolita. La sua motivazione: "Gli impianti economicamente sostenibili non necessitano di sussidi permanenti da parte dei cittadini". I sussidi esistenti devono essere rivisti e l'attenzione deve essere focalizzata sul mercato, sulla diversità tecnologica e sull'innovazione.

Allo stesso tempo, lo stesso ministro prevede di sovvenzionare la costruzione di centrali elettriche a gas con miliardi di euro di aiuti di Stato, che ricadrebbero sui cittadini attraverso un prelievo sulle tariffe elettriche. La Commissione europea deve approvare esplicitamente questo sussidio perché costituisce un aiuto di Stato. Lo stesso Ministero federale dell'Economia e dell'Energia ha suggerito un prelievo di due centesimi per kilowattora come possibile cifra – un importo che ricorda strutturalmente il sovrapprezzo storico dell'EEG.

Le critiche sono state immediate: i partiti di sinistra e i Verdi accusano Reiche di perseguire politiche che servono esclusivamente gli interessi della lobby del gas. La Federazione tedesca per le energie rinnovabili definisce la linea di Reiche "un altro attacco alle energie rinnovabili". L'organizzazione ambientalista BUND parla di "un altro colpo alla transizione energetica". E la società energetica 1KOMMA5° ha presentato un reclamo alla Commissione europea, ritenendo che i sussidi alle centrali a gas siano anticoncorrenziali.

Che cos'è un sussidio e che non lo è? Un chiarimento economico

La questione se il previsto prelievo sulla capacità costituisca un sussidio non è meramente accademica, ma ha profonde implicazioni politiche e giuridiche. Da un punto di vista economico, un sussidio è qualsiasi forma di assistenza finanziaria governativa che alteri un prezzo di mercato, incentivi investimenti che il mercato non effettuerebbe autonomamente o fornisca vantaggi agli operatori che non si verificherebbero senza l'intervento statale.

Secondo questa definizione, il previsto prelievo di capacità è chiaramente un sussidio: compensa i gestori delle centrali elettriche per il mantenimento di capacità che non sarebbero redditizie in normali condizioni di mercato. La Commissione europea lo considera pertanto un aiuto di Stato e deve approvare il progetto. Secondo la normativa europea, i meccanismi di sostegno alla capacità sono ammissibili solo se si può dimostrare che sono necessari e appropriati per la sicurezza dell'approvvigionamento.

La differenza rispetto al sovrapprezzo EEG è strutturalmente minima: entrambi gli strumenti sono prelievi sul prezzo dell'elettricità, finanziati attraverso i consumi, e incentivano gli investimenti in tecnologie specifiche che non sarebbero economicamente sostenibili senza questo incentivo. Il sovrapprezzo EEG è stato concepito per le energie rinnovabili; il nuovo sovrapprezzo di capacità è pensato principalmente per le centrali elettriche a gas. Il principio di base – la sovvenzione incrociata organizzata dallo Stato attraverso il prezzo dell'elettricità – è identico.

Una differenza fondamentale, tuttavia, risiede nella trasparenza: per anni, il sovrapprezzo EEG è stato indicato come voce separata nella bolletta elettrica ed era visibile a ogni consumatore. Il nuovo sovrapprezzo di capacità è invece integrato in una struttura di sovrapprezzi già di per sé opaca, che entro il 2026 sarà composta da tre diverse componenti. Inoltre, il sovrapprezzo EEG è stato di fatto abolito e sostituito da fondi di bilancio, mentre il nuovo sovrapprezzo viene aggiunto direttamente alla bolletta elettrica – proprio l'approccio che era stato considerato politicamente inaccettabile per il sovrapprezzo EEG.

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L'argomento della sicurezza dell'approvvigionamento: necessità o pretesto?

I sostenitori del mercato della capacità sostengono che la sicurezza dell'approvvigionamento sia una responsabilità pubblica, legittimando così i finanziamenti governativi. La quota di energie rinnovabili nel consumo di elettricità in Germania si attestava intorno al 53% nel primo trimestre del 2026 e si prevede che salirà all'80% entro il 2030. Con la crescente quota di fonti instabili come l'eolico e il solare, aumenta inevitabilmente la necessità di capacità dispacciabili, in grado di intervenire durante i periodi di bassa produzione di energia eolica e solare.

Attualmente, la Germania dispone di circa 35,6 gigawatt di capacità installata di gas naturale. Una moderna centrale elettrica a gas eroga tra 500 e 800 megawatt di potenza, a seconda della sua progettazione. La pianificazione di una nuova capacità dispacciabile fino a dodici gigawatt – di cui dieci provenienti da centrali a gas – appare tecnicamente giustificabile alla luce degli obiettivi di eliminazione graduale del carbone e di lotta al cambiamento climatico.

La questione cruciale, tuttavia, non è se queste capacità verranno acquisite e finanziate, ma come. I critici del mercato della capacità sottolineano che le gare d'appalto tecnologicamente neutre, che includono anche lo stoccaggio a batteria, le soluzioni di risposta alla domanda e altre opzioni di flessibilità, potrebbero essere significativamente più economiche. Uno studio di Frontier Economics ha calcolato che lo stoccaggio a batteria potrebbe ridurre il fabbisogno di centrali a gas fino a nove gigawatt, con notevoli risparmi sui costi di costruzione e di esercizio, nonché una riduzione delle emissioni di CO₂ fino a 6,2 milioni di tonnellate. La struttura del mercato della capacità, che di fatto riserva dieci dei dodici gigawatt alle centrali a gas, può quindi essere giustamente criticata come tecnologicamente sbilanciata.

Esperienze internazionali: cosa ci insegna l'Europa

La Germania non è il primo Paese ad aver introdotto un mercato della capacità. La Gran Bretagna ha lanciato un mercato centralizzato nel 2014, seguita da Belgio, Irlanda, Italia e Polonia con modelli simili. La Francia è stato l'unico Paese europeo ad optare inizialmente per un approccio decentralizzato, ma l'esperienza operativa dal 2017 in poi ha dimostrato la sua minore efficacia, rendendo necessaria l'introduzione di meccanismi centralizzati.

L'esperienza di questi paesi dimostra che i mercati della capacità possono, in linea di principio, funzionare per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento, ma una progettazione ben ponderata è fondamentale per evitare allocazioni errate e costi inutili. Particolarmente critica è la questione del fattore di riduzione (nota: termine tecnico per la valutazione realistica della disponibilità) – ovvero la valutazione realistica della capacità effettivamente disponibile quando necessaria – nonché l'evitare sovraccapacità, che fanno lievitare inutilmente i costi per i consumatori.

Una delle principali critiche alla proposta tedesca è che il criterio a lungo termine di dieci ore di fornitura elettrica ininterrotta è di fatto concepito per le centrali a gas e svantaggia strutturalmente i sistemi di accumulo e altre soluzioni di flessibilità. Pertanto, l'approccio tedesco si configura più come uno strumento di controllo tecnologico che come una vera e propria competizione in termini di capacità.

Il cambiamento di sistema: dal mercato della sola energia al mercato della capacità

L'introduzione di un mercato della capacità non si limita al finanziamento delle singole centrali elettriche, ma segna un fondamentale cambio di paradigma nella struttura del mercato elettrico tedesco. Fino ad ora, il mercato elettrico tedesco era stato esplicitamente concepito come un mercato esclusivamente energetico, in cui le forze di mercato determinavano le decisioni di investimento. I mercati della capacità, al contrario, sono organizzati dallo Stato e sostituiscono il meccanismo di mercato con la pianificazione governativa.

Per un Paese la cui identità economica si fonda fortemente sull'impegno verso l'economia sociale di mercato, questo passo è notevole. L'ironia sta nel fatto che a compiere questo passo verso una maggiore pianificazione statale sia proprio un ministro dell'economia della CDU, che a parole si fa promotore del liberalismo di mercato e di una riduzione dei sussidi. Nella sua forma più pura, il mercato della capacità è l'antitesi di uno strumento basato sul mercato: sostituisce il prezzo come indicatore di direzione con appalti statali e remunerazioni garantite.

Il passaggio da un mercato basato esclusivamente sull'energia a un mercato della capacità ha una sua logica intrinseca che trascende le preferenze politiche. Con un obiettivo di quota dell'80% per le energie rinnovabili e prezzi all'ingrosso in calo a causa dei bassi costi marginali dell'eolico e del solare, il mercato basato esclusivamente sull'energia perde la sua funzione di incentivo agli investimenti in capacità dispacciabile. Il problema fondamentale è sistemico e non un'invenzione politica di Reiche, ma la soluzione è una scelta politica.

Confronto: sovrapprezzo EEG e sovrapprezzo di capacità a confronto

È possibile individuare con precisione le analogie e le differenze strutturali tra il supplemento EEG e il supplemento di capacità previsto:

La tabella illustra come entrambi gli strumenti siano prelievi statali destinati a sovvenzionare tecnologie specifiche. Dopo la sua abolizione, il prelievo EEG è stato criticato per essere troppo oneroso e non sufficientemente orientato al mercato. Il prelievo sulla capacità pianificata presenta le stesse caratteristiche strutturali.

Politica fiscale, fondi speciali e questione dell'onestà fiscale

Un altro aspetto che complica il dibattito è il contesto fiscale. Il sovrapprezzo EEG non è stato abolito nel 2022/2023 perché sono terminati i sussidi per le energie rinnovabili, ma perché il suo finanziamento è stato trasferito al fondo speciale del Fondo per il Clima e la Trasformazione (KTF). Il KTF era dotato di circa 180 miliardi di euro e aveva lo scopo, tra l'altro, di finanziare l'abolizione del sovrapprezzo EEG. I consumatori, quindi, non vedevano più il sovrapprezzo sulle bollette elettriche, ma i costi continuavano a essere coperti con i soldi dei contribuenti.

A seguito della sentenza della Corte costituzionale federale sul freno al debito e della conseguente crisi di bilancio per la coalizione di governo, i fondi destinati al KTF (Fondo per la trasparenza di Kiel) sono stati significativamente ridotti. Il governo federale guidato da Friedrich Merz si trova ad affrontare il problema che i grandi progetti di investimento – centrali a gas, infrastrutture e transizione energetica – non possono più essere finanziati arbitrariamente tramite fondi speciali. Il nuovo prelievo sui prezzi dell'energia elettrica rappresenta quindi anche una risposta di bilancio al freno al debito: ciò che lo Stato non può più spendere direttamente, lo finanzia attraverso prelievi obbligatori che non sono formalmente considerati spese pubbliche.

Da un punto di vista economico, questa non è una distinzione banale. Un'imposta sul prezzo dell'energia elettrica è un onere obbligatorio che colpisce tutti i consumatori di energia elettrica, indipendentemente dalle loro possibilità economiche. Il suo effetto distributivo è regressivo: le famiglie più povere, che spendono una quota maggiore del loro reddito per l'energia, sono gravate in modo proporzionalmente maggiore rispetto a quelle più ricche. Il finanziamento diretto alle famiglie potrebbe, almeno in teoria, essere reso più socialmente equilibrato attraverso una tassazione progressiva. Dal punto di vista della giustizia sociale, un ritorno all'imposta rappresenta quindi un passo indietro.

Tra mercato e Stato: la verità sulla politica energetica che nessun partito vuole sentire

La risposta onesta in materia di politica energetica alla domanda se il prelievo sulla capacità sia un sussidio è: Sì, senza ombra di dubbio. Ed è un sussidio che si rende necessario per le stesse ragioni strutturali che hanno reso necessario il prelievo EEG: perché il mercato dell'elettricità da solo non fornisce sufficienti incentivi agli investimenti per capacità socialmente auspicabili ma economicamente non redditizie.

La differenza sta nel fatto che il sovrapprezzo EEG ha incentivato tecnologie che inizialmente richiedevano finanziamenti iniziali e che ora sono ampiamente competitive anche senza sussidi. Gli impianti fotovoltaici ed eolici hanno completato la loro curva di apprendimento; i costi sono diminuiti drasticamente. Le centrali a gas, invece, che funzionano solo per pochi giorni all'anno e fungono da riserva durante i periodi di scarsa produzione eolica e solare, rimarranno strutturalmente dipendenti dai sussidi governativi, perché il loro modello di business non si basa sul funzionamento a pieno carico, ma sulla disponibilità. Il sussidio non rappresenta quindi una fase di maturità del mercato, ma una componente permanente del sistema.

Questa consapevolezza pone fine a qualsiasi ingenuità ideologica nella politica energetica tedesca. Non esiste una sicurezza energetica gratuita. Chiunque desideri entrambe le cose – l'eliminazione graduale del carbone e del nucleare e una fornitura di elettricità affidabile anche durante i periodi di scarsa produzione eolica e solare – deve pagarne il prezzo. Le uniche domande sono chi paga e con quanta trasparenza ciò avviene. Chi condanna i sussidi statali alle energie rinnovabili definendoli sussidi e difende i sussidi statali alle centrali a gas come strumento di sicurezza dell'approvvigionamento, argomenta su un piano politico, non economico.

Previsioni e prospettive: cosa riserva il futuro per i consumatori e per l'industria?

L'impatto finanziario immediato su famiglie e industrie dipenderà dalla struttura del mercato della capacità. Con un prelievo di due centesimi per kilowattora, una famiglia di quattro persone con un consumo annuo di 4.000 kilowattora pagherebbe circa 80 euro in più all'anno. Le industrie ad alta intensità energetica, che già risentono notevolmente dei prezzi dell'energia in Germania, dovrebbero raccogliere circa due milioni di euro in più ogni 100 gigawattora di consumo annuo.

Nel lungo periodo, l'Associazione tedesca delle industrie delle nuove energie (BNE) ha calcolato costi totali compresi tra 340 e 435 miliardi di euro in due decenni. Queste cifre rendono trasparenti per la prima volta i costi strutturali associati a un mercato centralizzato della capacità. A titolo di confronto, i sussidi totali dell'EEG fino al 2021 sono costati direttamente circa 476 miliardi di euro. Il nuovo mercato della capacità opererebbe su una scala simile, ma per una tecnologia diversa.

L'avvio delle gare d'appalto è previsto per il 2026, con il collegamento delle centrali alla rete entro il 2031. Un ulteriore quadro di gara per un meccanismo di capacità globale è previsto a partire dal 2027, con entrata in vigore nel 2032. La Germania sta quindi entrando definitivamente nell'era della pianificazione statale del mercato elettrico, e lo fa con un governo programmaticamente impegnato a favore del mercato. Non si tratta di una contraddizione nella pratica, ma nella retorica.

Osservazioni conclusive: La grammatica dei sussidi

I sussidi hanno avuto una storia particolare nella politica energetica tedesca. Quando il precedente governo di coalizione abolì il sovrapprezzo EEG, la decisione fu accolta con favore come una misura di sollievo, sebbene i costi fossero stati semplicemente spostati. Ora, quando il nuovo governo federale prevede di introdurre un sovrapprezzo di capacità, questo viene presentato come un investimento nella sicurezza dell'approvvigionamento, anche se si tratta strutturalmente dello stesso strumento.

Il punto cruciale non è se si preferiscano le centrali a gas o le energie rinnovabili – questo è un legittimo dibattito di politica energetica. Il punto cruciale è la coerenza dell'argomentazione. Chi critica i sussidi governativi alle energie rinnovabili come distorsioni del mercato non può poi presentare i sussidi governativi alle centrali a gas come una componente naturale di un'economia di mercato. Entrambi sono sussidi. Entrambi sono giustificati dalla stessa logica: senza incentivi governativi, gli investimenti socialmente desiderabili non verrebbero realizzati in misura sufficiente.

La grammatica dei sussidi rimane la stessa, anche se il vocabolario cambia. E i consumatori pagheranno – sia attraverso le bollette dell'elettricità, sia attraverso il bilancio federale, o entrambi. L'affermazione più onesta che la politica energetica tedesca potrebbe fare al momento è: la sicurezza dell'approvvigionamento ha un costo, e qualcuno deve pur pagarlo. Tutto il resto è retorica politica.

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