Economico, pulito, sicuro? I quattro principali miti della transizione energetica tedesca: una verifica dei fatti

L'illusione del prezzo dell'elettricità: perché l'energia eolica e solare sono economiche, eppure continuiamo a pagare di più

Per quasi un quarto di secolo, ai tedeschi è stata presentata la transizione energetica con un tono familiare: è pulita, li rende indipendenti, riduce i costi e garantisce comunque l'approvvigionamento energetico. Ma questo storico esperimento – la completa trasformazione di un paese altamente industrializzato verso fonti energetiche dipendenti dalle condizioni meteorologiche – regge alla prova della realtà fisica ed economica? Un'analisi spietata, libera da fazioni ideologiche, dipinge un quadro completamente diverso. Dall'esplosione dei costi di rete e dai fattori occulti che influenzano i prezzi dell'elettricità, alla nuova e pericolosa dipendenza dalle catene di approvvigionamento cinesi e alla grande illusione che circonda lo stoccaggio a batteria: la discrepanza tra le speranze politiche e i dati concreti non è mai stata così grande. Questo articolo fa il punto della situazione e rivela perché il vero problema della transizione energetica non sono i suoi ambiziosi obiettivi, ma la sua progettazione fondamentalmente errata. Un'analisi essenziale per chiunque voglia capire chi pagherà davvero il conto del sistema energetico del futuro.

Perché le più belle affermazioni sull'energia pulita, economica e sicura si sono rivelate infondate per 25 anni a causa della fisica, dell'economia e della geopolitica

Dall'approvazione della legge sulle energie rinnovabili nel 2000, la transizione energetica tedesca è stata comunicata con un tono ben preciso. È pulita, ci rende indipendenti, sarà più economica e l'approvvigionamento energetico è comunque garantito. Per oltre un quarto di secolo, queste quattro frasi hanno costituito l'ossatura retorica di una trasformazione storicamente unica per la sua portata: una nazione industrializzata altamente sviluppata, con un consumo di energia primaria di circa 3.200 terawattora e una filiera orientata all'esportazione, sta convertendo l'intero sistema energetico alla produzione dipendente dalle condizioni meteorologiche. Non si tratta di un dettaglio politico, ma di un esperimento macroeconomico su vasta scala con implicazioni per la competitività, la distribuzione, le finanze pubbliche e la bilancia commerciale.

L'integrità economica impone una distinzione tra tre categorie: affermazioni che reggono al vaglio empirico; affermazioni vere in singoli segmenti ma fuorvianti se inserite nel contesto sistemico; e affermazioni semplicemente false o da tempo smentite dai dati disponibili. Questa distinzione è spesso assente nel dibattito pubblico. La presente analisi applica tale distinzione in modo coerente e senza alcuna parzialità ideologica, né a sinistra né a destra.

Il prezzo delle buone intenzioni: quanto costa davvero l'elettricità in Germania

L'affermazione secondo cui la transizione energetica renderà l'elettricità più economica è insostenibile nella sua forma assoluta, ma non è nemmeno del tutto priva di fondamento nella sua forma relativa. La verità risiede in un differenziale di prezzo che viene sistematicamente oscurato nel dibattito pubblico. Nei mercati all'ingrosso, gli impianti eolici e solari generano elettricità a costi marginali prossimi allo zero, il che si traduce in prezzi spot molto bassi o addirittura negativi nelle ore di maggiore immissione di energia rinnovabile sul mercato. Questo fenomeno è reale. Tuttavia, concludere da ciò che il prezzo al consumatore finale diminuirà è un errore categoriale, perché il prezzo al consumatore finale non è costituito dal prezzo spot, bensì da costi di approvvigionamento, tariffe di rete, imposte, canoni di concessione, tasse e margini di distribuzione.

Le cifre, apparentemente nette, rivelano un quadro più complesso. Secondo un'analisi internazionale dei prezzi, il prezzo medio dell'elettricità per le famiglie tedesche nel primo trimestre del 2025 si aggirava intorno ai 38 centesimi di dollaro per kilowattora, posizionando la Germania al quinto posto tra i paesi più cari al mondo. SMARD riporta un prezzo di poco inferiore ai 18 centesimi di dollaro per kilowattora per le medie imprese industriali nel gennaio 2025, mentre per i grandi consumatori privilegiati era di poco superiore agli 11 centesimi. I dati raccolti dall'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) per il 2025 si attestavano intorno ai 15,9 centesimi per le medie imprese industriali e intorno ai 14,4 centesimi per le grandi imprese industriali. L'intervallo tra i 30 e i 40 centesimi menzionato nel testo originale è quindi accurato per le famiglie, ma troppo elevato per l'industria. Tuttavia, il dato di paragone, politicamente rilevante, rimane eclatante: le imprese industriali cinesi pagano tra i 7 e i 10 centesimi a seconda della provincia, i consumatori industriali statunitensi negli stati ad alta intensità energetica pagano spesso tra i 6 e i 9 centesimi, e le imprese francesi operano in un intervallo compreso tra i 12 e i 20 centesimi. La localizzazione industriale tedesca si colloca quindi strutturalmente nel quartile di prezzo più elevato dell'area OCSE.

Questa struttura tariffaria implica una logica aziendale che qualsiasi responsabile finanziario in un'azienda ad alta intensità energetica comprende immediatamente. Se l'elettricità è in media dal 30 al 70% più cara rispetto alla concorrenza nel lungo periodo, una maggiore produttività, prodotti migliori, sussidi o un contesto normativo favorevole devono compensare questo svantaggio. Nessuna di queste condizioni è attualmente soddisfatta agevolmente in Germania. Le conseguenze sono documentate da sondaggi condotti dalle Camere di Commercio e Industria tedesche, dalla VDMA (Associazione tedesca degli ingegneri) e dalla Fondazione per le imprese familiari: una parte consistente delle aziende sta valutando la possibilità di delocalizzare, ridurre la produzione o vendere a investitori strategici o finanziari. Le percentuali specifiche variano a seconda del sondaggio e della formulazione delle domande, ma il modello di base è solido: il prezzo dell'energia si è evoluto da fattore marginale legato alla localizzazione a rischio aziendale centrale.

Tra la crisi del carbone e la persistenza della CO₂: il difficile bilancio climatico

La tesi secondo cui la transizione energetica sta rendendo il sistema elettrico più pulito è empiricamente corretta nella sua direzione fondamentale. Le emissioni di CO₂ derivanti dalla produzione di energia elettrica in Germania sono diminuite significativamente dal 1990, l'intensità specifica di emissioni per kilowattora prodotto si è quasi dimezzata e nel 2024, per la prima volta, oltre la metà del consumo lordo di elettricità è stata coperta da energia eolica, solare, da biomassa e idroelettrica. Un'affermazione che sostiene categoricamente che la Germania, nonostante l'espansione delle energie rinnovabili, abbia uno dei sistemi elettrici più inquinanti d'Europa, distorce questa realtà.

Tuttavia, resta un dato di fatto, seppur con sfumature, il seguente: in un confronto all'interno dell'Europa, la Germania continua a posizionarsi dietro a Francia, Svezia, Svizzera, Norvegia e Finlandia in termini di intensità di CO₂ nella produzione di energia elettrica, ovvero dietro ai paesi che si affidano prevalentemente all'energia nucleare e idroelettrica. Il mix energetico francese emette spesso meno di un decimo per kilowattora rispetto a quello medio prodotto dal mix tedesco. La Germania si comporta peggio anche di Spagna e Regno Unito in molti periodi di riferimento. La ragione non risiede nella debolezza delle energie rinnovabili, bensì nella sequenza di dismissione imposta per ragioni politiche: le centrali nucleari sono state chiuse prima di quelle a carbone, il che aumenta l'intensità residua dei combustibili fossili durante le ore di bassa produzione di energia eolica e solare. In termini economici, la Germania ha sostituito una fonte di energia di bilanciamento a basse emissioni di CO₂ con una fonte ad alte emissioni, compensando solo parzialmente questo effetto attraverso un'ulteriore espansione della capacità produttiva. Il risultato è una curva di decarbonizzazione più realistica, ma meno ripida, rispetto a quanto suggerito dalla narrazione ufficiale.

Il cambiamento di dipendenza: dal gas russo alla creazione di valore cinese

L'affermazione secondo cui la Germania diventerà energeticamente indipendente grazie alla transizione energetica è una di quelle dichiarazioni che, pur sembrando coerenti in teoria, si rivelano inefficaci nella pratica a causa della reale struttura delle catene di approvvigionamento globali. È vero che chiunque smetta di consumare carbone, gas naturale e uranio importati riduce la propria dipendenza dalle importazioni di energia. È altrettanto vero che un impianto eolico o solare, una volta costruito, produce energia indipendentemente dalle condizioni geopolitiche. Questa constatazione non è frutto di marketing, ma di fisica.

L'idea che ciò abbia eliminato la dipendenza è falsa. Essa è stata semplicemente spostata e rimodellata. La catena del valore industriale delle energie rinnovabili mostra una drammatica concentrazione. Circa l'80% della capacità produttiva globale di moduli fotovoltaici e circa il 95% della produzione di wafer si trova in Cina; la situazione è simile per le celle delle batterie e i materiali catodici, e ancora più marcata per i magneti in terre rare per turbine eoliche e motori elettrici. A ciò si aggiungono le dipendenze dal litio proveniente da Cile e Australia, dal cobalto dalla Repubblica Democratica del Congo e dal rame e nichel provenienti da un numero gestibile di paesi produttori. Dal punto di vista della resilienza nazionale, la dipendenza dalle materie prime fossili è stata quindi sostituita da una dipendenza da materie prime minerali, componenti industriali e industrie di processo cinesi. Se questo scambio sia vantaggioso dipende dalla stabilità politica delle nuove fonti di approvvigionamento. La risposta empirica finora è contrastante e, nel caso della Cina, piuttosto preoccupante.

Quando la calma apparente diventa un problema sistemico: il lato nascosto della sicurezza degli approvvigionamenti

L'affermazione secondo cui l'approvvigionamento è sicuro è probabilmente la più interessante dell'elenco. È formalmente corretta e sostanzialmente discutibile allo stesso tempo. È formalmente corretta perché, ad oggi, nessun blackout su larga scala in Germania è stato attribuibile a una carenza di energia elettrica generata, e l'indisponibilità media per utente finale, misurata in minuti SAIDI, rimane bassa a livello internazionale. Questo è un risultato dei gestori di rete, non del sistema politico.

L'affermazione diventa sostanzialmente discutibile se si guarda oltre la facciata del bilancio complessivo. Il numero di interventi sulla rete è il miglior indicatore precoce. L'Agenzia federale per le reti riporta un volume di interventi per la gestione della congestione della rete pari a circa 30.300 gigawattora per il 2024, con costi totali preliminari di circa 2,78 miliardi di euro, rispetto ai 34.300 gigawattora e 3,34 miliardi di euro del 2023. I 19.318 interventi di redistribuzione all'anno menzionati nel testo originale corrispondono ai singoli interventi sulla rete di trasmissione e rappresentano un ordine di grandezza plausibile. Tuttavia, le valutazioni attuali del settore della rete di distribuzione mostrano che la frequenza degli interventi di redistribuzione 2.0 sta aumentando drasticamente dopo l'inclusione di impianti di dimensioni minori; le prime valutazioni a partire dal 2025 indicano un ulteriore raddoppio del numero di casi. Non si tratta di fenomeni marginali, bensì delle conseguenze economiche di un sistema i cui centri di generazione non coincidono più con i centri di consumo.

Che i periodi di bassa produzione di energia eolica e solare siano reali non è un'affermazione polemica, ma un dato di fatto meteorologico. Periodi di diverse settimane di alta pressione in inverno, con scarsa produzione di energia eolica e trascurabile produzione di energia solare, si verificano regolarmente. Nel dicembre 2022 e nel novembre 2024, le centrali a gas, carbone e biomassa, insieme alle importazioni da Francia, Paesi Bassi e Danimarca, hanno dovuto farsi carico del carico residuo. Il fatto che il sistema funzioni durante tali fasi è un successo dei mercati europei interconnessi e del parco impianti a combustibili fossili rimanente, non una prova dell'autonomia del sistema energetico tedesco basato sulle energie rinnovabili. Ciò che è economicamente rilevante è che la capacità residua svolge una funzione assicurativa che deve essere remunerata, anche se opera solo per poche centinaia di ore all'anno. Proprio questo problema di finanziamento rappresenta il difetto fondamentale dell'architettura del mercato tedesco.

I due mondi del sistema energetico: il settore elettrico e l'energia finale

Una delle distorsioni più frequenti nel dibattito è la confusione tra la quota di produzione di energia elettrica e la quota di energia primaria. Sebbene i comunicati stampa che affermano che oltre la metà dell'elettricità tedesca provenga da fonti eoliche e solari siano fattualmente corretti, ciò non significa che metà del consumo energetico tedesco sia climaticamente neutro. Nel 2024, la quota di energie rinnovabili nel consumo finale lordo di energia era di circa il 22%, e nel consumo di energia primaria di circa il 20%. Il motivo è semplice: l'elettricità è solo un segmento del sistema energetico. Il riscaldamento degli edifici, il calore di processo nell'industria, i trasporti – in particolare il trasporto merci, marittimo e aereo – continuano a essere forniti prevalentemente da combustibili fossili.

Questa asimmetria dà origine a un problema strategico che raramente viene discusso apertamente. Ogni accoppiamento settoriale, ovvero la conversione del riscaldamento e dei trasporti all'elettricità, aumenta il consumo di energia elettrica. Se si vuole prendere sul serio la transizione energetica nei settori del riscaldamento e dei trasporti, il consumo lordo di elettricità passerà dagli attuali 510 terawattora circa a un valore compreso tra 750 e 1.000 terawattora, a seconda del modello e delle ipotesi sull'idrogeno. Ciò significa che la produzione, le reti e gli impianti di stoccaggio non solo dovranno soddisfare la domanda attuale, ma anche raddoppiarla entro un arco di tempo di venti-venticinque anni. L'espansione attualmente in corso, già considerata ambiziosa, rappresenta solo un terzo del percorso per raggiungere il risultato desiderato.

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Il triangolo dei costi: generazione, reti e la grande incognita del backup

La discussione sui costi di sistema soffre di una debolezza metodologica. Solitamente viene ridotta ai costi diretti di generazione, ovvero al costo livellato dell'elettricità (LCOE) dei nuovi impianti eolici o solari, che ora raggiungono prezzi compresi tra 5 e 8 centesimi di dollaro per kilowattora nelle aste. Si tratta di una riduzione di prezzo notevole, che va riconosciuta. Tuttavia, non rappresenta il costo complessivo del sistema, poiché i costi totali del sistema includono generazione, reti, stoccaggio, backup, alimentazione di bilanciamento, servizi ancillari e i costi di finanziamento e opportunità della capacità installata in eccesso.

Uno studio commissionato dalla Camera di Commercio e Industria tedesca e condotto da Frontier Economics stima questi costi per il periodo dal 2025 al 2049 tra i 4.800 e i 5.400 miliardi di euro. La ripartizione è rivelatrice: da 2.000 a 2.300 miliardi di euro sono attribuibili alle importazioni di energia, 1.200 miliardi di euro ai costi di rete, da 1.100 a 1.500 miliardi di euro agli investimenti negli impianti di generazione e circa 500 miliardi di euro alla loro gestione ordinaria. Quando questa somma viene calcolata pro capite sulla base di una popolazione di quasi 84 milioni di persone con un'età media di 24 anni, i costi pro capite risultanti si attestano su cifre a quattro zeri all'anno. La cifra di 430 euro pro capite citata nel testo originale è quindi una stima piuttosto prudente e si riferisce a una definizione più ristretta di costi di sistema.

La componente relativa all'espansione della rete è particolarmente significativa. La domanda individuata dai gestori del sistema di trasmissione nel piano di sviluppo della rete prevede, nello scenario di riferimento, diverse migliaia di chilometri di nuove linee di trasmissione ad alta tensione, integrate da tratti considerevolmente più lunghi nella rete di distribuzione. La cifra di 16.800 chilometri di linee necessarie, di cui solo 3.500 attualmente costruiti, riflette la portata totale di tutte le misure quando si considerano congiuntamente le reti di trasmissione e distribuzione, ed è realistica in questo ordine di grandezza. Dal punto di vista economico, il chilometraggio nominale è meno importante dei tempi di autorizzazione e costruzione, che per progetti di grande portata come SuedLink e SuedOstLink superano regolarmente i dieci anni. Le conseguenze economiche di questi ritardi sono duplici: da un lato, l'infrastruttura diventa più costosa a causa dell'inflazione e dei costi di congestione; dall'altro, aumentano i costi di ridistribuzione perché la rete non è disponibile dove avviene la produzione.

Le centrali elettriche a gas come ponte che non dovrebbe esserlo: la nuova dipendenza dai combustibili fossili

La consulente economica Veronika Grimm ha ripetutamente sottolineato negli ultimi anni che, senza una rapida espansione della capacità di generazione di energia programmabile, l'intero progetto di transizione energetica è a rischio. Questa posizione gode del sostegno della maggioranza all'interno del Consiglio degli Esperti Economici e della comunità scientifica che si occupa di politica energetica. La ragione di fondo è tecnicamente innegabile: una volta chiuse le restanti centrali nucleari e attuati i piani di eliminazione graduale del carbone, nei prossimi anni si creerà un deficit di capacità garantita di circa 20-50 gigawatt, a seconda dello scenario. Tale deficit non può essere colmato a breve termine con le tecnologie attuali, né tramite batterie né tramite idrogeno.

Il compromesso politico si traduce in centrali elettriche a gas predisposte all'idrogeno, inizialmente alimentate a gas naturale e successivamente convertite all'idrogeno. Si tratta di un'operazione delicata sia dal punto di vista economico che da quello delle politiche climatiche. Da un lato, la costruzione di nuove centrali a gas aumenta l'infrastruttura per i combustibili fossili in un Paese che mira proprio a ridurla. Dall'altro, i modelli operativi non sono economicamente sostenibili senza un mercato della capacità o garanzie governative, poiché una centrale elettrica che opera solo per poche centinaia di ore all'anno non può rifinanziare i propri costi fissi attraverso il mercato spot. Il governo federale si sta quindi orientando verso un meccanismo di capacità che aumenta ulteriormente i costi di sistema e che, nel dibattito pubblico, non viene generalmente attribuito alle energie rinnovabili, sebbene sarebbe superfluo se non fosse per la volatilità delle fonti energetiche rinnovabili.

L'illusione della batteria: perché lo stoccaggio (nuovo: ancora) non può sostituire una centrale elettrica

Una narrazione ricorrente sostiene che le batterie e altri sistemi di accumulo renderanno obsolete le infrastrutture di backup basate sui combustibili fossili. Questa narrazione confonde due obiettivi completamente diversi. Le soluzioni di accumulo a breve termine, come le batterie agli ioni di litio, l'accumulo idroelettrico a pompaggio o l'accumulo termico, immagazzinano energia per ore o al massimo per qualche giorno. Sono tecnicamente mature e sempre più interessanti dal punto di vista economico, in particolare per lo spostamento della produzione di energia solare tra il giorno e la notte e per la commercializzazione dell'energia di bilanciamento. I loro costi di investimento variano da 100 a 400 euro per kilowattora di capacità di accumulo utilizzabile, a seconda delle dimensioni e della durata.

I sistemi di accumulo a lungo termine, necessari per colmare periodi di bassa produzione di energia eolica e solare della durata di una o due settimane, rappresentano una questione completamente diversa. Per la Germania, i modelli di sistema plausibili indicano un fabbisogno di accumulo stagionale compreso tra 50 e 100 terawattora. A titolo di confronto, tutti i sistemi di accumulo agli ioni di litio su larga scala attualmente installati in Europa ammontano a meno di 50 gigawattora, circa un millesimo della capacità richiesta. La soluzione fisicamente fattibile è l'idrogeno, prodotto tramite elettrolisi utilizzando l'elettricità in eccesso, immagazzinato in caverne e riconvertito in elettricità in turbine a gas. Ciascuna di queste fasi di conversione comporta una perdita di energia, con efficienze complessive comprese tra il 25 e il 40%. Ciò significa che per ogni kilowattora di elettricità effettivamente utilizzata, è necessaria una quantità di energia rinnovabile da due a quattro volte superiore a monte. Chiunque prenda sul serio l'idrogeno deve incrementare significativamente l'espansione dell'energia eolica e solare, portare la capacità degli elettrolizzatori nell'ordine dei gigawatt e creare un'infrastruttura di gasdotti e caverne che attualmente esiste solo in forma rudimentale.

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Il problema del plateau: quando la capacità aumenta senza la produzione

Un fenomeno raramente analizzato è la divergenza tra la capacità installata e la produzione effettiva di energia. Mentre la capacità installata di energia eolica e solare è aumentata drasticamente dal 2015, la produzione lorda di elettricità da queste fonti è cresciuta più lentamente a causa della crescente limitazione della produzione, della congestione della rete e delle basse ore di pieno carico in nuove località meno ottimali. Inoltre, il consumo totale di elettricità non è aumentato come previsto perché l'industria, i veicoli elettrici e le pompe di calore non stanno raggiungendo i livelli di rendimento sperati. Il risultato è un sistema che appare in rapida crescita nel dibattito politico, ma che mostra una fase di stallo nelle statistiche di produzione.

Dal punto di vista della politica economica, questa fase di stallo è pericolosa perché indica un limite strutturale del modello attuale. Ogni parco solare o parco eolico aggiuntivo costruito nella Germania meridionale o nella Germania settentrionale genera elettricità nelle ore di punta che, a causa della mancanza di capacità di trasmissione, viene ridotta o esportata a prezzi negativi. Il beneficio economico marginale della capacità aggiuntiva diminuisce, mentre aumentano i costi marginali per le reti, lo stoccaggio e i sistemi di backup. In termini economici, il sistema oltrepassa la soglia delle economie di scala negative.

La lotta per i privilegi: l'economia distributiva di una trasformazione

Ogni grande trasformazione ha i suoi vincitori e i suoi vinti, e la transizione energetica non fa eccezione. Tra i vincitori strutturali figurano gli sviluppatori di parchi eolici e solari, i produttori di tecnologie di accumulo e di rete, le società di consulenza in ambito normativo, i proprietari terrieri i cui terreni sono necessari per le linee di trasmissione, le zone prioritarie per l'energia eolica o le sottostazioni, e l'industria fotovoltaica e delle batterie orientata all'esportazione in Cina. Tra i perdenti strutturali si annoverano le industrie ad alta intensità energetica che non godono di un trattamento preferenziale, gli inquilini che non hanno voce in capitolo sulle decisioni relative al riscaldamento e all'isolamento, i pendolari nelle aree rurali privi di alternative di trasporto pubblico e le piccole e medie imprese che non beneficiano né di agevolazioni né di flessibilità strategica.

Questi effetti distributivi non sono semplici effetti collaterali, ma hanno rilevanza politica ed economica perché determinano l'accettazione della trasformazione. Se le famiglie a basso reddito devono destinare una quota maggiore del loro reddito disponibile all'energia, se le regioni ad alta concentrazione industriale soffrono in modo sproporzionato delle differenze di prezzo dell'elettricità e se, al contempo, i sussidi affluiscono a settori in cui la creazione di valore avviene in parte all'estero, si verifica un'erosione politica che si riflette nei risultati elettorali e nelle maggioranze parlamentari. Da un punto di vista economico, la transizione energetica non è solo un progetto climatico, ma un massiccio progetto di redistribuzione il cui bilancio, in un'ottica di giustizia sociale, è stato finora insufficientemente trasparente.

Il contesto europeo: perché la Germania non decide da sola l'esito

La transizione energetica tedesca viene spesso discussa come se si svolgesse in un sistema chiuso. In realtà, il settore elettrico tedesco è integrato nella rete interconnessa europea e i suoi prezzi sono determinati dalle zone tariffarie e dai flussi di scambio sulla piattaforma EPEX Spot, filiale parigina di EEX, dalle borse di Oslo e Amsterdam e dalle aste transfrontaliere di capacità. Questa integrazione rappresenta un enorme vantaggio economico perché consente le importazioni nei periodi di scarsa produzione eolica e le esportazioni nei periodi di surplus, generalmente a prezzi molto bassi. Allo stesso tempo, comporta un rischio perché le decisioni politiche prese dai paesi limitrofi, come l'espansione dell'energia nucleare in Francia o la produzione di energia da carbone in Polonia, hanno un impatto diretto sull'economia del sistema tedesco.

L'interazione con la Francia è particolarmente interessante. Il parco nucleare francese, che tornerà in gran parte operativo entro il 2025 dopo prolungati periodi di inattività, esporta regolarmente quantità significative di elettricità in Germania durante i mesi invernali. Per la prima volta da molto tempo, nel bilancio commerciale dell'elettricità tedesca per il 2024 si registrano importazioni nette. Ciò significa semplicemente che l'indipendenza energetica tanto decantata in Germania è stata raggiunta spegnendo contemporaneamente la produzione di energia di base nazionale e utilizzando l'energia nucleare estera. Da una prospettiva europea, questo è efficiente; da una prospettiva nazionale, rompe con la narrazione di una crescente produzione interna di energia elettrica.

Cosa dicono realmente i dati: una valutazione economica complessiva

Esaminando le quattro promesse citate all'inizio alla luce dei dati disponibili, emerge un quadro ambivalente ma chiaro. La promessa di costi energetici inferiori si applica ai costi di produzione dei nuovi impianti, ma non ai prezzi per gli utenti finali, né per le famiglie né per le piccole e medie imprese (PMI) ad alta intensità energetica. La differenza tra costi di generazione e prezzi per gli utenti finali è dovuta all'architettura del sistema, composta da imposte, prelievi, tariffe di rete e struttura del mercato, che non si è snellita negli ultimi vent'anni. La promessa di una produzione di energia più pulita si applica alla generazione di elettricità, ma nelle classifiche internazionali e in relazione al consumo energetico totale, risulta significativamente meno incisiva di quanto la comunicazione politica lasci intendere. La promessa di indipendenza è stata parzialmente mantenuta per quanto riguarda le importazioni di combustibili fossili, ma chiaramente violata per quanto concerne materie prime, componenti e input industriali. La promessa di un approvvigionamento sicuro è oggi valida, ma il numero di interventi sulla rete, il livello dei costi di ridistribuzione e la dipendenza strutturale dalle riserve e dalle importazioni di combustibili fossili dimostrano che questa sicurezza sta diventando sempre più costosa e fragile.

Ciò non significa che la transizione energetica sia fallita, ma non sta nemmeno seguendo il percorso auspicato dai suoi sostenitori. Si tratta di un progetto incompiuto, in cui le parti meno costose – ovvero la semplice installazione di impianti solari ed eolici in posizioni strategiche – sono già state completate, mentre le parti più costose e complesse – stoccaggio, reti, alimentazione di riserva, integrazione settoriale, approvvigionamento di materie prime e armonizzazione europea – sono ancora da affrontare. Qualsiasi analisi economica onesta deve riconoscere che i costi marginali dei prossimi dieci punti percentuali di decarbonizzazione saranno significativamente superiori a quelli dei primi cinquanta.

La direzione è giusta, il ritmo è sbagliato e il design è tutt'altro che buono

Una valutazione obiettiva non porta alla conclusione che la transizione energetica debba essere abbandonata. La traiettoria globale delle emissioni, il calo dei costi di produzione delle energie rinnovabili e la fragilità geopolitica delle catene di approvvigionamento dei combustibili fossili rendono la decarbonizzazione sia una necessità industriale che una mossa strategicamente valida. Tuttavia, porta alla conclusione che l'attuale modello di transizione energetica tedesca non è né economicamente efficiente né compatibile con la politica industriale. Espandere la capacità di energia rinnovabile senza un'espansione sincrona della rete e dei sistemi di accumulo, ridurre la produzione di energia di base a basse emissioni di carbonio prima di quella da combustibili fossili, esternalizzare la catena del valore a concorrenti strategici, trascurare un meccanismo di gestione della capacità affidabile e limitare la comunicazione con il settore elettrico sono tutti difetti di progettazione evitabili. Ciascuno di questi difetti ha un costo, e questo costo non farà che aumentare quanto più a lungo verrà ignorato.

L'affermazione che il vento e il sole non mandano bollette rimane vera in senso stretto. Tuttavia, il sistema che li sostiene ne manda una: una bolletta consistente, distribuita e a volte occulta. Identificare questa bolletta, stabilirne le priorità e tradurla in un progetto economicamente sostenibile è il vero compito delle prossime sessioni legislative. Chi considera questo atteggiamento disfattista confonde la critica con il rifiuto. E chi lo ritiene irrilevante non ha compreso il progetto che sta sostenendo.

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