La politica energetica messa alla prova: quattro aree problematiche, un fallimento del sistema – Tra controllo centralizzato e sovraccarico normativo – Immagine: Xpert.Digital
La condivisione dell'energia ha di fatto fallito: perché non è ancora possibile condividere la propria energia solare con i vicini
Politica energetica alla cieca: i 4 principali problemi che mettono a repentaglio la transizione energetica della Germania
Miliardi per le centrali elettriche a gas: chi pagherà in definitiva il conto per il nuovo mercato della capacità?
Germania, estate 2026: la transizione energetica, il progetto economico più ambizioso del dopoguerra, rischia di impantanarsi in un groviglio di microgestione governativa e sovraccarico normativo. Invece di spianare la strada al mercato e agli investitori privati con condizioni quadro affidabili e tecnologicamente neutre, lo Stato interviene sempre più profondamente e in modo scoordinato nei dettagli tecnologici. Che si tratti del costoso nuovo mercato della capacità per le centrali elettriche, delle zone grigie costituzionali della legge sull'efficienza energetica degli edifici recentemente rivista, del continuo e imprevedibile tira e molla sui sussidi per le pompe di calore, o dell'iniziativa di "condivisione energetica" soffocata dalla burocrazia: tutti i sintomi indicano un cronico fallimento del sistema. Questa è una cruda valutazione di una politica che, con la sua ossessione per i dettagli pianificati centralmente, sta creando proprio l'incertezza che intendeva eliminare, con conseguenze disastrose per il clima, l'economia e le tasche dei consumatori.
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Quando lo Stato diventa il principale ostacolo alla propria trasformazione: una scomoda valutazione della politica energetica tedesca nell'estate del 2026
La trasformazione del sistema energetico tedesco è tra i progetti di politica economica più ambiziosi della storia del dopoguerra. Rispetto agli obiettivi prefissati – neutralità climatica entro il 2045, eliminazione completa del carbone, decarbonizzazione del settore edile e diffusione capillare delle energie rinnovabili a tutti i livelli della rete – il volume degli investimenti che dovrebbero essere mobilitati nei prossimi due decenni è sbalorditivo. Allo stesso tempo, tuttavia, ciascuna delle quattro decisioni di politica energetica attualmente al centro del dibattito parlamentare e regolamentare dell'estate 2026 mette in luce, a suo modo, lo stesso problema sistemico: lo Stato si sta progressivamente assumendo compiti che spetterebbero al mercato, con una crescente ossessione per i dettagli, creando così proprio quell'incertezza nella pianificazione e quell'inefficienza nell'allocazione delle risorse che in realtà intendeva eliminare con il suo intervento.
Le quattro questioni – la nuova legge sulla sicurezza e la capacità di approvvigionamento elettrico (Strom-VKG), la legge sulla modernizzazione degli edifici (GModG) salvata dalla Corte costituzionale federale, il programma di sovvenzioni per le pompe di calore radicalmente ristrutturato e l'inciampo normativo sulla condivisione dell'energia – non sono episodi isolati. Sono sintomi dello stesso problema di fondo: un sistema politico che si impantana nella gestione operativa di decisioni tecnologiche di dettaglio e, così facendo, danneggia i presupposti istituzionali fondamentali per gli investimenti privati.
Nove gigawatt a disposizione: il mercato statale della capacità produttiva come male necessario, con difetti di progettazione evitabili
Con l'approvazione della Legge sull'approvvigionamento elettrico (Strom-VKG) da parte della coalizione di governo CDU/CSU e SPD, il Parlamento ha approvato una risoluzione le cui implicazioni in materia di politica energetica sono di fondamentale importanza. Nel 2026 saranno messi a gara un totale di nove gigawatt di capacità di generazione elettrica garantita, suddivisi in due tranche da 4,5 gigawatt ciascuna, con date di scadenza per le gare l'8 settembre e il 29 dicembre. Un'ulteriore gara per due gigawatt seguirà nel maggio 2027. I nuovi impianti dovranno rimanere operativi per un periodo di 15 anni e dovranno essere compatibili con l'idrogeno; dal 2045 in poi sarà obbligatorio un funzionamento completamente a impatto climatico zero. La legge collega quindi l'urgenza immediata della sicurezza dell'approvvigionamento con gli obiettivi a lungo termine della decarbonizzazione, un requisito che, a un esame più attento, crea notevoli tensioni.
La giustificazione fondamentale dell'intervento statale deriva da un noto fallimento del mercato: il cosiddetto problema della mancanza di liquidità nel mercato dell'energia. Una struttura di approvvigionamento sempre più dominata dalla produzione di energia fotovoltaica ed eolica genera costi marginali prossimi allo zero per molte ore all'anno. Le centrali elettriche convenzionali, che svolgono il loro ruolo di riserva affidabile solo durante le poche ore di bassa produzione eolica e solare o di picchi di domanda, non sono più in grado di rifinanziare i loro elevati costi fissi in queste condizioni di mercato. Senza un'ulteriore compensazione statale per la mera esistenza e disponibilità della capacità, si profila una graduale carenza di capacità, con conseguenti rischi concreti per l'approvvigionamento delle aree industriali ad alta intensità energetica. In questo senso, il meccanismo di capacità non è un lusso, ma una necessità sistemica.
Le critiche di natura economica, tuttavia, non si concentrano sull'opportunità di approvare la legge, bensì sulle modalità di attuazione. L'Associazione tedesca delle industrie delle nuove energie (bne) e le associazioni del settore solare hanno unanimemente criticato il fatto che, nonostante alcuni recenti miglioramenti, il sistema di appalto sia strutturalmente orientato verso le centrali a gas. Sebbene il criterio originario delle dieci ore per le tecnologie di accumulo – il requisito che i sistemi di accumulo a batteria siano in grado di fornire elettricità per almeno dieci ore consecutive – sia stato attenuato durante l'iter parlamentare, prevedendo che i sistemi vengano ricaricati all'80% solo dopo tre ore anziché dopo un'interruzione di un'ora, Carsten Körnig, CEO dell'Associazione tedesca per il solare (BSW-Solar), osserva con lucidità che manca una reale neutralità tecnologica e che i sistemi di accumulo a batteria rimangono strutturalmente svantaggiati nelle gare d'appalto previste per le centrali elettriche. Sebbene il fattore di riduzione per l'accumulo a batteria sia formalmente più elevato (0,89) rispetto a quello per le centrali a gas (0,85), il sistema di appalto di base, con i suoi requisiti di potenza minima e disponibilità continua, continua a favorire la generazione convenzionale.
Ancora più grave è l'incertezza derivante dalla legislazione europea. La legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromKG) prevede una quota minima del 50% per i componenti fabbricati in Europa. Questi criteri di resilienza, che si applicano anche alle centrali a gas e non più esclusivamente alle energie rinnovabili, rappresentano un potenziale intervento illegittimo nel mercato interno dell'UE. Al momento della decisione del Bundestag, non era ancora chiaro se la Commissione europea avrebbe concesso l'approvazione degli aiuti di Stato per questo strumento, un rischio significativo per l'orizzonte di investimento dei gestori degli impianti. Inoltre, l'aumento all'ultimo minuto del tetto massimo di offerta da 173.000 a 244.000 euro per megawatt, poco prima del voto, indica che la stima iniziale dei costi da parte del governo era troppo bassa. Considerando la capacità totale offerta di undici gigawatt, il nuovo limite massimo si traduce in un volume di costi annuali dell'ordine di decine di miliardi di euro, che dovranno essere coperti o da un sovrapprezzo sulle tariffe di rete o da fondi diretti di bilancio, un onere che esercita ulteriore pressione sul già elevato prezzo dell'energia elettrica industriale in Germania.
In questo contesto, la resistenza dei partiti di opposizione è degna di nota. Non solo il Partito della Sinistra e i Verdi, ma anche l'AfD hanno votato contro la legge, seppur per ragioni diametralmente opposte. I Verdi hanno criticato la mancanza di apertura tecnologica e un percorso climatico inadeguato, mentre i critici conservatori hanno contestato l'intervento statale e i costi eccessivi. Questa costellazione politica dimostra che il mercato della capacità non è una soluzione tecnicamente neutrale, bensì un progetto politico altamente controverso che ha significative ripercussioni distributive tra tecnologie, attori e consumatori.
La Corte costituzionale tutela una legge che gli esperti del clima considerano pericolosa: il dilemma della legge sulla modernizzazione degli edifici
Il rigetto del ricorso costituzionale presentato dal Partito della Sinistra contro la Legge sulla modernizzazione degli edifici dinanzi alla Corte costituzionale federale significa che, da un punto di vista formale, la legge è ora pronta ad entrare in vigore. Tuttavia, questa decisione giuridica non ha alcun effetto sostanziale. La Corte ha ritenuto che i ricorrenti non avessero sufficientemente dimostrato la necessità di tutela legale – un rigetto puramente procedurale che non si pronuncia in modo definitivo sulla sostanza costituzionale della legge stessa. Ciò nonostante, la Climate Union, un'associazione apartitica di esperti di clima e diritto, aveva già espresso la propria valutazione in un breve rapporto pubblicato nel maggio 2026, secondo cui la Legge sulla modernizzazione degli edifici, nella sua forma attuale, era quasi certamente incostituzionale. La tesi centrale di questo parere degli esperti: l'eliminazione completa del requisito del 65% di energia rinnovabile per gli impianti di riscaldamento crea una lacuna normativa strutturale che consente il funzionamento continuato degli impianti di riscaldamento a combustibili fossili esistenti a tempo indeterminato, ben oltre la data limite costituzionalmente stabilita per la neutralità climatica nel 2045 – in violazione della sentenza sul clima della Corte costituzionale federale del 2021.
Il GModG (Legge sulla modernizzazione energetica degli edifici) è il tentativo della coalizione CDU/CSU e SPD di ristrutturare radicalmente la Legge sull'energia degli edifici approvata dal precedente governo di coalizione. La bozza di 166 pagine del Ministero dell'Economia abolisce immediatamente il requisito centrale del 65% di energia rinnovabile e lo sostituisce con il concetto della cosiddetta "scala bio": i nuovi impianti di riscaldamento a gas e a gasolio dovranno utilizzare il 10% di combustibili a impatto climatico zero, come il biometano o i combustibili sintetici, a partire da gennaio 2029; questa percentuale aumenterà al 15% entro il 2030, al 30% entro il 2035 e dovrebbe raggiungere il 60% entro il 2040. Inoltre, i proprietari degli immobili saranno obbligati a contribuire per il 50% alle conseguenti imposte sulle emissioni di CO2, agli oneri di rete del gas e ai costi della componente biogas quando installeranno nuovi impianti di riscaldamento a combustibili fossili.
Dal punto di vista economico, la legge tedesca sulla modernizzazione energetica (GModG) presenta diversi rischi strutturali che vanno oltre il dibattito politico. Il problema fondamentale risiede nella disponibilità e nel prezzo delle alternative climaticamente neutre previste. Malte Küper, economista specializzato in energia e clima presso l'Istituto economico tedesco (IW) di Colonia, e i suoi colleghi hanno calcolato che le quantità di biometano e combustibili sintetici necessarie per la transizione bioenergetica nel settore edile non sono semplicemente disponibili in quantità sufficienti. Allo stesso tempo, la biomassa e l'idrogeno verde, risorse scarse, sono necessari per settori in cui non esistono alternative tecnologiche: l'aviazione e il trasporto marittimo, nonché la produzione di prodotti chimici industriali di base e di acciaio. Un aumento artificiale della domanda proveniente dal settore del riscaldamento farebbe lievitare i prezzi di queste risorse strategiche, intrappolando così le famiglie in costi eccessivi e aumentando le spese per la decarbonizzazione di altri settori chiave.
Il Consiglio tedesco di esperti sulla protezione del clima ha presentato una valutazione quantitativa politicamente delicata: il gruppo di esperti indipendenti ritiene che l'impatto della legge tedesca sulla modernizzazione in materia di cambiamenti climatici (GModG), ipotizzato dal governo tedesco, sia eccessivamente ottimistico. È probabile che i livelli di emissioni consentiti dalla legge tedesca sulla protezione del clima non vengano raggiunti, con un deficit stimato tra i 60 e i 100 milioni di tonnellate di CO2. Tale deficit ha immediate conseguenze fiscali, poiché la Germania rischierebbe di dover pagare ingenti sanzioni all'UE ai sensi del Regolamento europeo sulla condivisione degli sforzi (EUP) qualora continuasse a non rispettare gli obblighi. Lo stesso Ministero dell'Economia ha ammesso che la legge non contiene ancora disposizioni per il periodo successivo al 2045 e che le fasi successive della transizione verso le bioenergie saranno definite in un secondo momento: un quadro normativo aperto che costringe gli investitori a prendere decisioni a lungo termine basate su informazioni incomplete.
Il messaggio economico-istituzionale fondamentale alla base di questa constatazione è il seguente: la legge tedesca sulla modernizzazione degli edifici (GModG) tenta di correggere un fallimento del mercato nel settore edile attraverso lo strumento dei requisiti tecnologici progressivi tramite la "scala del bio" (un sistema di aumento della produzione di biogas). Tuttavia, consentendo l'utilizzo di impianti di riscaldamento a gasolio e a gas anche dopo il 2029, crea al contempo una dipendenza dal percorso intrapreso che comprometterà la redditività economica a lungo termine di questi sistemi a causa dell'aumento dei prezzi della CO2 e dell'impennata dei costi del gas verde. L'effetto di blocco è prevedibile: chiunque installi oggi un nuovo impianto di riscaldamento a gas si troverà ad affrontare elevati costi di gestione tra vent'anni a causa degli onerosi requisiti di miscelazione o dovrà investire nuovamente. Questa non è un'allocazione efficiente delle risorse economiche nazionali.
Redistribuzione sociale anziché lotta al cambiamento climatico: la riforma degli incentivi per le pompe di calore e le sue conseguenze economiche
Raramente una riforma dei finanziamenti è intervenuta in modo così brusco e profondo nei calcoli di redditività in corso come la nuova normativa sugli incentivi governativi per l'installazione di sistemi di riscaldamento ecocompatibili. Tra il 9 e il 20 luglio 2026, il portale della KfW (Banca tedesca per lo sviluppo) è stato completamente disattivato per le nuove richieste, poiché la KfW e il BAFA (Ufficio federale per gli affari economici e il controllo delle esportazioni) hanno dovuto adeguare i propri sistemi alle nuove condizioni. Le norme, sostanzialmente nuove, entreranno in vigore dal 21 luglio 2026.
I punti chiave della riforma sono chiari: il costo massimo di investimento ammissibile per la prima unità abitativa diminuirà da 30.000 euro a 28.000 euro e successivamente verrà ulteriormente ridotto di 750 euro ogni sei mesi fino a raggiungere una cifra significativamente inferiore nel 2030. Il bonus per la transizione climatica, precedentemente pari al 20%, partirà dal 16% dopo il 21 luglio e verrà anch'esso ridotto di quattro punti percentuali ogni sei mesi. Il bonus di efficienza per le pompe di calore con tecnologie particolarmente efficienti, come i refrigeranti naturali, e il supplemento per la riduzione delle emissioni per gli impianti di riscaldamento a biomassa saranno completamente eliminati. Questi bonus a carattere ambientale saranno sostituiti da un sistema di sussidi basato sul reddito, notevolmente ampliato. Le famiglie con un reddito annuo imponibile fino a 30.000 euro riceveranno un bonus del 40%, che diminuirà al 10% nelle fasi successive fino a 50.000 euro. Inoltre, è stato introdotto un supplemento familiare: per ogni figlio minorenne, il relativo limite di reddito viene aumentato una sola volta di 10.000 euro.
Le conseguenze per i calcoli di costo-efficacia delle famiglie private sono significative. Un contribuente con un reddito familiare imponibile superiore a 50.000 euro e senza figli riceverà un sussidio massimo di 12.880 euro per la sua pompa di calore a partire da ottobre 2026 (28.000 euro di costi ammissibili con un'aliquota di sussidio del 46% composta da un finanziamento di base e un bonus climatico ridotto). Entro aprile 2027, questo sussidio massimo si ridurrà a 11.445 euro, poiché sia i costi ammissibili (27.250 euro) sia il bonus climatico (12%) diminuiranno. Chiunque desideri installare una costosa pompa di calore geotermica e non possa dimostrare di avere un reddito basso vedrà quindi una riduzione del sussidio di diverse migliaia di euro nel giro di pochi mesi.
Dal punto di vista dell'economia del welfare, con questa riforma il governo tedesco sta attuando una problematica confusione di funzioni. I sussidi per le tecnologie di riscaldamento ecocompatibili sono strumenti di politica allocativa: sono concepiti per internalizzare un'esternalità positiva e incentivare il mercato ad adottare la tecnologia socialmente desiderata più rapidamente di quanto farebbe un meccanismo di prezzo non influenzato. I sussidi non vincolati al reddito, coerentemente allineati all'effetto di riduzione delle emissioni di CO2 dell'investimento sovvenzionato, sarebbero lo strumento più efficiente a questo scopo. Collegando principalmente i sussidi per il riscaldamento a limiti di reddito e alla situazione familiare, la coalizione sta trasformando uno strumento di politica climatica in un programma di trasferimento di welfare. Questa trasformazione può essere giustificabile da una prospettiva di politica sociale, ma economicamente rende la struttura dei sussidi imprevedibile per la maggior parte degli investitori e aumenta esponenzialmente i costi amministrativi.
Il problema fondamentale della politica di continue interruzioni e ripartenze in materia di sussidi per il riscaldamento risiede nel suo devastante effetto di segnalazione sull'intera catena del valore. Installatori, grossisti e produttori di pompe di calore erano ancora impegnati a stabilizzare le proprie capacità produttive dopo l'ultimo aumento dei sussidi nel 2024. Un ulteriore blocco delle richieste, unito a radicali modifiche al sistema di sussidi, sta portando a un'ondata di rinvii degli ordini e cancellazioni di progetti. Le economie di scala nella produzione, necessarie per ridurre ulteriormente i costi unitari delle pompe di calore e rendere la tecnologia accessibile a fasce più ampie della popolazione, vengono permanentemente ostacolate da queste fluttuazioni della domanda. Eppure, sono proprio queste strategie di riduzione dei costi che potrebbero, a lungo termine, ridurre la necessità di sussidi governativi. Con la sua politica di sussidi incoerente, il governo federale sta segando il ramo su cui è seduto.
A ciò si aggiungono le ragioni fiscali alla base della riforma, che sono politicamente scomode ma devono essere affrontate apertamente: i tagli ai sussidi per il riscaldamento sono in gran parte motivati da considerazioni di bilancio. Il Climate and Transformation Fund (KTF), che finanzia i sussidi federali per gli edifici a basso consumo energetico, è sottoposto a un'enorme pressione per essere riorganizzato. Tuttavia, se gli investimenti per la protezione del clima sono, con il pretesto di considerazioni di equità, in realtà limitati principalmente da vincoli di bilancio, la politica energetica perde la sua credibilità come quadro normativo affidabile a lungo termine.
A partire dal primo trimestre del 2027, è previsto anche un bonus a valore aggiunto, motivato dalla politica europea: per le pompe di calore prodotte al di fuori dell'UE, il sussidio di base sarà ridotto al 15%, mentre per i dispositivi fabbricati nell'UE, al sussidio di base verrà aggiunto un bonus del 15%. Questo elemento protezionistico aggiunge un'ulteriore dimensione di controllo della politica industriale alla già complessa struttura dei sussidi. Se da un lato ciò è dettato da comprensibili motivazioni di sovranità industriale strategica, dall'altro rende la struttura dei sussidi ancora più opaca e potrebbe creare nuovi incentivi per scelte tecnologiche subottimali, in quanto i dispositivi più economici di origine extraeuropea non rappresenterebbero più la soluzione complessivamente più vantaggiosa dal punto di vista economico per i singoli consumatori, a causa di questa riduzione.
Soluzione fotovoltaica innovativa per la riduzione dei costi (fino al 30%) e il risparmio di tempo (fino al 40%)
Soluzione fotovoltaica innovativa per la riduzione dei costi e il risparmio di tempo - Immagine: Xpert.Digital
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La condivisione dell'elettricità come un villaggio Potemkin: la condivisione dell'energia tra promessa legale e vuoto normativo
Nessun tema attuale della politica energetica tedesca illustra il divario tra ambizione politica e realtà normativa in modo così netto come la condivisione dell'energia. La visione è allettante: le famiglie e le piccole imprese con impianti fotovoltaici sui tetti dovrebbero poter condividere l'elettricità in eccesso con i vicini e gli altri membri delle comunità energetiche locali senza ostacoli burocratici. L'Europa ha dimostrato, in Austria e in Italia, che questo modello funziona nella pratica. In Austria, dove sono attive diverse migliaia di comunità energetiche locali e regionali, la copertura dei contatori intelligenti si aggira intorno al 95% e una piattaforma centrale di scambio dati (piattaforma EDA) consente una fatturazione standardizzata. In Germania, tuttavia, secondo le stime attuali del settore, solo il 4% di tutti i punti di misurazione è dotato di un sistema di misurazione intelligente: una carenza strutturale che ha sollevato notevoli dubbi sull'intero concetto di condivisione dell'energia in Germania fin dall'inizio.
Dal 1° giugno 2026, in Germania la condivisione dell'energia è legalmente possibile in base all'articolo 42c della legge sull'industria energetica (EnWG). La legge obbliga i gestori delle reti di distribuzione a consentire la fornitura di energia elettrica dai produttori ai consumatori all'interno della propria area di rete; da giugno 2028, ciò dovrebbe essere possibile anche tra aree di rete diverse. Le aspettative delle associazioni di cittadini in materia di energia e degli operatori di mercato innovativi erano di conseguenza elevate. Tuttavia, poche settimane dopo l'entrata in vigore del regolamento, la Sezione 6 dell'Agenzia federale per le reti ha creato notevole confusione con una dichiarazione che, in termini pratici, equivale a un'ammissione di fallimento da parte dell'ente regolatore: l'agenzia ha dichiarato che il cosiddetto modello di servizio – ovvero un modello di fornitura già esistente prima della normativa sulla condivisione dell'energia, in cui un fornitore di servizi terzo funge da intermediario tra produttore e consumatore – soddisfa pienamente i requisiti dell'articolo 42c dell'EnWG e che pertanto non sussistono ulteriori obblighi di attuazione per i gestori di rete.
La portata esplosiva, sia dal punto di vista legale che economico, di questa affermazione risiede nelle sue implicazioni. L'Alleanza dei Cittadini per l'Energia l'ha formulata in modo inequivocabile: se l'Agenzia federale per le reti riduce il diritto di partecipazione previsto dalla legge a un classico modello di fornitura, lascerà fuori dal giro le comunità energetiche cittadine e i cittadini impegnati. L'indignazione nasce da una concreta contraddizione nel testo di legge: l'articolo 42c della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG) garantisce esplicitamente al consumatore il diritto di stipulare un contratto di fornitura con un fornitore di sua scelta per l'approvvigionamento supplementare di energia elettrica. Il modello di servizio preferito dall'Agenzia federale per le reti, tuttavia, obbliga il consumatore a rivolgersi a un fornitore diretto che è anche il fornitore di energia elettrica residua, il che contraddice direttamente la libertà di scelta del fornitore sancita dalla legge. L'Agenzia federale per le reti non ha ancora risposto alla richiesta di chiarimenti su come queste contraddizioni intendano essere risolte.
L'autorità di regolamentazione sostiene che il coordinamento tra fornitura e consumo di energia elettrica da parte dei gestori di rete imporrebbe loro oneri eccessivi e comprometterebbe i principi di bilanciamento della gestione di gruppo. Sebbene questa argomentazione sia tecnicamente fondata, in sostanza esprime un punto di vista politico: con l'articolo 42c della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG), il legislatore ha creato un diritto legale che l'autorità di regolamentazione ora ritiene tecnicamente impraticabile secondo la procedura prescritta, optando per una soluzione alternativa già nota. Dal punto di vista dell'economia dei costi di transazione, questa constatazione è cruciale: un mercato emerge solo quando i costi di transazione per la misurazione, la definizione dei contratti, la fatturazione e la liquidazione sono inferiori al valore economico della risorsa condivisa. Quando la stessa autorità riconosce che il modello di coordinamento previsto dalla legge richiederebbe una notevole complessità aggiuntiva e ingenti adeguamenti informatici per i gestori di rete, sta essenzialmente descrivendo proprio questo: un mercato i cui costi infrastrutturali superano i benefici economici.
Il vero fallimento è istituzionale. Per anni, la Germania non è riuscita ad attuare le direttive UE sulla condivisione dell'energia perché il governo federale dell'epoca ha costantemente considerato il modello di servizio come un'opzione di conformità sufficiente. Quando la pressione per l'attuazione delle direttive è diventata insostenibile, è stata emanata una legge che, pur soddisfacendo formalmente i requisiti legali europei, non è riuscita a creare l'infrastruttura necessaria per una reale operatività: installazione di contatori intelligenti, comunicazione standardizzata del mercato e una piattaforma di fatturazione centralizzata. Arwed Colell, amministratore delegato di Decarbon1ze, società specializzata nel mercato energetico, riassume in modo conciso il fallimento strutturale: la posizione di Berlino è sempre stata che il modello di servizio rende superflua l'attuazione delle direttive UE. Il risultato, ora consolidato dalla sentenza dell'Agenzia federale per le reti, è che la condivisione dell'energia si riduce di fatto a un modello di fornitura che era già possibile prima dell'introduzione dell'articolo 42c della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG): l'intero sforzo legislativo non ha sostanzialmente cambiato nulla.
Un'analisi più approfondita dell'Austria affina la diagnosi: lì, i gestori degli impianti vendono la propria elettricità ai vicini all'interno di una comunità a circa 7 centesimi per kilowattora, anziché i soliti 3 centesimi della vendita diretta centralizzata. Questo ricavo aggiuntivo di 4 centesimi crea un vero e proprio incentivo economico che semplicemente non esiste in Germania, poiché non ci sono esenzioni dalle tariffe di rete, né agevolazioni fiscali, né un'infrastruttura di piattaforma comparabile. Luca Morandotti dell'Energy Economics Research Center riassume sinteticamente il risultato: senza incentivi finanziari, la condivisione dell'energia rimane un progetto amatoriale per pochi privati.
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Esaminando i quattro sviluppi descritti nella loro interezza, emerge uno schema che trascende i singoli problemi di ciascuna legge o regolamento. Il nucleo del problema è istituzionale: manca un quadro normativo stabile, prevedibile e coerente che fornisca agli attori privati – famiglie, piccole e medie imprese, fondi di investimento – basi di calcolo affidabili a lungo termine. Gli investimenti energetici hanno in genere periodi di ammortamento da dieci a trent'anni. Una pompa di calore installata oggi deve essere ancora economicamente redditizia nel 2050. Una centrale elettrica a gas che riceve pagamenti per la capacità ai sensi della legge sull'approvvigionamento elettrico (StromKG) dal 2031 in poi deve essere convertibile all'idrogeno entro il 2045 e successivamente operare in modo climaticamente neutro. Le comunità di condivisione energetica che investono oggi devono poter confidare che l'autorità di regolamentazione concederà loro effettivamente i diritti legalmente garantiti.
Sotto tutti questi aspetti, la politica energetica tedesca ha perso credibilità nell'estate del 2026. I sussidi per le pompe di calore sono stati modificati radicalmente per la terza volta in pochi anni, questa volta accompagnati da un rigoroso blocco delle richieste. Secondo importanti costituzionalisti, la legge tedesca sulla modernizzazione energetica (GModG) si muove su un terreno instabile e contiene esplicitamente disposizioni aperte per il periodo successivo al 2045. La legge tedesca sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromKG) è ancora in attesa dell'approvazione europea in materia di aiuti di Stato e, di conseguenza, della sua effettiva certezza giuridica. La condivisione dell'energia, tramite una direttiva ufficiale, è stata ridotta dalla forma legalmente promessa al precedente modello di fornitura.
La teoria della regolamentazione e l'economia industriale empirica sono inequivocabili su questo punto: imprese e individui reagiscono all'incertezza normativa con un aumento dei premi di rischio, che si manifestano nella pratica come sovrapprezzi per gli investimenti o come riluttanza a investire. Chiunque, data la suddetta instabilità, calcoli la redditività economica di una pompa di calore, di un impianto fotovoltaico o di una comunità di condivisione energetica sulla base delle condizioni di sovvenzione attualmente applicabili, agisce razionalmente, ma rischia comunque di sbagliare. Questa incertezza non è un effetto collaterale inevitabile di ambiziose politiche di trasformazione. È il prodotto di una prassi legislativa che si basa eccessivamente su compromessi politici a breve termine e troppo poco sull'affidabilità istituzionale a lungo termine.
La soluzione a questo dilemma strutturale non risiede in programmi di finanziamento ancora più dettagliati o in regole di gara ancora più complesse. Risiede in un cambio di paradigma verso strumenti più semplici, tecnologicamente neutri e con lunghi periodi di preavviso. Un prezzo della CO2 in costante e prevedibile aumento nel sistema europeo di scambio di quote di emissioni e nella tassa nazionale sulla CO2, integrato da principi di finanziamento a tasso fisso, indipendenti dal reddito, per le tecnologie di riscaldamento rinnovabili con un percorso di riduzione pluriennale chiaramente definito, invierebbe al mercato il segnale necessario. Inoltre, sono necessari ingenti investimenti pubblici nelle infrastrutture di rete – in particolare l'installazione di contatori intelligenti – nonché una piattaforma nazionale di digitalizzazione per il mercato energetico, senza la quale non saranno possibili a livello nazionale né la condivisione dell'energia, né le tariffe elettriche dinamiche, né la gestione flessibile del carico.
Nel 2026, la Germania avrà un prezzo medio dell'elettricità per le famiglie di circa 37,2 centesimi di dollaro per kilowattora, uno dei più alti dell'Unione Europea. Allo stesso tempo, il settore edile non riesce a raggiungere i propri obiettivi climatici. Ogni ulteriore instabilità normativa, ogni nuovo blocco dei finanziamenti e ogni nuova reinterpretazione ufficiale dei diritti legali rendono la Germania una destinazione meno attraente per gli investimenti in tecnologie climatiche e aumentano i costi sociali della transizione. L'efficienza nella politica energetica non significa accelerare a tutti i costi, ma piuttosto la capacità di generare il massimo degli investimenti privati con la minima spesa pubblica. Misurata secondo questo criterio, la politica energetica tedesca richiederà una significativa ottimizzazione entro l'estate del 2026.
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