GreenTech Today

Author: Sara Colombo

  • Polestar è stata tagliata fuori dal mercato americano

    Polestar è stata tagliata fuori dal mercato americano

    La Connected Vehicle Rule ha concesso l’autorizzazione a Volvo ma negato a Polestar, senza spiegare i criteri

    Due marchi, stesso proprietario cinese. Uno riceve il via libera, l’altro viene sbattuto fuori dal mercato americano. Ieri, 25 giugno, la decisione del Dipartimento del Commercio di negare a Polestar l’autorizzazione prevista dalla Connected Vehicle Rule ha fatto scattare il divieto di vendita di nuovi veicoli connessi negli Stati Uniti a partire dall’anno modello 2027. Eppure Volvo, che sotto la holding cinese Geely condivide esattamente la stessa proprietà, quell’autorizzazione l’ha ottenuta. Un esito che trasforma la norma pensata per proteggere la sicurezza nazionale in un rebus: come è possibile che due aziende dello stesso gruppo abbiano sorti opposte?

    Il verdetto

    La Connected Vehicle Rule, finalizzata dal Bureau of Industry and Security (BIS) il 14 gennaio 2025, vieta l’importazione e la vendita di veicoli connessi che presentino un “nesso sufficiente” con Cina o Russia. Introduce restrizioni progressive: per l’anno modello 2027 scatta lo stop alle vendite di veicoli il cui software sia prodotto o controllato da soggetti legati a Pechino o Mosca, mentre il blocco hardware arriverà nel 2030. La regola era stata costruita dopo gli allarmi lanciati già dall’amministrazione Biden, che nel febbraio 2024 aveva avvertito come i veicoli elettrici cinesi potessero raccogliere dati e trasmetterli oltrefrontiera, rappresentando rischi per la sicurezza nazionale. Ecco perché il Dipartimento del Commercio, guidato allora da Gina Raimondo, ha messo a punto uno strumento che obbliga ogni costruttore a chiedere un’autorizzazione specifica.

    La decisione di ieri dice che Volvo è dentro, Polestar è fuori. La stessa Polestar ha confermato che ritirerà i nuovi veicoli dal mercato statunitense con l’inizio dell’anno modello 2027, un’ammissione che suona come una resa. Ma la Connected Vehicle Rule non è un divieto automatico: valuta caso per caso. Ed è proprio qui che la coerenza comincia a franare.

    Due pesi, due misure

    La proprietà cinese non può essere l’unico criterio, altrimenti Volvo non avrebbe ottenuto il via libera. Il BIS non ha reso pubblico il metodo di valutazione, e il testo della regola si limita a definire il “nesso sufficiente” senza dettare parametri oggettivi. Non sappiamo se contino la nazionalità dei vertici aziendali, l’architettura del software, la localizzazione dei server o la giurisdizione che regola le licenze. Quel che sappiamo è che Geely controlla entrambe le case: Volvo dal 2010, Polestar dal 2015. Eppure, per il Dipartimento del Commercio, una è un attore affidabile, l’altra un rischio. Un’asimmetria che non trova spiegazione pubblica e che alimenta dubbi sulla trasparenza dell’intero impianto normativo.

    Non è una questione tecnologica banale. La Connected Vehicle Rule nasce per impedire che software ostili prendano il controllo di milioni di automobili connesse, o che dati sulla mobilità e sulla geolocalizzazione finiscano in mani considerate ostili. Ma se due costruttori con lo stesso azionista e con filiere in parte sovrapposte finiscono su lati opposti della barricata, il bersaglio non può più essere astrattamente “la minaccia cinese”. Diventa qualcosa di più puntiforme, più opaco. E per un provvedimento che dovrebbe difendere la sicurezza nazionale, l’opacità è il nemico peggiore dell’efficacia.

    La tempistica degli obblighi rende il paradosso ancora più visibile. Per l’anno modello 2027 mancano pochi mesi; chi oggi viene tagliato fuori deve smontare le reti di vendita, i contratti con i dealer, i piani di comunicazione. Volvo potrà continuare a proporre i suoi modelli connessi negli stessi showroom che Polestar è costretta a svuotare. L’unica differenza è un timbro del BIS, che per uno è arrivato e per l’altro no. Ma il timbro non dice perché.

    E adesso?

    Polestar, che lo scorso dicembre aveva ottenuto un finanziamento da 600 milioni di dollari per tenere a galla le operazioni, perde ora uno dei mercati più redditizi per i veicoli elettrici premium. Senza i volumi americani, gli investimenti sui nuovi modelli diventano più difficili da sostenere, e la concorrenza con Tesla, Lucid e con gli stessi marchi tedeschi si giocherà su terreni meno favorevoli. La linea di credito di dicembre aveva dato respiro ai conti, ma la chiusura del mercato statunitense è un colpo che nessun finanziamento può assorbire senza conseguenze sul piano industriale.

    Per la regola stessa il precedente è scomodo. Se il Dipartimento del Commercio può dire sì a Volvo e no a Polestar senza spiegare le ragioni, la Connected Vehicle Rule smette di essere un meccanismo di difesa prevedibile e diventa uno strumento di pressione discrezionale. Questo erode la fiducia degli operatori, che non sanno più su quali basi investire. E rende meno credibile la minaccia per quei costruttori cinesi che potrebbero contare su scappatoie societarie, vista la facilità con cui una controllata occidentale di Geely ha ottenuto il disco verde.

    La Connected Vehicle Rule doveva fare da scudo alla sicurezza nazionale. Ma se lo stesso gruppo può avere un marchio autorizzato e l’altro no, forse il bersaglio non era la Cina. Era solo Polestar.

  • Le fabbriche europee non basteranno a coprire la domanda di pannelli

    Le fabbriche europee non basteranno a coprire la domanda di pannelli

    La capacità produttiva europea nel 2030 potrebbe fermarsi a 52 GW, meno della metà del fabbisogno stimato

    Nel 2030, stando alle stime S&P Global, la domanda europea di moduli fotovoltaici potrebbe toccare circa 110 GW all’anno. È una cifra che racconta più di qualsiasi dichiarazione politica: l’Europa avrà fame di pannelli, tanti, e in fretta. Ma se quei pannelli dovrà comprarli quasi tutti all’estero, la transizione energetica rischia di somigliare più a un trasloco di dipendenza che a una conquista di autonomia.

    Il miraggio dei 110 GW

    I numeri sono testardi. Anche nell’ipotesi più ottimistica — tutti i progetti di fabbrica annunciati realizzati, nessun intoppo, nessun passo indietro — la capacità produttiva europea di moduli nel 2030 si fermerebbe a 52 GW. Di questi, appena 29 GW sarebbero dentro i confini dell’Unione a 27. Meno della metà di ciò che servirà. Il resto è un buco, e quel buco ha già un nome: Cina.

    Oggi il rapporto tra ciò che l’Europa produce e ciò che installa è già sbilanciato: nel 2025 l’Ue aveva una capacità annua di 12,2 GW di moduli, contro circa 65 GW installati. Il delta lo hanno coperto le importazioni. Proiettare quella proporzione al 2030 significa accettare, nei fatti, che la manifattura europea resti una comprimaria. Non è un incidente di percorso. È la conseguenza di scelte che l’Industrial Accelerator Act, nella forma in cui è stato discusso finora, non sembra in grado di correggere.

    Assemblare un modulo in Europa costa più che in Cina. Non è un dettaglio: è la ragione strutturale per cui, senza un intervento che incida davvero sui differenziali di costo, ogni target produttivo resta una dichiarazione d’intenti senza gambe.

    Chi vince nella guerra dei prezzi?

    Chi pensa che la partita si giochi sul campo dei profitti farebbe bene a guardare i bilanci. Nella prima metà del 2025, i primi dieci produttori mondiali di moduli fotovoltaici hanno spedito il 75% del totale globale. Insieme, hanno registrato una perdita netta complessiva di 2,2 miliardi di dollari. Dominano il mercato e perdono soldi. È il paradosso di una sovrapproduzione che schiaccia i prezzi verso il basso, rendendo la vita impossibile a chiunque provi a competere senza le stesse economie di scala — o senza sussidi massicci.

    E allora chi sta vincendo questa partita? Di certo non i produttori europei, che hanno già avvertito la Commissione: l’Industrial Accelerator Act rischia di “mancare il bersaglio”. Il problema non è solo la quantità di fondi o la rapidità delle autorizzazioni. È una questione di definizioni. Per l’Industrial Accelerator Act, “Made in EU” non significa prodotto nell’Unione: si estende a qualsiasi paese con cui Bruxelles ha un accordo di libero scambio. Una formula che allarga il perimetro quanto basta per annacquare il senso stesso di “produzione europea” e per lasciare intatti i flussi di importazione da paesi dove i costi restano più bassi.

    Nel frattempo, la crisi da sovrapproduzione sta frenando gli investimenti in innovazione in Cina. Già a maggio 2025 si registravano segnali di rallentamento nella corsa tecnologica cinese, proprio mentre l’Europa avrebbe bisogno di recuperare terreno. È un’ironia amara: il gigante che domina il mercato inizia a tirare il fiato proprio quando il continente che vorrebbe emanciparsi non ha ancora costruito le gambe per camminare da solo.

    E se qualcuno pensa che i progetti europei bastino a invertire la rotta, basta guardare alla Francia. Era il 2024 quando Carbon annunciò la sua gigafactory come progetto di grande interesse nazionale. Poi, l’abbandono ufficiale, con la società che ha citato le incertezze sulle misure di sostegno al Made in EU. Non è un caso isolato: è il sintomo di un meccanismo che promette più di quanto mantenga.

    Un ritardo che costa caro

    Tre anni di ritardo nell’attuazione dell’Industrial Accelerator Act, e l’Europa rischia di restare indietro di un intero ciclo tecnologico rispetto alla Cina. Lo ha scritto Wood Mackenzie lo scorso marzo, e non servono iperboli per capire cosa significhi: un ciclo tecnologico nel fotovoltaico può valere anni di vantaggio in efficienza e costi. Perderlo significa ripartire ogni volta da zero, o quasi.

    Eppure, basterebbe poco per misurare ciò che è in gioco. Ember ha fatto un calcolo che andrebbe incorniciato sulle scrivanie di chi legifera: una singola spedizione di moduli fotovoltaici può generare 10 TWh di elettricità in vent’anni. Per produrre la stessa quantità con gas naturale liquefatto servirebbe una nave metaniera ogni anno, per l’intero periodo. Ogni container di pannelli che l’Europa non produce è una nave di GNL che deve comprare. Ogni anno. Per vent’anni.

    La domanda, a questo punto, non è retorica: riuscirà l’Europa a produrre i moduli che installa, o sarà per sempre cliente della Cina? Con un intero ciclo tecnologico di ritardo, e con un atto legislativo che fatica a diventare realtà, la risposta non è affatto scontata.

  • Bruxelles ha smesso di fidarsi del mercato del carbonio

    Bruxelles ha smesso di fidarsi del mercato del carbonio

    La Commissione europea ha proposto di fermare l’invalidazione delle quote nella Market Stability Reserve

    Nel primo mercato del carbonio della storia, il prezzo era il frutto di una scoperta quotidiana: incrocio di domanda e offerta, segnale di scarsità. Oggi, a quasi vent’anni dal varo dell’EU ETS, quel numero ha preso un’altra strada. Può essere aggiustato, se conviene. L’ultimo ritocco porta la data del 1° aprile 2026 e ha il sapore amaro di un pesce d’aprile che nessuno ha voglia di festeggiare. L’analisi che Andrea Ronchi, vice-direttore del Carbon Markets Outlook 2025, pubblica il 26 giugno su QualEnergia Pro parte da qui: la Commissione europea ha proposto di fermare il meccanismo di invalidazione delle quote nella Market Stability Reserve.

    Che cosa significa, in concreto, fermare l’invalidazione? Dentro il meccanismo di riserva — istituito nel 2018 per assorbire l’enorme eccesso di permessi accumulato dal 2009 in seguito alla crisi — una parte dei certificati ritirati veniva automaticamente cancellata. Lo scorso 1° aprile la Commissione ha deciso di mettere un freno a questa distruzione contabile: i permessi resteranno parcheggiati, pronti a essere rimessi in circolo se le condizioni di mercato lo richiederanno. La motivazione ufficiale parla di «cuscinetto» per sostenere la stabilità futura. Ma il messaggio implicito è un altro: il prezzo del carbonio non può più essere lasciato alle forze spontanee della domanda e dell’offerta, perché quelle forze, semplicemente, non esistono più. Lo aveva capito bene Ronchi quando scriveva che «il sistema europeo di scambio delle quote di emissione non funziona più come il mercato immaginato all’origine». All’origine — era il 2005 e l’EU ETS, istituito quell’anno, apriva i battenti come primo schema internazionale di scambio di emissioni — l’idea era che il costo della CO₂ emergesse dall’incontro tra chi poteva ridurre le emissioni a minor costo e chi invece aveva bisogno di comprare permessi. La concorrenza tra operatori avrebbe selezionato le soluzioni più efficienti. Il surplus di quote gonfiatosi dal 2009 aveva già svuotato quella promessa. La Market Stability Reserve — nata per riequilibrare il sistema — era l’ammissione che il mercato originario era finito. Ora, congelando l’invalidazione, Bruxelles svela la fase successiva: il prezzo del carbonio è diventato una variabile amministrativa. E se il mercato non funziona più, resta da chiedersi chi ci guadagna.

    Schermature incrociate

    A guadagnarci, intanto, sono i settori industriali che il legislatore europeo ha scelto di schermare con una seconda corazza: il Carbon Border Adjustment Mechanism. Adottato nel 2023 con il pacchetto Fit for 55 — lo stesso che ha esteso l’ETS a trasporto marittimo, stradale ed edifici — il CBAM obbliga chi importa acciaio, cemento, fertilizzanti e alluminio a pagare un prezzo del carbonio equivalente a quello che avrebbe sostenuto un produttore europeo. È una protezione esplicita contro il carbon leakage, cioè contro la tentazione di delocalizzare la produzione dove le regole ambientali sono più lasche. Ma in un ETS che ha smesso di funzionare come mercato, il CBAM si trasforma: diventa il vero meccanismo di fissazione del prezzo, almeno per i beni che varcano la frontiera. Mentre dentro l’Unione il costo della CO₂ è sempre più spesso l’esito di una scelta politica — oggi si invalida, domani si congela, dopodomani si rilascia — alla dogana il segnale diventa rigido, univoco, fiscale. Il paradosso produce vincitori inattesi: chi produce in Europa sa che il concorrente extra-UE pagherà comunque, anche se il mercato interno siinceppa. Si crea così una sorta di zona franca regolata per siderurgia, cemento e fertilizzanti, dove il carbonio ha un prezzo amministrato che li protegge dalla volatilità e, in fin dei conti, dal mercato stesso. Resta un dubbio: se il prezzo del carbonio lo decide Bruxelles con un atto amministrativo, chi può ancora fidarsi dei suoi obiettivi per il 2030?

    L’enigma del prezzo

    La quarta fase dell’EU ETS, in corso dal 2021, dovrebbe accompagnare l’Europa verso il target di riduzione delle emissioni stabilito dal pacchetto Fit for 55. Ma con una Commissione che si riserva il diritto di sterilizzare i meccanismi automatici di aggiustamento, il prezzo della CO₂ perde la funzione di bussola. Non dice più quanto costa davvero inquinare; dice quanto la politica è disposta a far pagare in quel momento. E questo mina la credibilità di tutto l’impianto. Lo sa bene chi opera nei settori esposti alla concorrenza internazionale e non beneficia di protezioni analoghe: per loro il costo del carbonio è già una tassa, non un segnale. Lo sanno ancor meglio i Paesi terzi che guardano all’Europa e si chiedono se valga la pena adottare meccanismi simili, quando il modello europeo mostra crepe così evidenti. La tensione tra ambizione climatica e tutela industriale ha prodotto un ibrido: un sistema che vuole ridurre le emissioni senza scontentare nessuno. Il risultato è che il segnale di prezzo diventa una variabile dipendente dalla politica, non dalla tecnologia o dall’efficienza. E senza un segnale credibile, gli investimenti nella decarbonizzazione rischiano di restare al palo. La domanda con cui Ronchi chiude il suo pezzo risuona forte: l’unica certezza è che il vero costo del carbonio lo pagheranno altri — famiglie, automobilisti, utenti del trasporto marittimo — mentre l’industria pesante si trincera dietro il CBAM e una riserva di stabilità che di stabile ha soltanto la discrezionalità con cui viene maneggiata.

    L’ETS resta un monumento all’ingegneria burocratica europea, ma forse abbiamo perso l’occasione di far pagare il carbonio per davvero.

  • Il Deposito nazionale delle scorie non ha ancora un posto

    Il Deposito nazionale delle scorie non ha ancora un posto

    La sospensione dei fondi da parte dell’Arera segna l’ennesimo capitolo di una lunga attesa

    Il 18 giugno 2026 l’Arera ha sospeso gli acconti a Sogin per le attività relative al Deposito nazionale e al Parco tecnologico. I documenti aggiornati di programmazione, richiesti dall’Autorità, non sono mai arrivati. È l’ultimo capitolo di una storia che parte da lontanissimo: il Deposito nazionale è previsto dal decreto legislativo 31 del 2010, ma a marzo 2024 — scaduto il termine per le candidature — nessun ente territoriale e nessuna struttura militare si era fatto avanti per ospitarlo. Oggi, nel 2026, il sito non esiste, e ora sono stati congelati anche i fondi. Com’è possibile che un’opera imposta per legge sedici anni fa non abbia ancora trovato un luogo dove sorgere?

    Il cronoprogramma e la realtà

    La trafila burocratica del Deposito nazionale è istruttiva. A gennaio 2021 — ormai più di cinque anni fa — Sogin pubblicò la Carta nazionale delle aree potenzialmente idonee, la Cnapi: 67 aree in sette regioni. Da lì, secondo la norma, enti territoriali e strutture militari avrebbero dovuto candidarsi per ospitare l’impianto. La scadenza arrivò il 12 marzo 2024. Il risultato fu zero candidature. Non un comune, non una regione, non un’ex base militare.

    Un anno fa, il 25 giugno 2025, il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica Gilberto Pichetto Fratin, in audizione alla Camera, provò a dare un orizzonte: autorizzazione unica nel 2029, messa in esercizio del Deposito nel 2039. Erano stime Sogin, presentate come cronoprogramma orientativo. Ma già a febbraio 2026 l’Arera segnalava che Sogin prevedeva ulteriori ritardi rispetto a quelle date. Quattro mesi dopo, la sospensione dei fondi. Il cronoprogramma ufficiale arretra ogni volta che qualcuno prova a misurarlo con la realtà. L’obbligo di legge c’è, le carte ci sono, i soldi — almeno in parte — anche. Manca solo il posto.

    Undici miliardi e nessun buco

    Ed è qui che i numeri diventano scomodi. Lo scorso febbraio, nella stessa comunicazione in cui segnalava i ritardi, l’Arera ha fotografato lo stato dei costi: le previsioni per il solo decommissioning nucleare sono più che raddoppiate rispetto alle stime dei primi anni, fino a toccare circa 11 miliardi di euro. Di questi, circa 5 miliardi sono già stati pagati — prima attraverso le bollette elettriche, poi, dal 2023, con risorse del bilancio dello Stato. Per arrivare all’obiettivo del green field, cioè il ritorno dei siti allo stato finale dopo lo smantellamento, secondo Sogin serviranno almeno altri 6 miliardi.

    Undici miliardi per smantellare le vecchie centrali. E nel frattempo le scorie a media e alta attività restano dove sono, in depositi temporanei che tali non dovrebbero più essere. Il Deposito nazionale dovrebbe servire proprio a questo: smaltimento definitivo per i rifiuti a bassa e bassissima attività, e stoccaggio temporaneo per quelli a media e alta attività, in attesa di una soluzione geologica che nessuno ha ancora cominciato a cercare. Ma il Deposito nazionale non sarà ultimato prima del 2041. Ed è, va ricordato, solo un passaggio intermedio: il vero nodo — dove mettere in via definitiva le scorie più pericolose — non è neppure all’orizzonte.

    La sospensione degli acconti decisa dall’Arera con la delibera del 18 giugno non è una punizione. È un segnale: senza un sito, senza un cronoprogramma credibile e senza documenti aggiornati, non ha senso continuare a versare denaro. Ma il paradosso è che fermare i fondi non avvicina la soluzione: la allontana soltanto. I costi continueranno a crescere, le scorie resteranno dove sono, e il conto finale — già raddoppiato — rischia di lievitare ancora.

    L’attesa infinita

    Il guaio vero è che l’Italia non ha ancora risolto il problema più concreto lasciato dalla vecchia stagione nucleare: dove mettere le scorie radioattive. Un problema che esiste a prescindere dal dibattito sul nuovo nucleare e che si riproporrebbe, identico, in qualsiasi ipotetico futuro atomico. Lo smantellamento delle quattro centrali dismesse dopo i referendum del 1987 e del 2011 è già in corso, e costa miliardi. Ma senza un Deposito nazionale, il decommissioning non può chiudersi davvero. Il decreto legislativo 31 del 2010 aveva disegnato un percorso lineare: Sogin individua il sito, lo realizza, lo gestisce. Sedici anni dopo, quel percorso non è mai partito.

    E mentre le scadenze slittano e i costi lievitano, la domanda si fa più scomoda: se il Deposito nazionale non si farà mai, chi si prenderà carico dei rifiuti radioattivi? Per ora, la risposta è implicita: i depositi temporanei nei siti delle vecchie centrali, prolungati ben oltre la loro vita utile prevista. Una non-soluzione che scarica il rischio sulle generazioni future,
    senza che nessuno abbia mai davvero accettato di farsene carico.

    La sospensione dei fondi è solo l’ultimo segnale di un fallimento sistemico. Senza un sito, il Deposito nazionale rischia di restare un miraggio. La domanda non è più quando, ma se.

  • La Sicilia ha il più grande impianto solare d’Italia

    La Sicilia ha il più grande impianto solare d’Italia

    Oltre il 70% dell’energia prodotta è già stata assegnata a grandi clienti industriali tramite contratti privati

    Ieri, giovedì 25 giugno 2026, in Sicilia la spagnola Iberdrola ha tagliato il nastro di Iberdrola Fenix, 243 megawatt di fotovoltaico a terra. È il più grande impianto solare mai costruito in Italia, il primo a superare la soglia dei 200 MW in un unico sito, con una produzione annua stimata di circa 400 gigawattora. Più del doppio del precedente detentore del record nazionale, il Parco Solare Troia, realizzato da European Energy Italy in Puglia e fermo a 103 MW. Numeri che, letti nel perimetro domestico, autorizzerebbero toni trionfali.

    Ma basta spostare lo sguardo qualche centinaio di chilometri oltre confine perché la scala dell’impresa si ridimensioni bruscamente. Il Witznitz Solar Park, in Germania, inaugurato nel 2024 su un ex sito minerario di lignite vicino a Lipsia, arriva a 650 MW di potenza — quasi il triplo di Fenix — con oltre 1,1 milioni di moduli distribuiti su circa 500 ettari. Già nel 2015, la Francia ospitava il parco di Cestas, in Nuova Aquitania, sviluppato da Neoen: 300 MW che all’epoca rappresentavano il massimo della capacità installata in Europa. L’Italia del sole, quella che per irraggiamento potrebbe competere con chiunque, non aveva mai superato i 200 MW in un singolo impianto fino a ieri. E quando finalmente ci riesce, scopre di aver costruito un’opera che altrove sarebbe considerata nella media.

    Il gigante italiano che in Europa è un nano

    Conviene tenere a mente questi numeri per non cedere alla retorica del “finalmente anche noi”. Il salto dal Parco Solare Troia a Iberdrola Fenix è reale: 103 MW contro 243, più del doppio. Ma è un salto che l’Italia compie con anni di ritardo rispetto a economie comparabili, in un settore — il fotovoltaico utility-scale — dove la taglia degli impianti è un indicatore grezzo ma eloquente della maturità del sistema-Paese. La Germania non ha solo il Witznitz Solar Park: ha una filiera, un quadro autorizzativo e una capacità di attrarre capitali che rendono possibili progetti di quella scala. La Francia, undici anni fa, aveva già acceso Cestas. Noi siamo arrivati a 243 MW nel 2026, e li celebriamo come un traguardo storico. Lo sono, in senso anagrafico: ma è la storia di un ritardo, non di un primato.

    E poi c’è la domanda che i comunicati non affrontano: a cosa serve, esattamente, questa potenza? Perché dietro i pannelli, l’energia ha già un padrone. Oltre il 70% della produzione annua stimata — circa 280 dei 400 GWh — è già stata allocata tramite contratti PPA (Power Purchase Agreement) di lungo termine a clienti industriali. Il resto, una quota minoritaria, finirà sul mercato. L’impianto Fenix non è stato pensato per immettere elettricità pulita nella rete a beneficio della collettività: serve grandi consumatori privati che si assicurano energia a prezzo stabile per anni.

    PPA: l’energia promessa all’industria

    Se il record dimensionale lascia perplessi, la destinazione dell’energia chiarisce meglio la posta in gioco. I contratti PPA di lungo termine sono strumenti legittimi, anzi indispensabili per rendere bancabili i grandi progetti rinnovabili: garantiscono flussi di cassa prevedibili, attirano finanziatori, riducono l’esposizione alla volatilità dei prezzi all’ingrosso. Ma delineano anche una geografia precisa dei beneficiari. Qui non stiamo parlando di un parco che alimenta migliaia di famiglie o che contribuisce in modo diffuso alla decarbonizzazione dei consumi residenziali. Stiamo parlando di un’infrastruttura che nasce per servire una domanda industriale concentrata, verosimilmente energivora, con contratti blindati che escludono il resto del sistema.

    Non è illegittimo, ma è politicamente rilevante. Perché la transizione energetica, quando assume questa forma, smette di essere una politica pubblica e diventa un servizio privato, erogato da un operatore spagnolo a una platea selezionata di clienti italiani. Il cittadino che osserva i pannelli spuntare sulle campagne siciliane può legittimamente chiedersi: quell’elettricità arriverà mai a casa mia? O servirà ad abbassare la bolletta di qualcun altro?

    Sole pubblico, benefici privati?

    La domanda diventa più scomoda quando si guarda a chi ha pagato il conto. Il progetto Iberdrola Fenix è stato finanziato dalla Banca Europea per gli Investimenti con la Garanzia Archimede di Sace. In altre parole, un’istituzione pubblica europea e il braccio assicurativo dello Stato italiano hanno messo le spalle al rischio di credito, rendendo possibile un’opera che servirà prevalentemente contratti industriali privati. È il paradosso di una certa idea di transizione: il pubblico si accolla il rischio, attiva leve finanziarie pubbliche, sblocca iter autorizzativi — e il beneficio primario si concentra nelle mani di pochi grandi consumatori e dell’utility che li serve.

    Non è un’anomalia italiana. In tutta Europa i PPA corporate stanno crescendo come meccanismo dominante per lo sviluppo di nuova capacità rinnovabile, scalzando progressivamente i regimi di incentivazione tariffaria che avevano caratterizzato la prima ondata del fotovoltaico. Ma se la transizione si finanzia con soldi pubblici e si realizza con energia destinata a privati, qualcuno dovrà pure spiegare dove sta il ritorno collettivo. Non basta piantumare 60.000 specie autoctone o gestire in modo sostenibile le acque meteoriche sui 400 ettari del sito — interventi di mitigazione e compensazione pur necessari — per chiudere il cerchio. Quelle sono condizioni autorizzative, non una risposta alla questione distributiva.

    Intanto in Sicilia i pannelli si moltiplicano. La regione, per irraggiamento e disponibilità di suolo, è diventata il principale bacino per i grandi progetti fotovoltaici italiani. Ma la domanda di fondo resta senza una risposta convincente: dopo l’inaugurazione, dopo i comunicati, dopo i record che record non sono, quale elettricità arriverà davvero nelle case degli italiani? E a quale prezzo? L’impianto Fenix è un passo avanti necessario — servono gigawatt, non megawatt, per centrare gli obiettivi climatici che l’Italia ha sottoscritto in sede europea. Ma è un passo che solleva più interrogativi di quanti ne risolva: la transizione energetica italiana sarà una corsa a due velocità, con i profitti dell’industria garantiti dal sole pubblico e le bollette dei cittadini ancora appese alla volatilità del gas?

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