Vittorio Chiesa, Energy & Strategy Polimi, analizza i limiti strutturali del mercato, dall’Energy Release troppo selettiva al peso del gas: «Se al legislatore spetta correggere le distorsioni, alle imprese tocca accrescere la consapevolezza: l’efficienza oggi è un’esigenza competitiva»
Professore, i dati del Centro Studi Confindustria sul differenziale di prezzo dell’energia sono allarmanti. Dal vostro osservatorio privilegiato, quali sono i driver strutturali che impediscono all’Italia di allinearsi ai competitor europei e quanto è reale il rischio che la decarbonizzazione si trasformi in deindustrializzazione per la nostra manifattura?
Il nodo centrale è l’eccessivo peso del gas nel mix elettrico italiano. Dopo l’uscita dal nucleare e uno sviluppo delle rinnovabili meno incisivo rispetto ad altri Paesi, come la Spagna, il gas determina il prezzo dell’elettricità per molte ore rispetto al suo contributo effettivo alla produzione. Serve quindi un disaccoppiamento progressivo e razionale. Non vi è una soluzione unica, ma è necessario un approccio integrato: più rinnovabili, riapertura credibile del nucleare, reti più solide, accumuli, biometano.
Tutti strumenti da coordinare. Una quota di gas resterà necessaria per la stabilità del sistema, ma quella attuale ci espone a rischi di prezzo e geopolitici. Affidarsi solo a fornitori “amici” non è una strategia. Anche il tema degli oneri va contestualizzato: ogni tecnologia riceve sostegni. Le aste recenti mostrano rinnovabili competitive. La decarbonizzazione, se ben gestita, è la via per ridurre strutturalmente i costi e la dipendenza energetica.
Per le nostre PMI il costo dell’energia è una variabile spesso fuori controllo. Al di là dei sussidi emergenziali, quali leve strutturali ritiene siano oggi sottoutilizzate dalle piccole e medie imprese italiane per ridurre questo gap?
Le PMI operano in un contesto vincolato e non possono incidere sul mix energetico nazionale. Tuttavia, emerge un gap culturale nel modo di affrontare il tema energia. Molte non adottano audit strutturati, non mappano con precisione i consumi, non analizzano i profili di carico, né monitorano in modo sistematico le performance. L’energia è spesso vista come un costo inevitabile, su cui si può fare poco. Senza dati, però, non si individuano le aree di intervento. Ne derivano inefficienze: macchinari obsoleti, cicli non ottimizzati, recuperi di calore assenti. Restano sottoutilizzate leve come diagnosi periodiche, monitoraggi anche semplici, energy management condiviso, partecipazione alle comunità energetiche. Se al legislatore spetta correggere le distorsioni del sistema, alle PMI spetta accrescere la consapevolezza gestionale: ridurre l’intensità energetica è oggi un’esigenza competitiva.
C’è molta attesa per l’Energy Release a prezzi calmierati. Guardando alla fisionomia del nostro sistema produttivo, questa misura riuscirà a impattare davvero sulla competitività o rischia di essere un beneficio limitato a una platea troppo ristretta?
Nel 2024 gli energivori, cui è dedicata questa misura, hanno consumato circa 33 TWh di energia elettrica, su un totale di circa 125 TWh consumati dalle imprese industriali italiane, pagando nel 2025 in media tra i 93 euro/MWh e i 150 euro/MWh. Pertanto, il prezzo calmierato di 65 euro/MWh che, secondo i contratti stipulati con il GSE, riguarderà 22,5 TWh per tre anni può incidere in maniera tangibile sui costi di produzione degli energivori ma si tratta comunque di una misura limitata: infatti sono escluse le molte PMI che caratterizzano il tessuto industriale italiano; inoltre, dato l’orizzonte temporale limitato a 3 anni, questa misura non può risolvere il problema strutturale dell’Italia che caratterizza il costo elevato dell’energia e che comprime la competitività delle imprese italiane.
Il Piano Transizione 5.0 è frenato da una burocrazia complessa, specie sulle certificazioni ex-ante ed ex-post. Dal punto di vista tecnico, esiste un modo per snellire questi processi senza sacrificare il rigore del controllo sul risparmio energetico reale?
Il Piano Transizione 5.0 ha incontrato difficoltà iniziali a causa di procedure burocratiche, ma grazie ad alcune semplificazioni, anche in merito alle certificazioni, introdotte dal MIMIT nel 2025, le richieste sono aumentate. Tuttavia, a novembre 2025, 3,7 miliardi di euro sono stati ridistribuiti ad altre misure del PNRR e molte imprese sono così rimaste escluse dall’accesso all’incentivo. In risposta, la legge di bilancio 2026 ha rifinanziato Industria 4.0 con 1,3 miliardi di euro per gli investimenti effettuati entro il 31 dicembre 2025. A partire dal 2026, l’iperammortamento sostituirà le misure Transizione 4.0 e 5.0, offrendo incentivi per beni strumentali e sostenibilità energetica. Da un punto di vista tecnico per semplificare i controlli mantenendone il rigore, si configurano soluzioni come: certificazioni semplificate, digitalizzazione con sensori IoT e controlli selettivi. Sebbene la semplificazione riduca i costi a lungo termine, richiede investimenti iniziali in tecnologia e risorse.
Le Comunità Energetiche Rinnovabili sono state salutate come una rivoluzione necessaria, ma la loro adozione nei distretti industriali appare lenta. Cosa manca per trasformare le CER in uno strumento di efficienza collettiva per le imprese e per i territori?
Le CER rappresentano un’opportunità innovativa per produrre e condividere energia da fonti rinnovabili a livello locale, favorendo la sostenibilità ambientale e la riduzione dei costi energetici. Tuttavia, la loro diffusione nei distretti industriali è ancora limitata. La normativa attuale non prevede la partecipazione diretta delle grandi imprese, il che costituisce un forte ostacolo alla loro diffusione nei distretti industriali. Inoltre, le CER non sono progettate per generare ritorni economici immediati. Sebbene offrano vantaggi a lungo termine in termini di riduzione dei costi energetici e promozione della sostenibilità, molte aziende non le considerano vantaggiose dal punto di vista finanziario, dato che i benefici economici diretti sono limitati. Le imprese che partecipano lo fanno principalmente come parte di una strategia a lungo termine, piuttosto che per ottenere ritorni immediati.
L’Europa ci chiede di triplicare la capacità rinnovabile entro il 2030: un traguardo ambizioso che richiede capitali privati massicci. Ma gli imprenditori investono solo se il quadro – fatto di tempi e norme – è stabile. Perché un imprenditore dovrebbe investire oggi in Italia? Quali sono le tre “certezze” che il quadro regolatorio dovrebbe garantire subito?
In primis, è essenziale garantire regole stabili e una pianificazione affidabile. Cambiamenti repentini o la mancanza di programmazione riducono l’attrattività per gli investitori. Inoltre, il permitting rappresenta ancora un ostacolo. Abbiamo stimato che i tempi medi per ottenere le autorizzazioni in Italia sono di 3,6 anni per il fotovoltaico e 4,8 anni per l’eolico. Infine, gli incentivi devono garantire la redditività dei progetti. L’asta FER X Transitorio ha mostrato, per l’eolico, una partecipazione limitata, in parte legata a tariffe non sufficientemente elevate da stimolare l’interesse degli investitori.
Il territorio salernitano vanta eccellenze nella meccanica, agroindustria e farmaceutico: settori energivori ma con profili di consumo molto diversi. Quale “mix tecnologico” consiglia a queste imprese per massimizzare il ritorno sull’investimento in questa fase di transizione?
Il territorio salernitano esprime una manifattura eterogenea e questo suggerisce di abbandonare l’idea di una soluzione unica.
Meccanica, agroindustria e farmaceutico condividono l’obiettivo di ridurre costi energetici ed emissioni, ma hanno profili di consumo diversi. Il mix tecnologico più efficace deve quindi essere costruito sulla base dei profili di carico, sulla continuità dei processi e sulle infrastrutture disponibili. Senza dubbio la strategia più efficace combina efficienza energetica, gestione intelligente dei consumi e autoproduzione rinnovabile. Nella meccanica la priorità è l’efficientamento dei processi (motori efficienti, inverter, monitoraggio e recupero di calore), integrato con fotovoltaico e accumuli. Nell’agroindustria risultano strategiche cogenerazione o trigenerazione, pompe di calore e valorizzazione degli scarti tramite biogas o biometano.
Nel farmaceutico sono centrali continuità e qualità dell’energia, con UPS avanzati, storage e fotovoltaico in autoconsumo. Trasversalmente, digitalizzazione e la creazione di comunità energetiche industriali possono aumentare efficienza e ritorno degli investimenti.