come i gestori di rete si arricchiscono mentre la transizione energetica è in sospeso

Transizione energetica in sospeso: come lo Stato sta regalando profitti da sogno agli operatori di rete

Miliardi di profitti nonostante le reti fatiscenti: l’assurdo modello di business dei fornitori di energia elettrica

Le reti elettriche tedesche rappresentano il collo di bottiglia della transizione energetica: obsolete, sovraccariche e un enorme fattore di costo per famiglie e industrie. Eppure, mentre decine di migliaia di turbine eoliche, pannelli solari e impianti di accumulo sono bloccati in attesa di connessione alla rete, i gestori di queste reti stanno concludendo affari da capogiro. Grazie a un sistema normativo imperfetto e alla totale assenza di concorrenza, i monopolisti regionali stanno ottenendo rendimenti sul capitale proprio fino al 50%. Com’è possibile che un settore industriale stia accumulando tali profitti mentre le infrastrutture critiche del Paese ristagnano? Un’indagine sul labirinto delle tariffe di rete elettrica rivela che, in ultima analisi, a pagare il conto sono i consumatori, e il sistema protegge chi specula.

Quando la rete diventa una mucca da mungere e nessuno la ripara

40.000 progetti bloccati: i profitti osceni dei monopolisti della rete elettrica tedesca

Chiunque legga i bilanci dei maggiori gestori di reti di distribuzione elettrica in Germania nella primavera del 2026 rimarrà sbalordito. Non dalle perdite, ma dall’abbondanza di profitti. Secondo un’analisi dell’Associazione tedesca delle industrie delle nuove energie (BNE), messa a disposizione di Zeitmagazin, il rendimento medio del capitale proprio dei 18 maggiori gestori di reti elettriche regionali nel 2024 è stato di un notevole 30,1%. Non si tratta di un valore anomalo, ma del culmine di una tendenza in atto: già nel 2023, il rendimento medio del capitale proprio (secondo il diritto commerciale) dei 15 maggiori gestori di reti di distribuzione esaminati era del 20,2%, come determinato dalla BNE da un’analisi dei bilanci aziendali per il periodo 2019-2023. Singole aziende hanno superato di gran lunga queste cifre. EWE Netz ha raggiunto un rendimento del 50% nel 2023, Pfalzwerke Netz tra il 38 e il 39% e Westnetz il 27%. Nel 2024, secondo BNE, il rendimento del Westnetz è salito addirittura al 45%, il Bayernwerk Netz ha raggiunto il 38% e la Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom il 43%.

Queste cifre non sono solo notevoli dal punto di vista economico, ma anche politicamente esplosive. Allo stesso tempo, ampie porzioni della rete elettrica tedesca sono irrimediabilmente sovraccariche, obsolete e sopraffatte dall’aumento delle energie rinnovabili. Circa 40.000 progetti in tutta la Germania sono in attesa di connessione alla rete, tra cui parchi eolici, impianti solari e sistemi di accumulo a batteria per una capacità totale di 140 gigawatt. Gli esperti stimano che entro il 2045 sarà necessario ampliare la rete di distribuzione per circa 323 miliardi di euro e la rete di trasmissione per ulteriori 328 miliardi di euro, per un totale di circa 651 miliardi di euro. Eppure: le aziende a cui la società ha affidato la responsabilità di queste infrastrutture critiche stanno generando profitti che farebbero impallidire persino le aziende tecnologiche di maggior successo.

Il modello di business: profitto senza pressione competitiva

Per comprendere come i gestori di rete possano ottenere tali profitti, è necessario afferrare la natura del loro modello di business. Le reti elettriche sono cosiddetti monopoli naturali. Sarebbe economicamente irrazionale e tecnicamente insensato costruire reti di trasmissione concorrenti in una città o in una regione. I consumatori non hanno alcuna possibilità di scelta riguardo al proprio gestore di rete: pagano le tariffe di rete di quello nella cui area di servizio risiedono. La tariffa di rete, che i clienti residenziali, le imprese e l’industria pagano per la trasmissione dell’elettricità, rappresenta circa un terzo della bolletta elettrica totale per i consumatori privati. Le tariffe di rete sono suddivise in tariffe di rete di trasmissione, riscosse dai quattro principali gestori del sistema di trasmissione e che rappresentano circa il 30% dei costi di rete, e tariffe di rete di distribuzione, riscosse dagli 866 gestori regionali del sistema di distribuzione, che rappresentano circa il 70%.

Poiché la concorrenza non funziona, lo Stato regola i profitti che possono essere conseguiti. L’Agenzia federale per le reti (Federal Network Agency) stabilisce i cosiddetti tetti massimi di ricavo per ogni periodo regolatorio, dai quali derivano le tariffe di rete consentite. Un elemento centrale di questo sistema è il rendimento imputato sul capitale proprio: esso determina quanto rendimento un gestore di rete può ottenere sul capitale investito ed è incluso come voce di costo nel calcolo delle tariffe di rete. Nell’attuale quarto periodo regolatorio, che si applica alle reti elettriche dal 2024 al 2028, questo tasso di interesse è stato fissato al 4,13% al netto delle imposte, con un’aliquota più alta del 5,07% per i nuovi investimenti. Questo potrebbe sembrare un sistema di regolamentazione moderato ed equo. Ma la realtà è diversa.

Il divario tra regolamentazione e realtà

Com’è possibile che aziende con un rendimento del capitale proprio (ROE) approvato dalle autorità di regolamentazione intorno al 4-5% raggiungano in realtà rendimenti del 20, 30 o addirittura 50%? La risposta risiede in una differenza significativa tra quanto stabilito dalle normative e quanto effettivamente risulta nei bilanci. Le normative calcolano il ROE sulla base del cosiddetto capitale proprio imputato, ovvero un valore standardizzato basato sui costi di acquisizione storici e su una struttura del capitale definita. Tuttavia, il ROE secondo il diritto commerciale mette in relazione l’utile netto con il capitale proprio effettivo riportato nel bilancio di un’azienda, che può essere strutturalmente molto inferiore rispetto al capitale proprio imputato.

Questa discrepanza contabile spiega in parte la differenza, ma non è l’unica spiegazione. La BNE (Associazione tedesca dei gestori di reti) accusa inoltre i gestori di rete sotto inchiesta di pratiche specifiche che sfruttano sistematicamente il sistema di regolamentazione per generare profitti più elevati. Tra queste, l’aumento artificiale dei costi nell’anno base del periodo regolamentare, la doppia applicazione degli adeguamenti all’inflazione e – aspetto particolarmente grave – l’inclusione dell’IVA nelle tariffe di rete anche se tale imposta non viene effettivamente pagata, o non per intero. Secondo le stime, i gestori delle reti di distribuzione gravano sui propri clienti con circa 400 milioni di euro all’anno di IVA calcolata, una parte significativa della quale rimane semplicemente nel sistema fiscale comunale senza mai essere effettivamente versata. Il direttore generale della BNE, Robert Busch, ha riassunto la situazione: se i gestori di rete possono ottenere profitti così elevati, allora c’è qualcosa di fondamentalmente sbagliato nel quadro normativo.

I consumatori pagano il conto

Quello che a prima vista potrebbe sembrare un gergo tecnico delle autorità di regolamentazione ha conseguenze finanziarie dirette per milioni di famiglie e imprese in Germania. Gli oneri di rete non sono una voce astratta nella bolletta energetica: costituiscono una parte significativa della bolletta elettrica mensile e negli ultimi anni sono diventati un onere considerevole per molte famiglie e piccole e medie imprese. Solo tra il 2023 e il 2024, gli oneri di rete per i clienti residenziali con un consumo annuo tipico di 3.500 kilowattora sono aumentati di circa il 10,6%, passando da una media di 341 euro a 377 euro netti all’anno. In alcune regioni, come la Baviera, gli aumenti hanno raggiunto il 17%.

Osservando le reti di trasmissione, il quadro è ancora più drammatico: i quattro principali gestori di rete, 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW, hanno raddoppiato le tariffe di rete il 1° gennaio 2024, passando da 3,12 centesimi di dollaro per kilowattora a 6,43 centesimi di dollaro, conseguenza diretta dell’eliminazione dei sussidi governativi del Fondo per il Clima e la Trasformazione. Per i clienti residenziali, ciò ha significato un aumento immediato dei costi dell’elettricità, non compensato da alcun miglioramento dell’efficienza o pressione competitiva. Dal 2025 in poi, l’Agenzia federale per le reti ha previsto una compensazione parziale per le regioni in cui le tariffe di rete erano aumentate in modo particolarmente marcato a causa della massiccia espansione delle energie rinnovabili: un nuovo meccanismo di trasferimento dei costi, con un importo previsto di 2,4 miliardi di euro per il 2025, distribuisce ora i costi in modo più equo. Tuttavia, il risultato è che la famiglia media al di fuori delle regioni beneficiarie dovrà comunque affrontare costi aggiuntivi di circa 21 euro all’anno, mentre i profitti delle reti rimarranno invariati.

La simultaneità paradossale: ritorni record, ritardi record

Forse l’aspetto più esplosivo di questa storia non è l’entità dei profitti in sé, ma la loro contemporanea presenza in un contesto di ingenti investimenti arretrati. Le aziende che generano profitti così eccezionalmente elevati dovrebbero, in teoria, investire massicciamente nelle proprie infrastrutture. Tuttavia, la realtà è ben diversa. Secondo i piani di espansione della rete elettrica per il 2024, obbligatori per legge e pubblicati nell’aprile 2024 dagli 82 maggiori gestori di reti di distribuzione, circa il 24% dei progetti ad alta tensione e dei progetti di sottostazioni di media e alta tensione risultava già in ritardo al 31 dicembre 2023, in termini di volume di investimenti. I gestori di rete attribuiscono questi ritardi a fattori interni (26% del volume di investimenti interessati), procedure di autorizzazione (17%), colli di bottiglia nell’approvvigionamento e fattori esterni.

Questo arretrato di investimenti non è un problema astratto. Ha conseguenze economiche concrete e gravi. La società di consulenza AFRY stima che il volume di investimenti attualmente impossibili da realizzare in Germania a causa della mancanza di capacità della rete elettrica ammonti a 45 miliardi di euro. Circa 40.000 progetti sono in lista d’attesa per l’allacciamento alla rete: impianti di energia rinnovabile e sistemi di accumulo elettrico con una capacità complessiva di 270 gigawatt attendono di essere collegati. Un parco industriale a Rommerskirchen, nella Renania, illustra perfettamente il problema: pur trovandosi proprio accanto alle linee elettriche ad alta tensione, il parco industriale è in attesa di un allacciamento elettrico adeguato, poiché, come riporta Westnetz, la capacità della rete di distribuzione a 110 kV è quasi esaurita e l’allacciamento potrebbe slittare fino al 2030. Le aziende che desiderano crescere e investire in Germania si trovano quindi di fronte a un limite strutturale alla loro espansione.

La necessità di investimenti: uno sforzo nazionale viene ostacolato

L’entità degli investimenti necessari non ha precedenti storici. L’elettrificazione dei trasporti, dell’industria e degli edifici, la massiccia espansione dell’energia eolica e fotovoltaica e l’integrazione di milioni di produttori e consumatori decentralizzati rendono necessaria una trasformazione fondamentale dell’intera infrastruttura di rete. Entro il 2033, gli 82 maggiori gestori di reti di distribuzione prevedono un fabbisogno di investimenti di circa 110 miliardi di euro solo per l’espansione della rete; entro il 2045, tale fabbisogno salirà a circa 207 miliardi di euro. Sommando gli investimenti necessari per le reti di trasmissione e distribuzione fino al 2045, si arriva a un totale di 651 miliardi di euro. Ciò significa che il volume degli investimenti annuali dovrà aumentare da circa 15 miliardi di euro nel 2023 a circa 34 miliardi di euro all’anno, con un incremento del 127%.

L’Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) definisce il percorso di investimento per il prossimo futuro: nel 2024 sono stati investiti circa 13,4 miliardi di euro nelle reti di trasmissione e 8,6 miliardi di euro nelle reti di distribuzione, per un totale di circa 22 miliardi di euro. Si prevede che queste cifre aumenteranno a 16,4 miliardi di euro all’anno per le reti di trasmissione e a 15,4 miliardi di euro per le reti di distribuzione entro il 2030, per un totale di circa 32 miliardi di euro. Dato l’arretrato esistente e la necessità di integrare circa 9,3 milioni di utenti aggiuntivi entro il 2030, resta da chiedersi: perché gli straordinari profitti dei gestori di rete non vengono reinvestiti in misura significativamente maggiore nell’espansione urgentemente necessaria?

Ostacoli all’approvazione e impedimenti strutturali

La colpa non è da attribuire esclusivamente ai gestori delle reti di distribuzione. Il quadro sarebbe incompleto senza menzionare gli ostacoli strutturali che ritardano l’espansione della rete, a prescindere dalla volontà di investimento dei gestori stessi. La Germania soffre di un cronico problema di autorizzazioni che affligge tutti i settori infrastrutturali. Per le linee HVDC (corrente continua ad alta tensione), il periodo medio di autorizzazione è di circa sei anni dalla data di presentazione della domanda; sommato al tempo di pianificazione previsto dalla legge prima della domanda iniziale, si arriva ad almeno 7,5 anni. Per le linee convenzionali trifase in corrente alternata, la procedura di autorizzazione richiede in media dai cinque ai sei anni.

Per le turbine eoliche terrestri che necessitano di essere collegate alla rete di distribuzione, il processo di autorizzazione è raddoppiato negli ultimi dieci anni, passando da circa 13 mesi a ben 26 mesi nel 2023, prima che modifiche legislative lo riducessero a una media di 17 mesi nel 2025. Ciò dimostra che la volontà politica può effettivamente ridurre la burocrazia. Tuttavia, tale volontà è distribuita in modo disomogeneo e per troppo tempo non è stata applicata all’espansione della rete stessa. Sebbene le autorizzazioni per l’energia eolica siano state accelerate, i processi interni dei gestori di rete rimangono tra le cause più frequenti di ritardi: il 26% del volume degli investimenti ritardati viene attribuito dagli stessi gestori a “ragioni interne”.

Il sistema di regolamentazione degli incentivi: un buon concetto, una pessima attuazione

Il principio fondamentale della regolamentazione incentivante è ben fondato: invece di rimborsare integralmente i costi effettivi di un operatore di rete, il che eliminerebbe qualsiasi pressione all’efficienza, la Federal Network Agency (FNA) fissa un tetto massimo ai ricavi. Se un operatore di rete opera in modo più efficiente di quanto consentito dalle ipotesi regolamentari, può trattenere la differenza. Questo meccanismo è concepito per creare incentivi alla riduzione dei costi. In teoria, è uno strumento elegante. In pratica, tuttavia, ha prodotto un effetto collaterale indesiderato: non premia necessariamente gli investimenti e la qualità del servizio, bensì l’ottimizzazione dei costi e, ove possibile, l’ingegnosità contabile.

Il progetto di riforma in corso dell’Agenzia federale per le reti, internamente noto come processo NEST (Nuovo sistema di tetto massimo ai ricavi e aumento), mirava a migliorare questo sistema per il quinto periodo regolatorio a partire dal 2029. Tuttavia, i risultati presentati dall’agenzia nel dicembre 2025 hanno deluso sia le associazioni di categoria che quelle dei consumatori. L’Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) ha criticato le modifiche previste, affermando che contenevano deterioramenti strutturali rispetto allo status quo, indebolendo la capacità di investimento e di prestazione dei gestori di rete. Secondo i calcoli della BDEW, il settore prevede perdite di fatturato pari a 3,5 miliardi di euro nel settore elettrico e 1,5 miliardi di euro nel settore del gas per l’intero periodo regolatorio a causa della nuova metodologia. L’Associazione delle imprese municipali (VKU) ha definito le disposizioni “deludenti e del tutto inadeguate per i compiti attuali e futuri dei gestori delle reti di distribuzione”.

Un punto specifico di critica riguarda la metodologia di calcolo del costo del debito. L’Agenzia federale per le reti si attiene a un periodo fisso di sette anni per la determinazione del costo del debito, anziché utilizzare un modello dinamico. Ciò espone i gestori di rete a carenze strutturali nel rifinanziamento dei loro investimenti durante il prossimo periodo regolamentare, dal 2029 al 2033. Allo stesso tempo, gli aumenti dei costi vengono contabilizzati con un notevole ritardo, il che incide sulla redditività effettiva dei gestori di rete, soprattutto in periodi di elevata inflazione.