Diritto all’energia

Bollette più stabili e comprensibili

Il prezzo dell’energia acquistata è soltanto una parte della bolletta: contano anche reti, servizi, oneri, imposte e quote fisse. Ridurre un costo di produzione non riduce automaticamente della stessa percentuale la spesa finale.

Un esempio che evita false promesse

Simulazione: bolletta annua di 1.000 €, di cui 500 € sensibili al prezzo dell’energia. Una riduzione del 20% di quella componente vale 100 €, ossia il 10% del totale, se le altre voci restano ferme. È un esempio didattico, non una tariffa media né una previsione.

Rivedere gli oneri per evitare duplicazioni, ma ogni trasferimento alla fiscalità generale richiede copertura: spostare una voce dalla bolletta al bilancio pubblico non elimina il suo costo. Niente tetti generalizzati ai prezzi privi di risorse e di una strategia di approvvigionamento.

Il risparmio deve arrivare in bolletta.

Energia accessibile anche senza un tetto proprio

Il bonus sociale per disagio economico esiste già: va reso più facile da ottenere e affiancato da interventi che riducano stabilmente i consumi [5]. Proponiamo un’integrazione mirata, coordinata con gli aiuti esistenti e con assistenza per l’ISEE.

Le CER sono già operative nel quadro GSE. L’incentivo riguarda l’energia condivisa secondo le regole applicabili, non tutta l’elettricità prodotta; aderire non rende automaticamente gratuita la fornitura [6]. Proponiamo, nei progetti con contributo pubblico, almeno il 30% dei benefici distribuibili dopo costi e obblighi ai nuclei fragili e a finalità sociali, nel rispetto delle regole vigenti.

Pagare l’efficienza effettiva

Diagnosi indipendente prima dei lavori, prezzi di riferimento, controlli sul cantiere e misurazione successiva. Pompa di calore, isolamento, schermature e regolazione si scelgono insieme: impianti inadatti possono peggiorare comfort e costi. Nessun premio per chi riduce consumi rinunciando a riscaldarsi adeguatamente.

Un piano coordinato di produzione e accumulo

Con una riduzione illustrativa del 10% per limitazioni e perdite ulteriori, restano 58,5 TWh, pari al 18,7% della domanda elettrica italiana 2025 di 312,2 TWh [2]. Il confronto indica una scala: non misura la futura quota rinnovabile e non significa sostituire altrettante importazioni o altrettanto gas.

Questi obiettivi sono una quota di attuazione dei piani nazionali, da riconciliare con impianti già autorizzati, gare e PNIEC; non si sommano automaticamente agli obiettivi esistenti. Il nucleare non è incluso nella produzione attesa entro il 2031. Per gli accumuli, togliere dal conteggio ogni progetto già contato in altri strumenti.

Reti sicure e servizi che resistono alle crisi

Terna prevede oltre 23 miliardi di investimenti di rete nel Piano di sviluppo 2025–2034. La prima asta MACSE ha già assegnato 10 GWh di accumuli, con entrata in esercizio prevista nel 2028 [3, 7]. Occorre portare a termine e coordinare questi programmi, evitando fondi duplicati.

Flessibilità volontaria e remunerata

Pagare imprese e utenti disponibili a spostare consumi nelle ore utili, tramite contratti chiari e aggregatori. Escludere distacchi automatici di carichi essenziali e dispositivi sanitari. Le microreti possono funzionare isolate soltanto se progettate e autorizzate per farlo; il normale fotovoltaico domestico non garantisce corrente durante un blackout.

Il gas resta nel periodo di transizione una risorsa di flessibilità da usare in modo decrescente, con stoccaggi e forniture diversificate. Nuove infrastrutture fossili solo dopo prove di necessità e valutazione del rischio di inutilizzo. L’AI aiuta previsioni e manutenzione, con operatori responsabili e sistemi di sicurezza indipendenti.

Nucleare e innovazione con decisioni verificabili

La legge 29 settembre 2026 n. 169, entrata in vigore il 15 ottobre, delega il Governo in materia di energia nucleare sostenibile [8]. Il nostro programma propone di valutare la strada nucleare attraverso tappe pubbliche, senza considerare una legge delega equivalente a centrali autorizzate e finanziate.

Proponiamo 1 miliardo in cinque anni per ricerca, competenze e valutazione indipendente, con gare e risultati controllabili, coordinato con le risorse già stanziate. Non è il costo per costruire un reattore. La fusione resta una linea di ricerca: non le attribuiamo energia disponibile o risparmi nel quinquennio.

Altre innovazioni da selezionare

Recupero del calore industriale e dei centri dati; accumuli termici; ricarica intelligente; biometano da filiere sostenibili e controllate. Idrogeno a basse emissioni dove l’elettrificazione diretta è difficile, dopo verifica di domanda e costi. Riciclo di batterie e pannelli, riparabilità, formazione tecnica e fornitori diversificati.

Ogni tecnologia deve dimostrare il suo valore.

Premiare chi riduce sprechi e disservizi

Produzione e vendita devono restare aperte a più operatori, con un regolatore indipendente. Le reti sono infrastrutture regolate: la concorrenza si realizza anche attraverso confronti tra gestori e gare per servizi, senza costruire reti parallele inutili o un monopolio unico della vendita.

Una formula comprensibile

Per i progetti di efficienza: premio massimo pari al minore tra il 20% del valore annuo del risparmio verificato e 100.000 € per progetto, entro la quota disponibile. Esempio: 200.000 € di risparmio ammissibile → premio massimo 40.000 €. Non premiare lo stesso risultato già remunerato integralmente da altri strumenti.

Consumi confrontati con una base pluriennale e corretti per clima, occupazione degli edifici, produzione e servizi erogati. Il valore del risparmio usa un prezzo di riferimento stabilito nel bando, così un rincaro dell’energia non aumenta da solo il premio. Verificatori indipendenti, controlli a campione e recupero delle somme per dati falsi, con contraddittorio.

Gestori valutati sul servizio

Proponiamo di rafforzare i meccanismi regolatori di qualità: tempi di connessione, interruzioni, reclami e perdite tecniche, confrontando territori simili e separando eventi eccezionali. Eventuali premi tariffari devono essere coperti da benefici netti dimostrabili, dentro la regolazione ARERA; non sono compresi nei 200 milioni del fondo progettuale.

Schede pubbliche per operatori, assistenza e offerte. Benefici premiali destinati principalmente a reinvestimenti; eventuali premi alle équipe entro le risorse assegnate e le regole contrattuali, senza automatismi per i dirigenti. Gli enti in difficoltà ricevono supporto tecnico, senza togliere energia alle famiglie.

Premiare i risultati che si possono controllare.

Trenta miliardi pubblici con conti separati

Importi a prezzi 2026, oneri non recuperabili inclusi: stanziamenti progettuali, non preventivi certificati. Le unità sono ipotesi di dimensionamento, non censimenti dei fabbisogni. I programmi di avvio comprendono anche spese che contabilmente possono essere correnti; la classificazione va definita nella relazione tecnica.

Chi finanzia il resto

Esempio di investimento lordo per produzione e accumulo: 30 GW solari × 1 milione €/MW = 30 miliardi; 10 GW eolici × 1,5 milioni €/MW = 15; 20 GWh di accumuli × 200 €/kWh = 4. Totale 49 miliardi, dei quali i 6 pubblici per solare/CER sono una parte, non un’aggiunta. Restano indicativamente 43 miliardi da operatori e finanziatori, da remunerare con ricavi e contratti.

Questa stima tecnica è uno scenario prevalentemente terrestre: eolico marino, coperture complesse e connessioni importanti possono costare molto di più. Con variazioni del ±25%, i 49 miliardi diventano 36,75–61,25. Non è un intervallo statistico. Il sostegno pubblico non garantisce automaticamente la raccolta dei capitali.

Finanziamento e risultati da rendere pubblici

Le coperture devono precedere gli impegni

Fondo pluriennale nel bilancio dello Stato, con relazione tecnica e risorse deliberate. Fondi europei solo se disponibili e ammissibili; revisione di incentivi inefficienti solo dopo quantificazione dei risparmi. Non usare come entrate certe risparmi futuri sulle importazioni, crescita del PIL o restituzioni dei contratti per differenza.

I 30 miliardi non comprendono l’intero costo del sistema: reti e relativi investimenti regolati, gestione degli impianti, eventuali integrazioni pluriennali CfD/MACSE, garanzie e nuove centrali vanno iscritti separatamente. Pubblicare impegni massimi, scenari di prezzo e impatto sulle tariffe prima di ogni gara. Il Piano Terna da oltre 23 miliardi ha un orizzonte diverso e non si somma automaticamente a questo fondo.

MASE coordina, Regioni ed enti attuano nelle rispettive competenze; Terna e distributori pianificano reti, GSE gestisce strumenti di sostegno, ARERA regola e controlla indipendentemente. Rafforzare queste strutture con responsabilità nominative per progetto, senza creare un nuovo gestore monopolista.

Fonti e parametri per aggiornare il programma

[1] ISPRA, Dipendenza energetica: dati 1990–2024, aggiornamento 30 giugno 2026. Consulta la fonte

[2] Terna, Pubblicazioni statistiche: domanda elettrica 2025 pari a 312,2 TWh. Consulta la fonte

[3] Terna, Piano di sviluppo della rete 2025–2034: oltre 23 miliardi di investimenti. Consulta la fonte

[4] Commissione europea, Electricity market design: riforma 2024 e contratti a lungo termine. Consulta la fonte

[5] ARERA, delibera 2/2026/R/com: soglie ISEE per i bonus sociali dal 2026. Consulta la fonte

[6] GSE, energia autoconsumata nelle configurazioni di autoconsumo diffuso: criteri di calcolo. Consulta la fonte

[7] Terna, M come MACSE, 13 ottobre 2025: prima asta 10 GWh e operatività prevista nel 2028. Consulta la fonte

[8] Gazzetta Ufficiale, legge 29 settembre 2026 n. 169, delega sul nucleare; in vigore dal 15 ottobre. Consulta la fonte

Come valutare il successo

Pubblicare ogni semestre spesa impegnata e pagata, impianti effettivamente operativi, tempi di connessione, risparmi normalizzati, interruzioni e benefici ai nuclei fragili. Misurare la dipendenza energetica e le emissioni con serie omogenee. Correggere le bollette confrontate per consumi, imposte e prezzi esterni: una variazione non prova da sola l’effetto della riforma.

La produzione annua non dimostra disponibilità in ogni ora: servono simulazioni orarie di adeguatezza, periodi senza sole o vento, siccità e guasti. La sostituzione di gas e le emissioni evitate richiedono un modello del sistema; qui non sono trasformate in cifre inventate.