Seconda parte · La patrimoniale al contrario

Nella prima parte abbiamo visto come si forma il prezzo dell’elettricità. Ogni ora la borsa elettrica paga tutta l’energia quanto costa produrre l’ultimo megawattora che serve, e quell’ultimo megawattora, la sera e d’inverno, lo produce quasi sempre una centrale a gas. Così l’acqua, il sole e il vento, che non costano quasi nulla, vengono pagati come se fossero gas: è l’accoppiamento. La differenza tra quello che costano e quello che incassano non sparisce. In questa seconda parte vediamo chi la incassa e perché le grandi aziende elettriche difendono la regola che la produce. E vediamo come le bollette, con una vera e propria patrimoniale al contrario, abbiano pagato anche la costruzione di una parte degli impianti che oggi incassano quella differenza.

Chi guadagna: la rendita della cascata

Torniamo alla cascata da cui siamo partiti. Il meccanismo che Marx descrive ha un nome preciso, e non l’hanno inventato gli economisti di Bruxelles: si chiama rendita differenziale. La fabbrica ad acqua produce con meno lavoro sociale complessivo delle concorrenti a vapore: non compra carbone, cioè il lavoro dei minatori che l’hanno estratto, e non paga nessuno per alimentare la caldaia. Le sue merci hanno un valore individuale più basso, ma si vendono al prezzo che regola il mercato, quello delle fabbriche a vapore, che copre i loro costi più il profitto medio. La differenza è un sovrapprofitto, e se la cascata appartiene a un proprietario fondiario, il fabbricante gliela paga in affitto: il sovrapprofitto diventa la sua rendita. Nel mercato elettrico il passaggio è ancora più diretto: chi possiede la diga non affitta la cascata, vende l’energia, e la vende al prezzo del gas senza bruciarne un metro cubo. Quella differenza è la rendita, e la pagano tutti quelli che comprano elettricità: le famiglie, ma anche gli altri settori capitalistici che avrebbero bisogno di energia a buon mercato.

È qui che si apre una lotta dentro il capitale. La rendita non nasce da un lavoro in più fatto nella centrale: è plusvalore prodotto altrove, che passa a chi possiede la diga attraverso il prezzo dell’energia. Ogni euro in più che va alla diga è un euro in meno nei profitti dell’acciaieria, della cartiera, della fabbrica di piastrelle. I diversi settori del capitale si contendono così il plusvalore che le altre imprese hanno estratto dai propri lavoratori; e alle famiglie, che l’energia la pagano con il salario, resta il conto.

Marx aggiunge due osservazioni che valgono ancora oggi. La prima è che «se il carbone diventasse più a buon mercato» il sovrapprofitto di chi possiede la cascata diminuirebbe: il guadagno dell’acqua dipende dal prezzo del combustibile degli altri, che è esattamente l’accoppiamento visto nella prima parte. La seconda è che quel sovrapprofitto non nasce da una gestione migliore, ma da «una forza naturale monopolizzabile», a disposizione soltanto di chi controlla «particolari porzioni della terra» (Il Capitale, Libro III, cap. 38). È per questo che diventa rendita.

Nel mercato elettrico il carbone di Marx è il gas, e la cascata è la diga, ma anche il crinale ventoso o il campo fotovoltaico al Sud. Con una differenza. Le dighe e i soffioni geotermici sono forze naturali davvero scarse, e la loro è rendita in senso pieno. Crinali ventosi e campi assolati, invece, non mancano: chi ci ha costruito incassa una rendita solo finché code e permessi tengono fuori i nuovi impianti. È una quasi-rendita, che dura quanto la barriera. E in tutti i casi la rendita non è l’intera differenza tra il costo di un megawattora in più e il prezzo: prima va ripagato l’impianto, con un profitto normale; la rendita è quello che resta dopo. Mettiamo a confronto quanto rende ciascun tipo di impianto. Le dighe di CVA, la società idroelettrica della Regione Valle d’Aosta, nel 2025 hanno reso il 69% del loro valore a bilancio. Secondo un nostro calcolo su impianti tipo, se i prezzi restassero quelli del 2025 (dati GME e Terna), un campo fotovoltaico nuovo che vende a mercato renderebbe il 17-19% l’anno sull’investimento, una centrale geotermica nuova circa il 12%, una centrale a gas nuova senza aiuti pubblici non oltre il 5%. Il numero delle dighe è così alto perché quel capitale è in buona parte già ripagato: quello che incassano non è più profitto, è rendita. Nel 2025, un anno non particolarmente ricco d’acqua, le dighe di CVA hanno venduto l’energia in media a circa 116 euro al megawattora, con costi di esercizio intorno ai 30. Il margine è stato di 235 milioni su 319 di ricavi, quasi tre quarti, e l’utile operativo di 205 milioni, a fronte di impianti iscritti a bilancio per 297 (relazione annuale CVA 2025).

Fonti: CVA, relazione annuale integrata 2025; nostre stime su impianti tipo, con prezzi GME e produzione Terna 2025

C’è però una differenza rispetto all’esempio di Marx. Le grandi dighe italiane non sono proprietà privata ma concessioni pubbliche, e la rendita che per Marx finiva al proprietario della terra resta qui in gran parte al concessionario, grazie a canoni bassi e a proroghe che durano da decenni senza gara. Quanto vale tutto questo? Ai prezzi del 2025, pagare le fonti a basso costo già esistenti in base ai loro costi, invece che al prezzo del gas, sposterebbe dai produttori ai consumatori circa 4 miliardi l’anno; in una crisi come quella del 2022, con l’elettricità all’ingrosso oltre i 300 euro al megawattora, si arriverebbe a 15-20 miliardi.

Questa rendita dura quanto il gas resta l’ultimo della fila. Tutto ciò che ritarda l’ingresso di nuovi impianti e di accumuli allunga le ore regolate dal gas, e con esse la rendita di chi è già dentro. Per il solare e l’eolico vale ancora di più: la loro rendita esiste solo finché la barriera tiene.

Tra gennaio e maggio 2026 in Italia il gas ha fissato il prezzo nel 75% delle ore (dati Ember). Una delle ragioni sono le code. Per allacciare un impianto alla rete bisogna prenotare un posto, e dove prenotarlo costa poco le richieste si accumulano: molte non diventeranno mai impianti, ma intanto occupano la fila. Il decreto contro questa «saturazione virtuale» è arrivato solo a settembre 2026, e intanto a Terna restano in coda 326 GW di richieste per rinnovabili, di cui appena 11 pronti a costruire (dati Terna), mentre due progetti su tre sono fermi in attesa di autorizzazione (Legambiente). Code e ritardi di questo tipo funzionano come una barriera, o quantomeno come un freno: rallentano l’arrivo dei nuovi impianti, allungano le ore in cui il gas fa il prezzo e garantiscono a chi è già dentro i massimi ricavi dalla congiuntura attuale. Sulle spalle di chi paga le bollette.

Gli strumenti per svuotare le code esistono, e il decreto di settembre lo dimostra: si poteva fare prima. L’alibi della burocrazia non regge, perché la burocrazia è lo Stato, e lo Stato non è un arbitro neutrale: è il terreno su cui i diversi settori del capitale si confrontano. Le riforme che si fanno o non si fanno, in anticipo o in ritardo, sono il risultato di quella contesa. Le aziende, va detto, non difendono le code: Elettricità Futura, l’associazione dei grandi gruppi elettrici, chiede dal 2024 di far decadere le prenotazioni inutili. Difendono però, apertamente, il ruolo del gas. «La transizione si deve reggere sul gas», ha detto nel dicembre 2024 l’amministratore delegato di Edison, Nicola Monti, e avere «entrambe le leve da gestire», gas e rinnovabili, è per lui «un fattore di competitività». Nell’ottobre 2025 l’amministratore delegato di A2A, Renato Mazzoncini, ricordava che grazie al mercato della capacità sono in costruzione sei nuove centrali termoelettriche, con una potenza pari a tutto il nucleare spagnolo. E quando a febbraio il governo ha deciso di rimborsare alle centrali a gas il costo della CO₂, abbassando il prezzo dell’elettricità, lo stesso Monti ha protestato perché alcuni impianti rinnovabili che vendono a mercato al Sud «rischiano di non essere più economicamente sostenibili». È un’ammissione, di fatto, che quei guadagni dipendono dal prezzo fissato dal gas. Le stesse aziende, insomma, sono capitaliste quando costruiscono e proprietarie della cascata quando incassano. Lo Stato, in Italia, è anche socio, attraverso il Tesoro in Enel e i Comuni in A2A, di chi incassa. Quello che si vede è a chi è convenuto il ritardo.

Perché alle aziende conviene che il gas faccia il prezzo

I grandi gruppi italiani, da Enel ad A2A, da Edison a Sorgenia, possiedono sia centrali a gas sia impianti rinnovabili. La centrale a gas, presa da sola, guadagna poco su ogni megawattora, ma finché resta in fila tiene alto il prezzo che incassa tutto il resto del portafoglio. Prendiamo un gruppo che produca 20 terawattora da fonti rinnovabili e 10 a gas, con un prezzo medio di 115 euro (quello italiano del 2025): il margine sulle rinnovabili sarà di circa 2,2 miliardi, quello sul gas di circa 0,2. Il gas vale meno di un decimo dei guadagni, eppure è lui a tenere il prezzo a 115. Se le rinnovabili esistenti fossero pagate 60 euro, il loro margine scenderebbe a circa 1,1 miliardi: metà dei profitti cancellata da un cambio di regole, senza che negli impianti cambi nulla.

Torniamo alla sera d’inverno dell’esempio della prima parte: servono 30.000 megawatt e l’ultima centrale a gas fissa il prezzo a 120 euro. Pagati a quel prezzo, quei megawatt costano ai consumatori 3,6 milioni di euro in un’ora, mentre il gas e la CO₂ effettivamente consumati dalle centrali accese valgono circa 1,5 milioni. Gli altri 2,1 milioni servono a remunerare gli impianti: in parte ripagano investimenti reali, ma per le dighe costruite decenni fa con soldi pubblici sono rendita allo stato puro.

Questa rendita ha però un limite interno, che spiega la strategia dei gruppi. Più fotovoltaico si installa, più spesso a mezzogiorno il gas esce dalla fila e il prezzo crolla: a maggio, al Sud e nelle isole, il solare ha incassato appena il 58-60% del prezzo medio (elaborazioni su dati GME), e ogni nuovo pannello abbassa il guadagno di tutti quelli già installati. Ai gruppi conviene allora una quota di gas ben precisa, abbastanza da restare l’ultimo della fila la sera e d’inverno, quando producono le dighe e il vento e la rendita è più alta, ma non di più, perché il gas in sé rende poco. E lo strumento che garantisce questa quota, come vedremo, lo paghiamo noi in bolletta.

Che questa difesa esista non è un’ipotesi, lo dicono i fatti degli ultimi anni.

– Il 2 marzo 2026, nel pieno della crisi del gas, Eurelectric, l’associazione europea delle aziende elettriche di cui fa parte l’italiana Elettricità Futura, ha scritto ai capi di governo per chiedere di non toccare il prezzo marginale. Le famiglie pagavano bollette alle stelle, e i produttori si preoccupavano di difendere la regola che le rendeva tali.

– Nel 2025, quando dentro Confindustria le industrie energivore hanno chiesto di sganciare le rinnovabili dal prezzo del gas (per abbassare i propri costi, non le bollette delle famiglie), Elettricità Futura, presieduta da un dirigente Enel, ha difeso i meccanismi attuali.

– Nel 2022 le associazioni dei produttori eolici e solari hanno definito «inique» le norme sugli extraprofitti, e il TAR ha poi accolto un ricorso contro il tetto ai ricavi delle rinnovabili (art. 15-bis del decreto-legge 4/2022). Appena lo Stato ha provato a toccare la rendita, i produttori sono corsi in tribunale.

– Le concessioni idroelettriche sono state prorogate otto volte dagli anni Ottanta, senza gara e con canoni bassi. Il 68% scade nel 2029, soprattutto quelle di Enel, e a febbraio 2025 il ministro Pichetto Fratin ha proposto di rinnovarle agli attuali gestori.

– Per il 2027 in bolletta si pagheranno 1,85 miliardi l’anno per tenere disponibili 43 GW di centrali, di cui 38 già esistenti e in gran parte a gas (esiti dell’asta Terna). È il cosiddetto mercato della capacità, cioè la garanzia, pagata in bolletta, che la sera ci sia sempre una centrale a gas pronta a fare il prezzo.

Nel frattempo gli stessi gruppi investono nelle rinnovabili: Edison ricava già più di metà del margine operativo da attività rinnovabili e a basse emissioni e punta al 70% entro il 2030 (bilancio Edison 2025). Una parte crescente del nuovo solare ed eolico non vive della rendita del gas: con le aste del GSE i nuovi impianti ottengono un prezzo fisso per vent’anni e, se il mercato paga di più, restituiscono la differenza. È un disaccoppiamento parziale, e procede solo per i nuovi impianti. La rendita vera, quella che i grandi gruppi difendono, resta sulle dighe e sugli impianti già costruiti che vendono a mercato. Ed è per questo che la partita delle concessioni idroelettriche in scadenza nel 2029 vale così tanto. Che i padroni dell’energia lo facciano per calcolo o semplicemente per difendere i propri bilanci, per chi paga la bolletta il risultato non cambia.

Quanto pesa questo disaccoppiamento parziale? Poco, per ora, e per un tempo che nessuno sembra avere fretta di accorciare. Gli impianti che hanno vinto le aste del GSE nel 2025 valgono circa 10 GW, appena il 12% degli 83 GW di rinnovabili già installati: se fossero costruiti tutti nei 36 mesi concessi, e di solito una parte dei progetti si perde per strada, produrrebbero circa un decimo dell’energia rinnovabile italiana. Le dighe, da sole, ne producono un terzo, e la vendono quasi tutta a mercato. Anche nello scenario più favorevole, per i prossimi anni la gran parte delle rinnovabili continuerà a essere pagata al prezzo del gas.

Che il disaccoppiamento proceda così lentamente non è un destino. I tempi li detta il ritmo con cui si costruisce, e quel ritmo dipende dallo Stato: autorizzazioni ferme, una commissione di valutazione a ranghi ridotti, regole sulle aree idonee annullate dai tribunali, un decreto contro le code sulla rete arrivato sei anni dopo quello spagnolo. Non c’è bisogno di attribuire al governo un disegno: c’è un’assenza colposa, che asseconda questa lentezza e prolunga il banchetto che le aziende energetiche fanno con la rendita delle dighe e degli impianti già costruiti. Ogni anno di ritardo è un anno in più di bollette pagate al prezzo del gas.

La patrimoniale al contrario

Esiste poi una patrimoniale al contrario che pesa sulle bollette da vent’anni. Invece di prelevare dai grandi patrimoni per finanziare beni di tutti, preleva da tutti, in proporzione ai consumi e non alla ricchezza, per costruire patrimoni privati. Si chiama Conto Energia ed è l’incentivo con cui è stato costruito il solare tra il 2005 e il 2013 (i cui effetti dureranno fino al 2033, per alcuni impianti anche oltre): per vent’anni il GSE paga una tariffa fissa per ogni kilowattora prodotto e la recupera dalle bollette. L’ha introdotto nel 2005 il governo Berlusconi; l’ha rinnovato nel 2007 il governo Prodi, con Bersani ministro dello Sviluppo economico, poi ancora Berlusconi nel 2010 e nel 2011, e infine il governo Monti nel 2012. Ha smesso di accogliere nuovi impianti nel 2013, quando la spesa ha toccato il tetto di 6,7 miliardi l’anno, ma nel 2025 le bollette hanno pagato ancora 5,7 miliardi per circa 546.000 impianti (dati ARERA). In tutto, dall’inizio a oggi, le bollette hanno versato circa 90 miliardi per costruire impianti che restano privati (nostra stima su dati ARERA e GSE).

La tariffa era fissata in modo da ripagare l’impianto con un utile, e lo ha fatto ampiamente: secondo nostri calcoli, un impianto a terra entrato in funzione nel 2011 si è ripagato in circa sette anni, e il solo incentivo, senza vendere un kilowattora, gli garantiva un rendimento del 7-9% l’anno. Per quasi tutti gli impianti, poi, la tariffa si aggiunge al prezzo di mercato: l’energia si vende a parte, al prezzo fissato dal gas. Di fatto, circa 18 gigawatt di fotovoltaico, il 40% di tutto quello installato oggi in Italia, sono stati pagati dalle bollette. Ma la proprietà degli impianti è rimasta privata, e privata è la rendita: finito l’incentivo, resteranno a chi li possiede, già ripagati, a vendere al prezzo del gas.

Fonti: GSE, Rapporti attività; ARERA, relazioni 331/2024, 344/2025 e 301/2026; Camera dei deputati. Anni senza dato pubblicato: nostre stime

Fin qui abbiamo visto chi incassa la rendita e come la difende. Ma la rendita non è solo una strategia delle aziende: è scritta nel modo in cui sono fatti gli impianti e nella regola del prezzo. Nella terza parte vediamo perché, e mettiamo l’Italia a confronto con la Francia e la Spagna. Non per caso: nel dibattito pubblico sono i due esempi più citati, la Francia dalla destra di governo per sostenere il ritorno al nucleare, la Spagna dal centrosinistra per sostenere che basterebbero più rinnovabili, e ciascuno ne prende la parte che gli serve. Messe a confronto, invece, aiutano a distinguere che cosa dipende dalla regola, che cosa dalla storia degli impianti e che cosa dai rapporti di forza che decidono a chi va la rendita.