La scarsità vale oro. Le aziende multiutility, mercato e crisi energetica

La multa ad A2A per manipolazione del mercato elettrico non racconta soltanto il comportamento di una grande azienda multiutility, ma rende visibile una contraddizione più generale del sistema energetico: ciò che per la società costituisce scarsità, e quindi maggiore costo, per chi controlla la capacità produttiva sì trasformara in una fonte di profitto.

È da questa contraddizione che conviene partire per comprendere la crisi del modello costruito attraverso le liberalizzazioni e, contemporaneamente, il ritorno della pianificazione pubblica come condizione necessaria allo stesso funzionamento del mercato.

L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha sanzionato A2A con 5 milioni di euro per comportamenti relativi al mercato elettrico del 2022, attraverso la deliberazione 279/2026/S/eel del 30 luglio 2026. Il meccanismo contestato è quello dell’economic withholding (trattenimento economico della capacità produttiva). In termini semplici, immaginiamo che in una determinata ora il sistema abbia bisogno di 100 MWh di elettricità e che 90 siano già disponibili.

Un produttore possiede una centrale in grado di fornire i 10 MWh mancanti, ma presenta quell’energia a un prezzo sufficientemente elevato da farla rimanere fuori dal mercato. La capacità non viene fisicamente sottratta, perché la centrale resta disponibile, ma viene resa economicamente indisponibile. Poiché la domanda deve comunque essere soddisfatta, diventa necessario ricorrere a un’offerta più costosa e il prezzo può aumentare.

Per un grande produttore che vende energia attraverso più impianti, la rinuncia a una quantità relativamente piccola può essere compensata dal maggiore prezzo incassato sull’energia che continua a vendere: in un esempio puramente illustrativo, 100 MWh venduti a 100 euro producono 10.000 euro di ricavi, mentre 90 MWh venduti a 130 euro ne producono 11.700.

Naturalmente non qualsiasi offerta superiore al costo marginale costituisce una manipolazione, perché esistono vincoli tecnici, costi di avviamento, manutenzione e altre ragioni economiche che possono giustificare differenti strategie di offerta. Proprio per questo ARERA deve verificare l’effettiva capacità dell’operatore di influenzare il prezzo e l’assenza di motivazioni legittime.

Il punto politico, tuttavia, precede l’accertamento dell’illecito: la società ha interesse a disporre della maggiore quantità possibile di energia a un costo sostenibile, mentre il capitale che controlla quella produzione di energia deve ricavarne il massimo rendimento. Quando l’offerta è abbondante i due interessi possono apparire compatibili; quando l’energia diventa scarsa, la loro divergenza emerge con maggiore evidenza.

Per famiglie e lavoratori la scarsità energetica significa aumento delle bollette, inflazione e riduzione del salario reale; per le imprese significa crescita dei costi di produzione. Chi controlla capacità produttiva, accumuli, stoccaggi o altre risorse decisive nei momenti critici può invece vedere aumentare il valore economico degli asset posseduti.

La stessa condizione materiale assume quindi un significato differente a seconda della posizione occupata nel rapporto economico: aumenta il valore economico del controllo sulla scarsità proprio mentre aumenta il costo sociale della scarsità stessa.

Il maggiore prezzo all’ingrosso non rimane confinato nella Borsa elettrica, ma si trasmette con tempi e intensità differenti sui venditori, sulle imprese e sui consumatori finali. Un contratto indicizzato al Prezzo Unico Nazionale (PUN) è più direttamente esposto rispetto a uno a prezzo fisso, mentre i fornitori possono attenuare temporaneamente gli effetti attraverso acquisti anticipati e coperture finanziarie.

Quando però il costo dell’energia aumenta in maniera significativa, il sovrapprezzo tende a propagarsi nell’intero sistema economico. È quindi particolarmente rilevante che, nel procedimento contro A2A, ARERA abbia costruito uno scenario controfattuale per stimare quale prezzo si sarebbe formato in assenza della strategia contestata, arrivando a quantificare quello che definisce il “massimo danno potenziale per i consumatori di energia elettrica ascrivibile a A2A”.

Quel numero esiste, ma nella versione pubblica del provvedimento non è conoscibile: sono coperti da omissis il mese preciso del 2022 interessato, l’incremento medio del prezzo in euro per MWh e l’importo complessivo del danno potenziale.

Conosciamo quindi la sanzione, cinque milioni di euro, ma non quanto la condotta sanzionata possa essere costata ai consumatori. Se un’autorità pubblica ha già effettuato quella stima, renderla conoscibile e ricostruire quanto del sovrapprezzo sia arrivato realmente sulle bollette diventa una rivendicazione immediata, sulla quale possono essere utilizzati l’accesso agli atti e, se ne emergessero i presupposti, anche strumenti risarcitori.

La questione di classe non riguarda quindi il funzionamento tecnico della rete elettrica, ma chi sopporta i costi delle scelte necessarie a mantenerla e chi si appropria dei profitti che ne derivano.

La vera alternativa non è più tra mercato e pianificazione, ma tra una pianificazione subordinata alla valorizzazione del capitale e una pianificazione sottoposta al controllo sociale e orientata agli interessi dei lavoratori.

Isolare il caso A2A come semplice deviazione di un singolo operatore sarebbe però fuorviante. Nel luglio 2025 ARERA ha pubblicato un rapporto sul Mercato del Giorno Prima relativo al 2023-2024, nel quale viene analizzato il funzionamento complessivo del mercato.

Per gli impianti a ciclo combinato l’Autorità individua possibili fenomeni di economic withholding in una quota significativa delle ore osservate, pari a circa il 30% nello scenario più prudenziale.

Nelle simulazioni controfattuali, sostituendo le offerte considerate potenzialmente riconducibili al trattenimento con offerte coerenti con il comportamento di un operatore price-taker (un operatore che accetta il prezzo di mercato senza essere in grado di influenzarlo), ARERA rileva impatti al rialzo sui prezzi zonali in almeno il 28% delle ore del 2023 e nel 25% di quelle del 2024, con differenze medie, nelle ore interessate, comprese fra 17 e 22 €/MWh nel 2023 e fra 15 e 24 €/MWh nel 2024.

Questi dati non equivalgono all’accertamento di manipolazioni da parte di tutti gli operatori analizzati, ma mostrano che il problema del potere sull’offerta non può essere ridotto alla condotta occasionale di una singola impresa.

Si manifesta qui una prima contraddizione del modello liberista. Il mercato dovrebbe produrre attraverso la concorrenza un comportamento tale da impedire ai singoli operatori di determinare il prezzo di una merce; nella realtà, a venticinque anni dalla liberalizzazione, l’autorità pubblica deve costruire simulazioni per stabilire quale prezzo si sarebbe formato se gli operatori reali si fossero comportati come i soggetti senza potere di mercato presupposti dalla teoria.

La concorrenza cessa così di apparire come una caratteristica spontanea del mercato e diventa una condizione che deve essere continuamente difesa e ricostruita attraverso regolazione e intervento pubblico.

Uno dei passaggi decisivi nella costruzione di questo sistema avviene in Italia con il decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999, il cosiddetto decreto Bersani, emanato in attuazione della direttiva europea 96/92/CE. Produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita dell’elettricità vengono liberalizzati, mentre trasmissione e dispacciamento restano riservati allo Stato e la distribuzione viene organizzata attraverso concessioni.

La promessa politica della stagione neoliberista era che la rottura dei monopoli pubblici e la concorrenza avrebbero aumentato l’efficienza e prodotto condizioni più favorevoli anche per gli utenti. Il processo storico ha determinato un esito diverso: le vecchie municipalizzate non sono state sostituite da una moltitudine di piccoli produttori in concorrenza tra loro, ma fusioni, acquisizioni, quotazioni e aggregazioni territoriali hanno favorito la formazione di grandi multiutility capaci di operare sui mercati nazionali ed europei.

A2A è controllata per metà dai Comuni di Milano e Brescia, Iren è a maggioranza pubblica, Hera conserva una forte presenza degli enti locali, mentre Acea è controllata da Roma Capitale.

Questa presenza pubblica nella proprietà non modifica però la funzione economica assunta dalle società, che devono produrre margini, remunerare il capitale, distribuire dividendi, finanziarsi sui mercati e competere con altri gruppi. La liberalizzazione non ha dunque semplicemente trasferito aziende dal pubblico al privato, ma ha trasformato anche una parte della proprietà pubblica in capitale.

Il Comune che possiede una multiutility viene così attraversato da una contraddizione strutturale: come istituzione rappresenta cittadini e lavoratori che hanno interesse a servizi accessibili e prezzi energetici contenuti, mentre come azionista è interessato alla redditività della partecipata e ai dividendi. Non si tratta quindi della sensibilità dei singoli amministratori, ma della funzione attribuita all’impresa: aziende nate per erogare un servizio sono state inserite in un meccanismo nel quale devono comportarsi come capitali e vengono valutate attraverso i criteri della loro valorizzazione.

Questa trasformazione si è sviluppata in una fase caratterizzata dall’integrazione crescente dei mercati e dalla relativa stabilità delle principali direttrici energetiche internazionali. L’espansione dei volumi, il trading (compravendita di energia sui mercati), le aggregazioni e la diversificazione potevano sostenere la redditività dentro un sistema nel quale gli approvvigionamenti apparivano relativamente prevedibili.

La crisi delle catene globali del valore, la guerra in Ucraina, la drastica riduzione delle forniture russe e la crescente competizione internazionale per il gas naturale liquefatto (GNL) hanno però modificato profondamente questo quadro.

Parallelamente, la crescita di fotovoltaico ed eolico aumenta la variabilità della produzione: nelle ore di abbondanza i prezzi possono diminuire fortemente, mentre quando la produzione rinnovabile si riduce acquistano maggiore valore le centrali programmabili, gli accumuli, gli stoccaggi, le interconnessioni e la flessibilità della domanda.

Di conseguenza non conta soltanto quanta energia si produce, ma quale capacità si controlla nel momento in cui il sistema ne ha bisogno.

La sicurezza energetica richiede però che capacità e infrastrutture esistano prima dell’emergenza. Reti, stoccaggi, accumuli, interconnessioni e impianti di riserva devono essere programmati su orizzonti pluriennali, anche quando una parte di essi rimane inutilizzata per lunghi periodi.

Se il prezzo di mercato fosse sufficiente a indirizzare autonomamente tutti gli investimenti necessari, non sarebbe necessario remunerare separatamente la capacità; esiste invece il capacity market (mercato della capacità), attraverso il quale gli operatori ricevono una remunerazione per garantire che determinata capacità produttiva rimanga disponibile quando il sistema ne avrà bisogno.

Allo stesso modo, quando i ricavi di mercato non garantiscono sufficiente certezza agli investimenti vengono utilizzati contratti di lungo periodo e meccanismi di stabilizzazione, quando i prezzi diventano socialmente insostenibili intervengono i governi e quando l’esercizio del potere di mercato minaccia la formazione dei prezzi interviene il regolatore.

Il paradosso prodotto da un quarto di secolo di liberalizzazioni sta precisamente qui. Il mercato è stato costruito come alternativa alla pianificazione pubblica diretta, ma il suo funzionamento dipende sempre più da decisioni pubbliche che programmano infrastrutture, garantiscono capacità, sostengono investimenti, assorbono gli shock e regolano i comportamenti degli operatori.

La crisi del modello liberista non elimina la pianificazione: mostra che il capitale ha bisogno di una pianificazione crescente per continuare a valorizzarsi.

La questione diventa allora quale funzione debba avere questa pianificazione. Oggi lo Stato e le autorità pubbliche garantiscono una parte crescente delle condizioni generali della produzione energetica e ne assorbono una quota rilevante del rischio, mentre gli asset che diventano particolarmente preziosi nei momenti di scarsità rimangono strumenti di valorizzazione dei capitali che li controllano.

La socializzazione riguarda quindi non soltanto i costi delle crisi, ma la costruzione stessa delle condizioni che rendono possibile la redditività privata.

Il caso A2A rappresenta, secondo l’accertamento dell’Autorità, il punto in cui l’utilizzo privato del potere sulla capacità ha superato il limite fissato dalla regolazione; tuttavia la contraddizione esiste prima di quel limite, perché per la società la scarsità deve essere ridotta, mentre per il capitale che controlla una risorsa scarsa essa può aumentarne il rendimento.

Da questo punto di vista, contrapporre semplicemente mercato e pianificazione significa ormai discutere di un’alternativa che lo sviluppo materiale del sistema ha già superato. L’energia viene pianificata e dovrà esserlo sempre di più, perché la sicurezza degli approvvigionamenti, la transizione energetica, le reti e la capacità di riserva non possono essere affidate alla somma delle decisioni immediate di imprese separate. Il vero conflitto riguarda quindi il contenuto della pianificazione, gli obiettivi che le vengono assegnati e i soggetti che ne esercitano il controllo.

La proprietà pubblica, da sola, non fornisce una risposta, come dimostra precisamente il caso di multiutility formalmente controllate dagli enti locali ma inserite pienamente nella logica della valorizzazione.

Un sistema energetico pianificato nell’interesse dei lavoratori dovrebbe invece assumere come criteri prioritari il contenimento strutturale del costo dell’energia, la tutela del salario reale, la sicurezza degli approvvigionamenti, la resilienza delle infrastrutture, la decarbonizzazione e la continuità delle produzioni socialmente necessarie, subordinando a questi obiettivi la formazione e la destinazione del surplus.

La questione di classe non riguarda quindi il funzionamento tecnico della rete elettrica, ma chi sopporta i costi delle scelte necessarie a mantenerla e chi si appropria dei risultati economici che ne derivano.

La vera alternativa non è più tra mercato e pianificazione, ma tra una pianificazione subordinata alla valorizzazione del capitale e una pianificazione sottoposta al controllo sociale e orientata agli interessi dei lavoratori.

In questo quadro, anche la richiesta di rendere pubblico il massimo danno potenziale ai consumatori calcolato da ARERA assume un significato che supera il singolo procedimento: parte da una vertenza concreta su chi abbia sostenuto il sovrapprezzo, ma conduce direttamente alla questione di chi controlli le informazioni e le decisioni fondamentali del sistema energetico.

Il decreto Bersani e la stagione delle liberalizzazioni promettevano che la concorrenza avrebbe disciplinato gli operatori e reso più efficiente l’allocazione delle risorse; oggi il pubblico deve programmare le reti, garantire la capacità, sostenere gli investimenti, assorbire gli shock geopolitici, proteggere gli utenti nelle crisi e impedire che il potere degli operatori alteri la formazione dei prezzi.

La pianificazione, dunque, non è una proposta da introdurre in futuro: è già una necessità materiale del sistema. Il punto politico è sottrarla alla funzione di garanzia della valorizzazione privata e trasformarla in uno strumento di controllo sociale della produzione energetica, perché in una fase nella quale il controllo della capacità disponibile nei momenti di scarsità acquista un valore crescente, decidere chi controlla quella capacità significa decidere anche a quali interessi deve rispondere il potere sull’energia.

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