Acting on concessions and networks to cut costs in the bill

We are sorry to see that, as at the recent public meeting of Future Electricity, its president, in the interview published in this newspaper on 22 October, focuses on the price of the electricity exchange, i.e. on less than half of the price we currently pay in the electricity bill, without any mention of the effect of the solutions proposed to lower it (by 2030, 65% of electricity should come from solar and wind power) on the other costs in the bill. And it is above all for this reason that we believe we should seek the optimal technological mix, avoiding the mistake of exaggerating with variable, seasonal and simultaneous sources, such as solar and wind power. Here, however, we would like to insist on two essential points of our energy proposal, aimed at reducing the price in the short term in the bill, the only one that really counts.

Partiamo dal prezzo di borsa. Le regole con cui si forma sono uguali in tutt’Europa. Perciò, se in Italia nel 2024 è stato il più alto tra i grandi Paesi UE la prima ragione è il mix tecnologico con cui la generiamo. In Italia, nel 2024, l’elettricità a gas ha determinato il prezzo di borsa per il 65 per cento delle ore, sebbene a gas sia stato prodotto solo il 42 per cento della domanda. E questo ci sta, per via del prezzo marginale. Va però aggiunto che, quando, nel 13 per cento delle ore, l’ha determinato l’energia idroelettrica, il prezzo offerto dai gestori in concessione di grandi impianti, completamente ammortizzati, è stato praticamente uguale a quello a gas. Col risultato che i 50 TWh idroelettrici prodotti nel 2024 sono stati remunerati come fossero a gas, mentre coi costi del gas non c’entrano proprio nulla. Ma quali sono i costi tecnici di esercizio e manutenzione di questi impianti, che -ricordiamolo- nel decennio 2011-2020, precedente la “crisi” del gas, venivano remunerati

As for the other half of the bill, the costs of electricity transmission and distribution deserve attention. After the liberalisation of the electricity market some 25 years ago, in all EU countries they are activities rightly considered 'natural monopolies' and therefore assigned under concession to companies subject to strict regulation by the competent authority, both for technical matters and for remuneration. In Italy, transmission is entrusted to Terna; 85 per cent of distribution to e-distribuzione and the rest to other companies (belonging to Acea, A2A, etc.).

In Francia, RTE ha il ruolo di Terna; la società di distribuzione di Edf quello di e-distribuzione; in Germania, il principale operatore di distribuzione fa riferimento a Eon e TenneT è il principale operatore di trasmissione. Tutte, in Italia, in Germania, in Francia, fanno lo stesso mestiere, investono e sostengono costi di gestione per fornire i loro servizi, della migliore qualità possibile, e hanno ricavi garantiti, senza rischi. Nessuno qui chiede di lesinare sulle spese necessarie a garantire qualità e affidabilità. Il punto in discussione sono i profitti. I bilanci di tutte queste società sono pubblicati sui rispettivi siti. Basta leggerli per scoprire che, stabilmente, non eccezionalmente in qualche anno, le società italiane hanno EBITDA ed EBIT da poco meno di 2 sino a 3,5 volte quelli delle omologhe francese e tedesca. Un paio di esempi: nel triennio 2022-2024 l’EBITDA di e-distribuzione è stato l’82% più alto di quello della sua omologa francese e il 65% più alto dell’omologa tedes

Instead, let us focus on the fact that by adjusting Italian distribution and transmission margins to those of their French counterparts, we would save at least another 3 billion a year. We are certain that our authority is perfectly capable of doing this, well and quickly. And all this without touching the generation mix or the quality of electricity transmission and distribution. For we will talk about the generation mix another time.