Nel primo semestre 2025 i consumi di gas in Italia sono cresciuti del 5,6%. Nello stesso periodo, i prezzi della bolletta elettrica in Italia si sono confermati come i più cari d’Europa. Una dato che i è ripetuto nel mese di luglio. Tutti gli esperti indicano che per abbassare i costi occorrono più rinnovabili, soprattutto fotovoltaico connesso ai sistemi di accumulo
Condannati a usare gas naturale per produrre energia. E, conseguentemente, a subire un salasso per pagare le bollette per le forniture di elettricità. Oltre a quella del metano, s’intende. Dopo una discesa di due anni, l’Italia è tornata ad affidarsi al gas. Pesa il calo dell’idroelettrico (l’anno scorso era piovuto molto), ma pesano anche la crescita in frenata delle rinnovabili.
Senza contare che – sulla carta – in base agli accordi sui dazi tra Stati Uniti ed Unione europea, dovremmo importare ancora più gas americano, nonostante sia già diventato il primo esportatore di Gnl nel nostro Paese. E oltre all’impatto economico, ricordiamoci che il gas contribuisce alle emissioni di CO2 e agli effetti negativi sul clima.
Import di gas via tubo: la Russia praticamente azzerata, Algeria primo fornitore. Ma avanza il Gnl americano
Ma partiamo dai numeri. Nei primi sei mesi del 2025 i consumi di gas in Italia sono tornati a salire. Secondo i dati, la domanda nazionale di gas è cresciuta del 5,6% rispetto allo stesso periodo del 2024, pari a 1,7 miliardi di metri cubi in più. Un’inversione di tendenza se si considera che solo un anno fa i consumi avevano toccato il minimo da oltre dieci anni, dopo il crollo registrato nel 2023. Con 32,1 miliardi di metri cubi utilizzati tra gennaio e giugno, il 2025 si avvia dunque a chiudere con un leggero incremento, anche alla luce del rialzo della generazione termoelettrica (+10,7% sul primo semestre 2024).
Il dato più significativo riguarda le importazioni dalla Russia, scese ai minimi storici: appena 467 milioni di metri cubi nel semestre, l’82,8% in meno rispetto al 2024. Prima della guerra in Ucraina, nello stesso periodo del 2019, i volumi erano di 15,9 miliardi: oggi mancano all’appello oltre 15 miliardi di metri cubi.
Il principale partner rimane l’Algeria: ha fornito 10,9 miliardi di metri cubi, pari a un terzo della domanda nazionale. Seguono l’Azerbaigian, con 4,8 miliardi tramite il gasdotto Tap, e il Nord Europa (Norvegia p), in forte crescita con 4,1 miliardi. Marginale, invece, il contributo della Libia (519 milioni, in calo del 41,2%).
Le emissioni CO2 tornano a salire in Italia: troppo gas, meno rinnovabili
La vera novità del 2025 è però l’impennata del gas naturale liquefatto. Nei primi sei mesi dell’anno i terminal italiani hanno rigassificato 10,2 miliardi di metri cubi, il 35,9% in più rispetto al 2024. Il GNL rappresenta ormai il 31,2% della domanda italiana e si avvicina sempre più ai livelli dell’import algerino. Con forniture provenienti soprattutto da Stati Uniti, diventato il primo esportatore; a seguire Qatar e Algeria.
Intanto oggi al telegiornale il sig Calenda in merito al costo dell’energia elettrica, accusa apertamente la produzione da fonti rinnovabili… viva l’italietta… spero che il dott. Degli Esposti non censuri il mio commento.
L’Italia doveva diventare l’hub europeo del gas, invece mentre le altre nazioni spingono sulle rinnovabili noi ci siamo piegati all’import di GNL che risulta molto più costoso rispetto alle opzioni via pipeline.
Se stessimo spingendo seriamente sulle rinnovabili e sull’elettrificazione dei consumi ora saremmo in una posizione migliore.
“[…] spingendo seriamente sulle rinnovabili e sull’elettrificazione dei consumi ora saremmo in una posizione migliore.”
Migliore per chi? Per le tasche di chi governa e dei loro amici, oppure le tasche bucate dell’italiano medio?
Inchiniamoci a Giorgio Macho e a Matteo Diesel per questo successo!
Viva Putin! Viva Trump! Viva bin Salman!
Chi vuol esser lieto, sia: / di doman non c’è certezza.
Distinguiamo però il costo dell’energia dal costo della bolletta. Io ho 2 auto elettriche e compro dalla rete in media 5.500Mwh all’anno (altri 6 me li copre il fotovoltaico). Ho un contratto a prezzo fisso con tariffa F3 di 7 centesimi al kilowattora, praticamente il prezzo dell’energia elettrica della Spagna, secondo la tabella che pubblicate nell’articolo. Riesco ad avere un massimo dell’86% dei consumi in F3, quindi al prezzo spagnolo, eppure in bolletta il prezzo vero al kilowattora non è mai stato inferiore ai 0,21 centesimi. La componente energia non arriva al 50% del totale della bolletta nemmeno in inverno, quando col fotovoltaico che produce pochissimo arrivano bollette da 1000kWh di consumi.
Il problema non è il costo dell’energia in Italia, ma gli innumerevoli balzelli più o meno fiscali che vengono caricati sulla bolletta. Perché se io potessi pagare solo l’energia al prezzo del PUN (0,11€/kWh) più margine fornitore (circa 0,2) più Iva starei tranquillamente sui 15/16 centesimi al massimo al kilowattora
-Il problema non è il costo dell’energia in Italia, ma gli innumerevoli balzelli più o meno fiscali che vengono caricati sulla bolletta.-
Esattissimo.
Certo che se una maggior parte dell’energia ce la producessimo noi e non dovessimo comprarle, sarebbe assai meglio.
Ma il cuore del bubbone, dove il pus è più cremoso e giallo, è dato dalle rendite di posizione, censi, tasse, gabelle, decime, “chi siete quanti siete un fiorino”… e tutte quelle simpatiche spese accessorie (sulla cui natura è ormai quasi impossibile indagare) che vanno ad ingrassare ulteriormente i soliti attori, gonfiando a dismisura prezzi che già di loro tendono al rialzo.
ciao, come spesa minima in Italia considererei la somma di queste voci
— 10,7 cents – prezzo PUN media pesata sui consumi delle 24 ore,
e’ il prezzo medio del grosso dell energia comprata per immetterla in rete, i quantitativi e i prezzi vengono stabiliti il giorno prima ora per ora (mercato del giorno prima) in base alle previsioni di consumi orari e produzione
— 1,3 cents circa – spese dispacciamento energia rete
quantitativi minori di energia immessa in rete (o sottratta) ma piu’ costosi come prezzo unitario perche’ a fornitura rapida, scambiata su vari mercati energia specifici piu’ volte al giorno, servono a fare le correzioni minori quasi in tempo reale o in tempo reale per tenere in equilibrio la rete tra produzione e consumi instantanei, mantenendo stabile frequenza e voltaggio
— aggravio costi del 10% – energia dispersa in rete
per arrivare dai produttori sino al contatore di casa
— una porzione degli oneri per rinnovabili, quella relativa ai contratti Cdf per FTV utility ed eolico, non e’ un incentivo ma un risparmio perche’ come prezzo unitario costa meno del PUN
— una porzione degli oneri di rete, quella che effettivamente paga ma manutenzione e ampliamento della rete
penso a questo punto siamo a circa 17 censt, e se il pun fosse come in Spagna, saremmo sui 12 censt
poi ci sono altre spese reali ma piu o meno gonfiate,
le speculazioni sul mercato del bilanciamento quando vengono sbagliate di prioposito le previsioni del mercato dle giorno prima, le commissioni commerciali per la vendita energia in borsa energia, poi le spese del tuo distributore di energia in bassa tensione, oneri di rete fittizi (non relativi ai costi di rete ma ad altro), accise, e IVA 10% o 20% a seconda… e non ricordo se IVA la caricano sul lordo totale (stramberia) invece che sul netto
comunque, oltre a sgonfiare le voci dell ultima parte (il governo con prezzi elettricita’ alta guadagna molto piu’ del normale tramite IVA, ONERI, ACCISE e ci copre altri buchi di bilancio, non ha interesse a ridurre i prezzi), aiuterebbe se come PUN si partisse da 6-7-8 cents invece di 11, abbassando i guadagni dei produttori
tra gli oneri fittizi va detto ci sono anche una serie di tariffe troppo generose (in questo caso allora possiamo chiamarli incentivi) cove costo unitario, destinati alle centrali a carbone mantenute spente ma disponibili, alle centrali che partecipano al mercato della capacita, e ora anche al Macse, poi a impianti FTV di piccola taglia sovraincentivati, etc,
e nel prossimo FER X stanno per forse per sputt/////re anche le tariffe per rinnovabili utility, gonfiandoli piu del necessario.. in Spagna FTV utility lo pagano 3 o 4 censt, in Germania FTV utility lo retribuiscono 5 cents, da noi nonostante piu’ irraggiamento della germania, gli ultimi decreti lo stanno portando via via ad essere retribuito nelle aste pubbliche da 6 a 7 a 8 a 9 cents.. idem eolico lo stanno sovraprezzando drogando il mercato, li stanno avvicinando ai prezzi dei fossili, per me un altro dei modi per sabotare la transizione energetica e mantenere piu a lungo i fossili, riducendo il differenziale di vantaggio di prezzo delle rinnovabili
ora le batterie dovrebbero dare uno scossone a questo cartello tra governo e operatori del fossile per tenere alti i prezzi energia, ma anche qui mi aspetto regolamenti e decreti con costi inutili, tariffe gonfiate, lentezza.. vedremo.. penso ci sarebbe da votare meglio alle elezioni..
vanno aggiunte almeno alcune spese minime della rete
dipsacciamento
Al momento il mercato degli accumuli Bess è quasi tutto a ione-litio con chimica LFP, avendo sppiantato i primi ceh erano a chimica NCM.. e sarà LFP per ancora anni visto che continuano ogni anno a scendere di prezzo sia le celle che i sistemi completi, ed ad aumentare la durara delle celle, al momento in abito BESS sostengono di arrivare anche a 12.000 o 15.000 cicli
=== Bess con celle a chimica Ione-sodio
per curiosità segnalo che in oriente iniziano a scalare verso l’alto i numeri della produzione delle celle ione-sodio, iniziando ad abbassarne i costi
https://substackcdn.com/image/fetch/$s_!J950!,f_auto,q_auto:good,fl_progressive:steep/https%3A%2F%2Fsubstack-post-media.s3.amazonaws.com%2Fpublic%2Fimages%2F364e58b4-dba0-4129-abfe-14d15599cdea_795x672.png
e che anche in occidente stanno timidamente iniziando ad assemblare sistemi di accumulo a batterie BESS con celle a ione-sodio
https://www.peakenergy.com/product
questo è un sistema Bess a ione-sodio con una idea elegante, non ha il sistema di raffreddamento delle cella ad acqua o a ventole ad aria, ma solo raffreddamento passivo, così ha meno componenti
le ione-sodio soffrono meno perdita di potenza al freddo e meno l’invecchiamento accelerato a temperature alte, per questo il costruttore sostiene che con poca penalizzazione potrebbero fare a meno del sistema di raffreddamento e relative complicazioni;
vale per i sistemi Bess, ma anche per una ipotetica utilitaria BEV super semplificita ed economica, con pacco batteria che potrebbbe tornare ad essere cosi semplice da poterci quasi metterci mano in garage
celle a ione sodio forse renderanno i bess ancora più graditi quando ne staremo installando veramente molti, perché:
– filiera materie prime poco dipendente da fornitori particolari
– altra riduzione dell’impatto ambientale
– riciclabilità semplificata
– resistenza al fuoco ulteriormente migliorata
– e chissà, magari sistemi senza sistema di raffreddamento attivo
== prezzi BESS attuali
ad oggi una cella da storage LFP in Cina costa circa 37.€ a KWh,
una grande installazione BESS circa 55-65.€ a KWh,
cifra che parrebbe comprendere quasi tutte le voci di spesa, resa cosi’ bassa anche grazie all’uso di celle LFP di formato sempre piu grande, non piu’ solo le classiche celle da storage 314 Ah, ma anche 500, 600, 700, 1100 Ah, riducendo il numero di connessioni e assemblaggi
da noi, stavo leggendo dovremmo avere nel 2025 circa questi prezzi per grandi installazioni, dividendo le voci di spesa del CAPEX
— 130-140.€ a kwh (erano 165.€ nel 2024) per un sistema AC completo e compresa spedizione; cioè blocco batterie DC + elettronica di potenza con inverter AC e accessori
— 40-70.€ a kwh per spese EPC (spese installazione e sul sito)
— 30.€ a kwh, per trasformatore in uscita ad alta tensione e soprattutto i costi di collegamento alla rete
— 20-40.€ costi di finanziamento (se ho capito, dovuti a interessi del 6-8% all’anno del costo capitale capex preso a debito, moltiplicati per 1 o 2 anni, cioè il tempo che intercorre da inizio costruzione, comunque abbastanza rapida, al momento in cui ottiene il collegamento alla rete e i contratti per iniziare a fatturare e iniziare a ripagare il debito)
e se qualche esperto che lavora nel ramo volesse precisare meglio queste cifre mi farebbe piacere
=== blocchi DC e blocchi AC
di solito i Bess sono installazioni con blocchi DC, cioe i semicontainer dei blocchi batterie e i box dell’ elettronica di potenza sono fisicamente separati, con flessibilita di dimensionamento dell elettronica di potenza, ma ci sono anche sistemi con blocchi AC, che integrano gli inverter nel blocco batteria, come i Tesla, sono piu costosi, anche se poi con meno spese di installazione e garanzia sui componenti, e accorciando i tempi di installazione potrebbero forse fatturare prima se la connessione di rete pure arrivasse in fretta
=== Bess co-localizzati
le installazioni di Bess co-localizzate presso un impianto fotovoltaico o eolico, dovrebbero costare meno risparmiando su connessione alla rete e trasformatore alta tensione, eventualmente in parte anche sugli inverter
inoltre un BESS a servizio di un impianto FTV semplifica un upgrade di potenza nominale FTV installata, senza dover aumentare anche la potenza della connessione di rete, il BESS puo’ spalmare su piu’ ore la energia FTV generabile, e anche generare piu’ ricavi vendendola nelle fasce orarie serali
Il problema attuale degli impianti BESS in questo momento è la dimensione, vengono installati in ampi campi che al momento secondo me non possiamo permetterci in Italia. E’ già complesso far passare gli impianti FV utility, aggiungere ulteriore spazio per gli accumuli non sarà facile.
La tecnologia ione-sodio sta arrivando ma è meno efficiente in termini di wh/kg rispetto alle LFP, questo per chi come noi non ha ampie zone da dedicare è un problema.
Secondo me, oltre a fare gare per grandi impianti BESS a supporto della rete, sarebbe necessario stimolare l’adozione anche da parte di industrie e privati per arrivare come nel mercato FV ad una più ampia varietà di offerta.
Quello che dovremmo fare è, ad esempio, forzare l’utilizzo di grandi accumuli nella rete di colonnine autostradali con la doppia funzione di erogazione locale di corrente senza picchi da 100-300kW e riserva energetica di emergenza per la stabilizzazione. Sono aree idonee e sorvegliate H24. Vale lo stesso per aziende molto grandi, offrendo contratti di favore per chi mette a disposizione il proprio accumulo per la stabilizzazione della rete. ADR ad esempio ha appena acceso un impianto da 10MWh, consorziandosi con altre aziende della zona si potrebbe arrivare ben oltre.
eh magari bess li mettessero anche vicino alle colonnine, vedremo, immagino quando scenderanno ancora di prezzo e\o saranno completamente resistenti alle fiamme (a questo gia’ ci sono vicini e con migliori software e le chimiche al sodio faranno un altro passettino)
senza piu’ necessitare di spazi di sicurezza e di manovra intorno di almeno un tot di metri liberi, o magari addirittura ponibili in spazi chiusi come i capannoni, dove ora invece mettono le batterie a flusso (ma costicchiamo)
al momento di gia’ abbastanza economico con i bess credo ci sono le grandi installazioni, a partite da almeno 10 semicontainer da 6 metri, ognuno tipicamente oggi contiene 5 MWh, se sono 10 hai un totale 50 MWh
spazio non ne serve cosi tanto,
leggevo che in 1 ettaro (100 x100 metri) puoi mettere da 0,3 GWh spaziati larghi compresi gli accessori esterni, a sino 0,8 GWh messi stretti
poi dipende, se si usano semicontainer di vecchia costruzione e raffreddati ad aria da 2 / 3 MWh, oppure recenti a liquido da 5 MWh, o quelli nuovi da 6/7/8 MWh
quello al sodio a raffreddam,ento passivo citato sopra contiene 3,5 MWh, alla fine simile a quelli al litio, e magari saranno impilabili 2 in altezza senza avere restrizioni su manutenzione e norme antincendio
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diciamo che in media circa 0,5 GWh, 500 MWh, 100 semicontainer da 5 MWh, stanno comodi in 1 ettaro compresi accessori, poi magari nella realta’ diventano 2 ettari se vuoi creare intorno anche un piazzale, e un collegamento di rete installato bello largo, e una cintura di verde per nascondere la vista
500 MWh di capacita’, 125/250 MW di potenza, e’ gia’ come una piccola centrale a gas, stanno in 2 ettari
a servizio della intera nazione ne serviranno nel 2050 a esagerare 400-500 GWh, occuperebbero 2000 ettari, 20 km2, cioe’ praticamente niente, preferisco dirlo per evitare che nascano dubbi di questo genere sul web vista l’aria che tira
come confronto, di FTV a terra potrebbero servirne 900 km2, che comunque e’ un altro niente rispetto al territorio, ma il niente per i bess e’ ancora meno
Grazie, non sapevo ci fossero limitazioni in termini di spazi necessari agli impianti BESS. Mi chiedevo appunto il motivo per cui abbiamo centinaia di capannoni vuoti che non vengono sfruttati per impilare batterie, immaginavo per problemi di peso ma ora mi è tutto più chiaro.
Per i BESS associati alle colonnine sarebbero da fare solo nei punti di passaggio, ovvero nelle autostrade. In un’intervista al CEO di Free-To-X (non ricordo l’anno, potrebbe essere 2023/2024 in pieno dispiegamento) diceva che i collegamenti da 1MW attuali erano sufficienti nel 100% delle aree di sosta previste, ma ritengo che al contrario andrebbero incentivati (con oneri di sistema più bassi ad esempio?) per appiattire i picchi. Considerato poi che molte aree di sosta sono in aperta campagna sarebbe piuttosto semplice collegarle ad un impianto fotovoltaico/agrivoltaico limitrofo.
In ultimo insisto sempre su quanto il privato e la PMI possano incidere sulle capacità necessarie al 2050. Faccio un esempio stupido, in Italia a Luglio 2025 ci sono 2 milioni di impianti FV collegati ma solo 800mila accumuli. Se si riuscisse a convincere 1 milione di proprietari che hanno fotovoltaico senza accumulo a mettere 10kWh avresti 10GWh privati installati.
Comunque attendo con molta curiosità i nuovi BESS agli ioni di sodio, immagino ci vorranno ancora un paio d’anni per una vera diffusione sul mercato.
@Camillo
un Bess “piccolo” da azienda, esempio un armadio da 500 KWh, forse si può mettere sia in esterno, che all’interno di un capannone aziendale, con qualche accorgimento per facilitare operazioni antincendio
mentre con quelli grandi, tipo i semicontainer, credo che perrispettare le procedure antincendio e sicurezza vadano in esterno e con un minimo di spazio intorno.. mi hanno detto che una centrale termica sarda li sta installando all interno di un loro capannone ma per fare questo hanno dovuto fare lavori costosi, se ho capito predisporre un sistema tosto di aspirazione e fitrazioni fumi in caso di incendio
Abbiamo dei partiti nostrani che fanno sabotaggio alle rinnovabili utility, che sono gli impianti FTV ed eolici di grande taglia e bassi costi.
Il sabotaggio e’ tramite i trecenti decreti che ostacolano gli iter di approvazione, limitando i quantitavi installabili, e rendono piu’ costose le instalazioni, e molto piu’ cari anche gli affitti dei terreni, alzando i costi. Ora vedremo cosa uscira’ dalla prima asta per gli accumuli, arrivata abbastanza tardi dopo vari riinvii, e dalle regole per gli accumuli
Spero i loro lettori prendano una posizione piu’ aperta sulle rinnovabili e gliela manifestino, non lasciando questi partiti a fare solo gli interessi fossili di ENI e delle centrali ENEL e pochi altri. In ballo c’e sia la possibilita’ di far calare i prezzi energia come in Spagna, ma anche un moto di orgoglio, tramite le rinnovabili rendersi velocemente piu’ indipendenti dai fornitori esteri di combustibili fossili, e pazienza se intermediari come ENI perderanno fatturato, possono sportarsi anche loro su installare rinnovabili utility, quelle di grande taglia