La promessa europea delle comunità energetiche rallenta. La Corte dei conti punta il dito su burocrazia e limiti tecnici

Le comunità energetiche sono state a lungo considerate una delle leve più promettenti per trasformare il sistema energetico europeo: energia prodotta localmente da cittadini, imprese e amministrazioni pubbliche, grazie alle fonti energetiche rinnovabili, condivisa all’interno di quartieri o piccoli territori e capace di ridurre bollette e dipendenza dalle grandi utility.

Ma la rivoluzione dal basso procede più lentamente del previsto. Secondo un nuovo rapporto della Corte dei conti europea (ECA) dal titolo “Relazione speciale 10/2026: Comunità energetiche – Un potenziale ancora da sfruttare”, a quasi dieci anni dal lancio delle politiche europee per promuoverle, lo sviluppo delle comunità energetiche è ancora lontano dagli obiettivi fissati dall’Unione.

Gli auditor europei parlano di un’idea “convincente in teoria ma difficile da realizzare nella pratica”. Ostacoli normativi, limiti tecnici delle reti elettriche e un quadro regolatorio ancora poco chiaro stanno frenando un modello che Bruxelles considera cruciale per la transizione energetica.
Da non sottovalutare anche gli ostacoli, spesso di natura ideologica, creati dagli stessi Governi nazionali, come in Italia, che in base alla sesta revisione del PNRR, condotta dal ministero dell’Ambiente e della sicurezza energetica, si è decisa una riduzione della dotazione finanziaria per le comunità energetiche rinnovabili.

Cosa sono le comunità energetiche

Le comunità energetiche sono strutture legali che permettono a cittadini, enti locali e piccole imprese di unirsi per produrre, condividere e consumare energia rinnovabile a livello locale.

In pratica si tratta di organizzazioni (spesso cooperative o associazioni) che gestiscono impianti come pannelli solari su tetti condominiali, piccoli parchi eolici o sistemi di accumulo condivisi. L’energia prodotta può essere utilizzata direttamente dai membri della comunità oppure immessa in rete.

L’Unione europea ha definito giuridicamente queste realtà con due direttive chiave: la RED II (2018) sulle energie rinnovabili e la direttiva sul mercato elettrico (2019/944).
L’obiettivo è favorire un modello energetico più decentralizzato e partecipativo, in cui i cittadini diventano anche produttori – i cosiddetti prosumer.

I benefici attesi sono molteplici:

• riduzione delle bollette energetiche;
• maggiore indipendenza dalle fonti fossili;
• sviluppo locale e partecipazione dei cittadini;
• accelerazione della diffusione delle rinnovabili;
• progressivo rafforzamento dell’autonomia energetica locale.

Non a caso Bruxelles ha stimato che entro il 2030 le comunità energetiche potrebbero arrivare a coprire circa il 21% della capacità solare e il 17% di quella eolica dell’UE, pari a circa 50 gigawatt per ciascuna tecnologia.

Oggi ci sono 8.000 comunità energetica (contro le 10.000 attese dall’Ue entro il 2025). Germania in testa, nettamente indietro Italia e Francia

La diffusione è reale, ma più lenta del previsto. Secondo le stime più recenti, nel 2025 nell’Unione europea sono attive oltre 8.000 comunità energetiche, con alcune valutazioni che arrivano a circa 9.000-9.200 iniziative.

La distribuzione però è molto disomogenea.

• Germania: circa 5.000 comunità, il mercato più sviluppato.
• Spagna: oltre 600.
• Italia: circa 600 nel 2025.
• Francia: tra 300 e 400.

L’UE aveva fissato un obiettivo ambizioso: almeno una comunità energetica basata su rinnovabili in ogni comune con più di 10.000 abitanti entro il 2025.

Secondo i dati raccolti dalla Corte dei conti europea, tuttavia, solo il 27% del target è stato effettivamente raggiunto.

Perché lo sviluppo è più lento del previsto

Il rapporto della Corte dei conti individua diversi fattori che stanno rallentando la crescita.

1. Norme poco chiare

Uno dei problemi principali è la confusione normativa. Le direttive europee hanno introdotto il concetto di comunità energetica, ma in molti paesi non è ancora chiaro: cosa rientri esattamente nella definizione; quale forma giuridica adottare; come condividere l’elettricità prodotta; come vendere l’energia in eccesso.

Questa incertezza scoraggia soprattutto cittadini e piccole realtà locali. Il problema è ancora più evidente nei condomini, dove vive quasi la metà della popolazione europea. Creare una comunità energetica può significare aggiungere una nuova entità legale oltre alle tradizionali associazioni di proprietari, aumentando burocrazia e complessità.

2. Reti elettriche sotto pressione

Un secondo ostacolo è di natura tecnica: la congestione delle reti elettriche. In molte aree europee i gestori di rete stanno ritardando o rifiutando nuove connessioni per impianti rinnovabili perché le infrastrutture non riescono a gestire i picchi di produzione.
Il problema nasce anche dalla discrepanza tra produzione e consumo: il fotovoltaico produce soprattutto a mezzogiorno; la domanda domestica è più alta la mattina e la sera.

3. Mancanza di un numero sufficiente di sistemi di accumulo

Una soluzione sarebbe l’uso diffuso di sistemi di accumulo energetico, come batterie condivise, che permettono di immagazzinare l’energia prodotta e utilizzarla quando serve. Secondo la Corte dei conti europea, però, la Commissione non ha ancora dato priorità al sostegno allo storage per le comunità energetiche, perdendo un’importante opportunità per accelerarne la crescita.

I programmi europei a sostegno

Nonostante le difficoltà, Bruxelles continua a puntare sulle comunità energetiche.

Negli ultimi anni sono stati attivati diversi strumenti:

• REPowerEU, il piano energetico nato dopo la crisi energetica del 2022;
• progetti pilota LIFE-CET, che hanno già sostenuto oltre 400 comunità;
• il nuovo European Energy Communities Facility, che assisterà circa 140 nuove comunità entro il 2028.

Inoltre la direttiva RED III del 2023 ha rafforzato il ruolo delle rinnovabili fissando l’obiettivo di almeno il 42,5% di energia rinnovabile entro il 2030, e promuove le comunità energetiche come strumenti chiave per edifici efficienti e produzione distribuita.
Bruxelles sta anche preparando un Citizens Energy Package, che dovrebbe semplificare le regole, favorire l’inclusione delle famiglie vulnerabili e promuovere sistemi di accumulo.

Le coomunità energetiche restano una leva strategica per ridurre i costi energetici

Nonostante i ritardi, il potenziale delle comunità energetiche resta enorme.

In un contesto di prezzi dell’energia volatili e crescente attenzione alla sicurezza energetica, questi modelli permettono di:

• ridurre i costi per famiglie e imprese;
• stabilizzare le bollette nel lungo periodo;
• aumentare l’autonomia energetica dei territori;
• accelerare la diffusione delle rinnovabili senza grandi infrastrutture centralizzate.

Per molti esperti rappresentano uno degli strumenti più efficaci per democratizzare l’energia, trasformando cittadini e comunità locali in protagonisti della transizione energetica.

I nuovi strumenti legislativi dell’Ue: lo European grids package, poi il futuro Electrification Act

Nel frattempo, la Commissione europea sta preparando nuovi strumenti legislativi che potrebbero dare impulso al settore. Il pacchetto sulle reti europee (European grids package) e la Clean Energy Investment Strategy sono previste per questo mese di marzo 2026, mentre nelle prossime settimane si attende l’Electrification Act. Tutte azioni che mirano a vario titolo a rafforzare la diffusione delle rinnovabili e l’elettrificazione dei consumi, promuovendo modelli di produzione energetica più decentralizzati e distribuiti sul territorio.

L’obiettivo del pacchetto reti è migliorare l’interconnettività transfrontaliera, promuovere l’elettrificazione e accelerare il rilascio delle autorizzazioni per le reti, rendendo al contempo le infrastrutture transfrontaliere più resilienti e sicure.

Il prossimo 16 marzo, in occasione del consiglio europeo per l’energia, in ministri competenti avranno modo di confrontarsi su come accelerare gli investimenti in energia pulita per la competitività europea. Speriamo sia il consesso giusto per parlare anche di comunità energetiche.

Questo potrebbe tradursi in procedure più semplici e maggiore spazio per le comunità energetiche locali. Tuttavia, gli osservatori avvertono che senza interventi concreti su semplificazione normativa, accesso ai finanziamenti e infrastrutture di rete, il ritardo accumulato rischia di consolidarsi: l’obiettivo europeo di avere una comunità energetica in ogni comune con più di 10 mila abitanti entro il 2025 è stato finora raggiunto solo per il 27%, e senza nuove misure il divario potrebbe persistere anche nei prossimi anni.

Il messaggio della Corte dei conti europea è chiaro: l’idea funziona, ma servono regole più semplici e strumenti più efficaci.
Per far decollare davvero le comunità energetiche, l’Europa dovrà: semplificare le normative nazionali; facilitare l’accesso ai finanziamenti per piccoli progetti; investire nelle reti elettriche; sostenere lo sviluppo dello storage energetico.

Solo così quella che oggi appare ancora una promessa incompiuta potrà diventare uno dei pilastri della transizione energetica europea.

Scarica la “Relazione speciale 10/2026: Comunità energetiche – Un potenziale ancora da sfruttare”

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Reti elettriche e rinnovabili, leva strategica per la competitività dell’Italia

In una fase storica segnata da tensioni geopolitiche, conflitti e crescente instabilità dei mercati energetici, le reti energetiche tornano al centro del dibattito economico e industriale europeo. In questo contesto, la Rete di Trasmissione Nazionale rappresenta una leva strategica per rafforzare sicurezza energetica, competitività e autonomia del sistema produttivo italiano. La domanda mondiale di energia elettrica sta entrando in una fase di espansione strutturale. Siamo ufficialmente entrati nell’Age of Electricity e le infrastrutture di rete diventano centrali.

È quanto emerge dallo studio “Sicurezza e indipendenza energetica: la rete di trasmissione come leva per la competitività dell’Italia”, promosso da TEHA Group in collaborazione con Terna, che fotografa il ruolo chiave delle infrastrutture di rete nella transizione energetica e nell’economia del Paese.

Secondo lo studio, lo sviluppo delle reti elettriche, insieme alla crescente integrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, è uno dei principali fattori in grado di migliorare la sicurezza energetica e ridurre strutturalmente il costo dell’energia.

Il valore economico degli investimenti nella rete

Gli investimenti nella rete elettrica hanno un impatto diretto e significativo sull’economia. Lo studio evidenzia infatti un forte effetto moltiplicatore: ogni euro investito nella rete di trasmissione genera 2,98 euro di valore della produzione (il totale dell’output economico generato in un esercizio, indipendentemente dalla vendita effettiva dei beni o servizi prodotti) e 1,31 euro di PIL.

Nel complesso, gli investimenti previsti nel quinquennio del Piano Industriale di Terna sono destinati a generare 35 miliardi di euro di valore della produzione e 16,2 miliardi di euro di PIL, favorendo la creazione di quasi 40 mila occupati medi annui.

Le infrastrutture energetiche si confermano quindi un pilastro per la crescita economica, oltre che un elemento fondamentale per rafforzare la resilienza del sistema energetico nazionale in uno scenario internazionale caratterizzato da instabilità e forte volatilità dei prezzi.

Reti elettriche infrastruttura strategica, fattore di sicurezza nazionale e di resilienza, soprattutto in tempo di guerre

Le reti elettriche stanno assumendo un ruolo sempre più centrale nella transizione energetica, diventando un vero e proprio asset strategico capace di abilitare l’integrazione delle fonti rinnovabili, garantire resilienza cyber-fisica delle infrastrutture e sostenere la competitività industriale in un contesto geopolitico sempre più instabile. In Italia la rete di trasmissione si conferma una leva fondamentale per rafforzare l’indipendenza energetica: nel 2025 consente l’integrazione di circa il 50% della produzione elettrica da fonti rinnovabili, contribuendo a ridurre i costi dell’energia e la dipendenza da forniture estere.

A livello europeo, la modernizzazione delle infrastrutture è al centro delle politiche energetiche: con l’European Grid Package l’Unione europea ha destinato 650 milioni di euro alle interconnessioni transfrontaliere attraverso il programma CEF 2026, con particolare attenzione alla resilienza delle reti contro minacce ibride nei Paesi baltici e alla sincronizzazione dei sistemi elettrici per ridurre la dipendenza dal gas russo. Il piano mira inoltre ad accelerare l’adeguamento delle reti alla crescita della domanda elettrica legata a intelligenza artificiale, industria e digitalizzazione, sostenendo investimenti in sistemi di accumulo e smart grid.

La sicurezza delle infrastrutture energetiche è diventata inoltre una priorità strategica: la guerra in Ucraina ha dimostrato la vulnerabilità delle reti elettriche agli attacchi militari, mentre il conflitto in Iran ha visto per la prima volta colpiti i data center di un hyperscaler.

Parallelamente, l’Europa e l’Italia stanno vivendo un forte boom dei data center, con una domanda energetica prevista in Italia fino a dieci volte superiore entro il 2030. Questa trasformazione sta aumentando la pressione sulla stabilità del sistema elettrico e richiede nuovi standard di sicurezza, sia fisica sia cyber, per garantire resilienza contro blackout, attacchi informatici e volatilità dei prezzi dell’energia.

Rinnovabili sempre più competitive: hanno contribuito per circa metà della produzione elettrica europea

Il rafforzamento della rete diventa ancora più strategico alla luce della rapida crescita delle energie rinnovabili, trainata dal crollo dei costi delle tecnologie.

A livello globale, tra il 2010 e il 2024, il costo medio di produzione dell’energia è diminuito di circa il 90% per il solare e il 70% per l’eolico.

Grazie a questa crescente competitività, nel 2025 in Europa solare ed eolico hanno raggiunto il 30% della generazione elettrica, superando per la prima volta i combustibili fossili. Considerando tutte le fonti rinnovabili, queste hanno contribuito per circa metà della produzione elettrica complessiva europea.

Anche l’Italia segue una traiettoria analoga. Negli ultimi vent’anni, la quota di generazione da fonti rinnovabili è quasi triplicata, mentre la produzione termoelettrica si è ridotta di oltre il 40%.

Nel 2025 la potenza efficiente lorda installata in Italia ha raggiunto quasi 82 GW, con un aumento del 44,3% rispetto al 2020, mentre oltre 22 GW di nuova capacità rinnovabile risultano già contrattualizzati e entreranno in esercizio nei prossimi anni.

Questa crescita sta contribuendo anche a rafforzare l’autonomia energetica del Paese: tra il 2010 e il 2024 la dipendenza energetica italiana si è ridotta di circa 9 punti percentuali.

Il nodo della volatilità del gas, una vulnerabilità e un problema per il prezzo dell’elettricità

Nonostante questi progressi, il sistema elettrico resta ancora esposto alla volatilità dei combustibili fossili. Nel 2024 il prezzo del gas ha determinato il prezzo dell’elettricità per oltre il 60% delle ore.

Per questo motivo, lo sviluppo delle rinnovabili e delle infrastrutture di rete rappresenta una delle principali leve per ridurre la vulnerabilità dell’Italia agli shock energetici internazionali.

Le nuove sfide della transizione energetica

Un sistema elettrico caratterizzato da un’elevata penetrazione di rinnovabili presenta nuove sfide operative. La variabilità di sole e vento rende infatti più complessa la regolazione della frequenza e della tensione della rete, richiedendo maggiori investimenti in tecnologie, competenze, risorse umane e sistemi di accumulo.

Le attività di Terna negli ultimi anni sono state proprio orientate a consentire una maggiore integrazione delle rinnovabili garantendo al tempo stesso sicurezza di esercizio e adeguatezza del sistema elettrico.

Una rete efficiente e competitiva

La rete italiana si distingue inoltre per livelli elevati di efficienza e qualità del servizio. Il costo di trasmissione dell’energia nel 2024 è stato pari a 11,2 euro per MWh, uno dei più bassi in Europa.

Il confronto con altri Paesi evidenzia la competitività del sistema italiano:

• Francia: 12,1 €/MWh
• Spagna: 15 €/MWh
• media europea: 16,5 €/MWh

Anche sul fronte degli investimenti per integrare nuova capacità rinnovabile, il sistema italiano si distingue: il costo unitario per gigawatt di infrastruttura è circa due volte inferiore rispetto ai valori di Germania, Francia e Regno Unito.

Il piano di sviluppo della rete

Per sostenere la transizione energetica e l’integrazione delle nuove rinnovabili, il Piano di Sviluppo decennale di Terna prevede investimenti per 23 miliardi di euro entro il 2034.

L’obiettivo è aumentare la capacità di scambio di energia di circa 15 GW, oltre a rafforzare le interconnessioni con l’estero, rendendo il sistema elettrico italiano più flessibile e integrato nel mercato europeo.

Il mix energetico del futuro

Nel breve e medio periodo, lo studio sottolinea che le rinnovabili rappresentano uno strumento fondamentale per rafforzare sicurezza energetica e ridurre i costi dell’energia, avendo ormai raggiunto una piena maturità commerciale e tecnologica.

Guardando invece al medio-lungo termine, tra 2040 e 2050, sarà necessario garantire un mix equilibrato tra solare ed eolico, affiancato da un contributo tra il 10% e il 15% di tecnologie programmabili a basse emissioni, in grado di assicurare stabilità e sostenibilità economica al sistema elettrico.

In un contesto globale segnato da instabilità geopolitica e competizione industriale sempre più intensa, lo sviluppo delle reti energetiche e delle fonti rinnovabili si conferma quindi un elemento chiave per rafforzare la sicurezza, la resilienza e la competitività dell’Italia. Le infrastrutture energetiche non sono solo una componente tecnica del sistema elettrico, ma una vera e propria infrastruttura strategica per lo sviluppo economico del Paese.

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L’impennata del greggio provocata dall’escalation militare in Medio Oriente ha avuto un effetto quasi immediato sui prezzi dei carburanti in Europa. Nella seduta di venerdì 6 marzo il Brent ha chiuso a 92,69 dollari al barile, dopo aver toccato in giornata livelli ancora più elevati e con quotazioni intraday segnalate fino a circa 93,6 dollari. Quando il mercato petrolifero entra in una fase di forte tensione geopolitica non si muove soltanto il prezzo del greggio, ma si rivalutano immediatamente anche i prodotti raffinati. In particolare il diesel, che per struttura del mercato e per la catena logistica tende a incorporare più rapidamente le tensioni sulla raffinazione e sui flussi commerciali.

Per misurare con precisione la velocità con cui l’aumento del petrolio si trasferisce ai prezzi finali dei carburanti, il riferimento più affidabile resta il confronto tra i dati armonizzati della Commissione europea e le rilevazioni giornaliere dei principali mercati nazionali. Il Weekly Oil Bulletin della Commissione, che fotografa la situazione al 2 marzo 2026, registra prima del pieno scarico dello shock prezzi medi nazionali pari a 1,670 euro al litro per la benzina e 1,721 per il diesel in Italia, 1,759 e 1,701 in Francia, 1,888 e 1,812 in Germania.

Nel giro di pochi giorni il rialzo del petrolio si è però trasferito rapidamente alla pompa. In Italia, secondo le più recenti rilevazioni del sistema di monitoraggio prezzi del Ministero delle Imprese e del Made in Italy rielaborate dagli osservatori di mercato, il 7 marzo la benzina self sulla rete ordinaria si colloca attorno a 1,763 euro al litro, mentre il gasolio nella modalità self supera 1,90 euro al litro, con una media attorno a 1,91. Il confronto con il dato europeo di inizio settimana implica quindi un aumento di circa 9 centesimi per la benzina e di quasi 19 centesimi per il diesel nell’arco di pochi giorni, a dimostrazione di quanto rapidamente il mercato italiano abbia incorporato il rialzo del greggio.

Una dinamica analoga si osserva anche negli altri grandi mercati europei. In Francia le rilevazioni del portale governativo dei carburanti indicano nella prima settimana di marzo livelli medi attorno a 1,85 euro al litro per la benzina e circa 1,95 euro per il gasolio. Rispetto ai valori registrati dal bollettino europeo del 2 marzo, questo significa un incremento dell’ordine di 9-10 centesimi per la benzina e superiore ai 20 centesimi per il diesel. Anche il mercato francese ha quindi registrato un adeguamento quasi immediato dei prezzi alla pompa.

La Germania presenta una dinamica ancora più evidente. Secondo le rilevazioni dell’ADAC, il principale automobile club tedesco che monitora quotidianamente i prezzi dei carburanti, il 6 marzo la media nazionale si colloca attorno a 2,01 euro al litro per la benzina E10 e circa 2,10 euro per il diesel. Rispetto ai livelli rilevati dalla Commissione europea all’inizio della settimana, il differenziale è compreso tra circa 6 e oltre 12 centesimi per la benzina e tra 23 e quasi 30 centesimi per il diesel. Anche in Germania, dunque, il rincaro dei carburanti si è manifestato con grande rapidità.

Il dato più significativo riguarda proprio il gasolio. In tutti e tre i Paesi la benzina registra un aumento, ma il diesel mostra variazioni più ampie e rapide. La ragione è strutturale: il diesel risente più direttamente delle tensioni sulla raffinazione, dei costi logistici e dei premi di rischio nel commercio internazionale dei prodotti petroliferi. Per questo motivo il trasferimento dello shock geopolitico sui prezzi alla pompa risulta più rapido e più intenso proprio sul gasolio.

Tabella riassuntiva prezzi 

Un elemento tecnico spesso poco considerato riguarda inoltre il meccanismo di formazione dei prezzi. I carburanti non vengono venduti sulla base del costo storico delle scorte presenti nei depositi, ma del costo di sostituzione, cioè del prezzo necessario per ricostituire quelle stesse scorte sul mercato internazionale. Quando il greggio e i prodotti raffinati salgono rapidamente, l’adeguamento dei prezzi alla pompa tende quindi a essere quasi immediato: il prezzo finale riflette il costo dei nuovi approvvigionamenti più che quello, ormai superato, delle scorte acquistate in precedenza.

Se la dinamica di mercato spiega la velocità del rincaro, le differenze nei livelli finali dei prezzi dipendono invece in larga misura dalla struttura fiscale applicata ai carburanti nei diversi Paesi. I dati ufficiali della Commissione europea aggiornati a febbraio 2026 indicano che sull’Euro-super le accise sono pari a 0,6729 euro al litro in Italia, 0,6902 in Francia e 0,6545 in Germania. Sul diesel, invece, le accise ammontano a 0,6729 euro al litro in Italia, 0,6075 in Francia e 0,4704 in Germania. A queste imposte si aggiunge l’IVA, fissata al 22% in Italia, al 20% in Francia e al 19% in Germania. Nel caso tedesco esiste inoltre una componente aggiuntiva legata al sistema nazionale di carbon pricing, pari a circa 0,148 euro al litro sulla benzina e 0,162 euro sul diesel.

Il confronto fiscale evidenzia una differenza strutturale rilevante. Sulla benzina la pressione tributaria è elevata in tutti e tre i Paesi e la Francia presenta addirittura un’accisa leggermente superiore a quella italiana. Sul diesel, invece, l’Italia rimane il Paese con il prelievo più elevato: l’accisa italiana di 67,29 centesimi al litro supera quella francese di oltre 6 centesimi e quella tedesca di più di 20 centesimi. Ciò significa che quando il prezzo del greggio accelera sui mercati internazionali, come accaduto nelle ultime settimane, il rincaro si innesta in Italia su una base fiscale già particolarmente pesante.

La lettura complessiva dei dati porta quindi a una conclusione chiara. Il balzo del petrolio oltre i 90 dollari al barile si è trasferito quasi immediatamente ai prezzi dei carburanti in tutta Europa, con dinamiche molto simili nei tre principali mercati continentali. Le differenze tra i prezzi pagati dagli automobilisti non dipendono tanto dalla velocità con cui il mercato reagisce allo shock petrolifero, quanto dalla diversa struttura delle accise e dell’IVA che gravano sui carburanti.

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L’azione climatica delle imprese sta entrando in una nuova fase. A inizio 2026 il numero di aziende con obiettivi di riduzione delle emissioni validati dalla Science Based Targets initiative (SBTi) ha raggiunto quota 10.000 a livello globale, un traguardo che fotografa la crescente centralità del settore privato nella lotta al cambiamento climatico.

Si tratta di imprese che rappresentano oltre il 40% della capitalizzazione di mercato mondiale, distribuite in più di 90 Paesi e appartenenti praticamente a tutti i principali settori industriali. Tra queste figurano nomi molto noti, come Arsenal Football Club, Danone, ING, Lenovo, McLaren Racing e Ørsted.

Il dato è indicativo di una trasformazione profonda: la decarbonizzazione non è più solo una questione di politiche pubbliche, ma sempre più un elemento strategico per la competitività delle imprese e per il funzionamento dei mercati finanziari.

Cosa sono gli Science-Based Targets

La Science Based Targets initiative è una delle principali piattaforme internazionali che aiutano le aziende a definire obiettivi di riduzione delle emissioni coerenti con la scienza climatica e con l’obiettivo di limitare il riscaldamento globale a 1,5 °C, in linea con l’Accordo di Parigi.

Per ottenere la validazione della SBTi, le aziende devono definire target di riduzione delle emissioni secondo criteri e metodologie standardizzate. La verifica viene effettuata da SBTi Services, l’organismo che certifica che gli obiettivi siano credibili, ambiziosi e coerenti con un percorso verso il net zero entro il 2050.

La crescita dell’iniziativa è stata rapidissima.
La prima azienda è stata validata nel 2015, la millesima nel 2021 e oggi, appena cinque anni dopo, si è arrivati a 10.000 imprese, con oltre 2.800 nuove adesioni solo nel 2025.

Anche la distribuzione geografica sta cambiando. Se le imprese europee restano numerose, negli ultimi anni è cresciuta molto la partecipazione asiatica. Il Giappone è oggi il Paese con più aziende con target validati, oltre 2.000, seguito da Regno Unito, Stati Uniti e Cina.

Un tassello chiave per gli obiettivi dell’Agenda 2030

L’impegno delle imprese è cruciale per raggiungere gli obiettivi di sviluppo sostenibile dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, in particolare l’Obiettivo 13 sul clima, ma anche quelli legati all’energia, all’industria sostenibile e alla produzione responsabile.
Mancano meno di cinque anni ormai.

Gran parte delle emissioni globali di gas serra proviene infatti dalle attività economiche: produzione industriale, trasporti, energia, agricoltura e catene globali di approvvigionamento. Senza una trasformazione dei modelli produttivi, gli obiettivi climatici globali resterebbero irraggiungibili.

In questo senso, l’adesione alla SBTi rappresenta un segnale importante: indica che sempre più imprese stanno integrando la transizione ecologica nella propria strategia industriale.

Come ha spiegato David Kennedy, amministratore delegato della Science Based Targets initiative:

“Raggiungere le 10.000 aziende con obiettivi validati è una pietra miliare significativa, sia per le imprese coinvolte sia per l’azione climatica nel suo complesso. Le aziende stanno adottando target scientifici perché riconoscono i benefici strategici, reputazionali e finanziari della trasformazione verso il net zero”.

Secondo Kennedy, questo traguardo dimostra che un numero crescente di imprese vuole impegni credibili e verificabili, e non semplici dichiarazioni di principio.

Gli investitori chiedono risultati concreti dalle imprese, l’indagine

Se fino a pochi anni fa bastava annunciare obiettivi climatici, oggi gli investitori stanno cambiando atteggiamento. Il mercato finanziario vuole capire se gli impegni annunciati si tradurranno davvero in risultati.

Secondo un’indagine della International Organization of Securities Commissions (IOSCO), gli investitori stanno iniziando a utilizzare i piani di transizione climatica per valutare le imprese, orientare le decisioni di investimento e analizzare i rischi. Un piano di transizione credibile consente infatti a un’azienda ad alte emissioni di spiegare come intende decarbonizzare restando competitiva e redditizia.

Anche il quadro normativo internazionale sta evolvendo rapidamente. Gli standard di disclosure climatica dell’International Sustainability Standards Board (ISSB) sono già stati adottati in 37 giurisdizioni, mentre la Fondazione IFRS ha pubblicato linee guida specifiche sui piani di transizione climatica.
In altre parole, il mercato sta passando dalla fase delle promesse a quella dell’esecuzione.

Il problema della distanza tra obiettivi e azioni

Nonostante i progressi, il percorso resta complesso. Molte aziende hanno annunciato obiettivi di neutralità climatica, ma non sempre hanno definito un piano operativo chiaro. Un’analisi dell’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) su grandi aziende indiane mostra alcune criticità diffuse a livello globale:

• le azioni di decarbonizzazione spesso non sono collegate in modo chiaro agli obiettivi climatici;
• i piani di investimento raramente integrano la transizione energetica;
• i sistemi di governance e incentivi manageriali sono ancora deboli;
• la rendicontazione sulle emissioni spesso si limita alle emissioni dirette.

Molte imprese, inoltre, non utilizzano strumenti come il prezzo interno del carbonio, che aiuterebbe a orientare le decisioni di investimento verso tecnologie a basse emissioni.

Come ‘certificare’ la credibilità dell’azione climatica delle imprese. La direttiva Ue Green Claims, l’Italia ha già fatto la sua parte?

In un contesto geopolitico instabile e con economie sotto pressione, qualcuno si chiede se la priorità climatica resterà centrale. In realtà, sempre più imprese stanno scoprendo che la transizione ecologica è anche una questione economica.

Il cambiamento climatico rappresenta infatti un rischio diretto per le aziende: eventi estremi, instabilità delle filiere, volatilità dei prezzi energetici e cambiamenti normativi. Allo stesso tempo, la transizione verso un’economia a basse emissioni diventa un fattore abilitatore di innovazione e competitività, creando allo stesso tempo nuovi mercati, tecnologie e opportunità di investimento.

Il problema è che troppo spesso ci troviamo davanti non a piani e strategie di reale decarbonizzazione, ma a fastidiosi casi di “greenwashing”.

Per rafforzare la credibilità dell’azione climatica delle imprese c’è il nuovo quadro normativo europeo contro il greenwashing. La Direttiva UE sui Green Claims (2024/825), poi riformulata e quindi integrata nell’Empowering Consumers for the Green Transition Directive (ECGT), dovrà essere recepita da tutti i Paesi Ue entro il 27 marzo 2026, con piena applicazione dal 27 settembre sempre di quest’anno, introduce regole molto più stringenti sulle dichiarazioni ambientali delle aziende.
L’Italia si è portata avanti a novembre 2025, con l’approvazione ‘preliminare’, da parte del Consiglio dei ministri, su proposta del ministero delle Imprese e del made in Italy, di un decreto di attuazione che segna di fatto l’avvio del percorso nazionale di recepimento di una delle riforme europee più ambiziose e contestate in materia di sostenibilità. La sfida sarà arrivare alla vera attuazione della direttiva europea.

In pratica, affermazioni come “carbon neutral”, “sostenibile” o “a basse emissioni” dovranno essere supportate da evidenze scientifiche verificabili, come analisi del ciclo di vita dei prodotti (Life Cycle Assessment – LCA) o metodologie riconosciute a livello internazionale, ad esempio gli standard ISO 14040.

Chi controlla le imprese e le sanzioni previste

Le verifiche dovranno essere effettuate da organismi indipendenti accreditati, mentre le imprese saranno obbligate a mettere a disposizione dati e documentazione sia ai consumatori sia alle autorità di controllo, in Italia l’Autorità garante della concorrenza e del mercato (AGCM). Il sistema prevede controlli preventivi sulle comunicazioni pubblicitarie e sulle etichette ambientali per evitare claim generici o fuorvianti, oltre alla possibilità di indagini su segnalazione.

Le sanzioni sono rilevanti: da 10mila euro fino a 10 milioni o al 4% del fatturato globale, un meccanismo simile a quello introdotto dal GDPR per la protezione dei dati. La direttiva stabilisce anche criteri più rigorosi per pratiche come la compensazione delle emissioni, consentita solo per quote residuali e attraverso schemi certificati, e vieta confronti ambientali incompleti, ad esempio basati solo sulle emissioni dirette (Scope 1) senza considerare l’intera catena del valore. L’obiettivo è ridurre drasticamente il greenwashing e aumentare la trasparenza del mercato, premiando le imprese che già oggi adottano standard rigorosi di sostenibilità.

Il ruolo chiave degli SBTi

In questo contesto, un ruolo chiave nel rafforzare la credibilità degli impegni climatici delle imprese è svolto, come detto, anche dagli audit della Science Based Targets initiative (SBTi), considerati uno degli strumenti più efficaci per contrastare il greenwashing.
La SBTi è un partenariato internazionale nato nel 2015 tra CDP, UN Global Compact, World Resources Institute (WRI) e WWF, con l’obiettivo di aiutare le aziende a definire obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra coerenti con le evidenze scientifiche sul clima e con l’Accordo di Parigi, in particolare con la traiettoria di contenimento del riscaldamento globale entro 1,5 °C. Il processo di validazione segue un percorso rigoroso. In primo luogo le imprese devono misurare in modo completo le proprie emissioni, includendo obbligatoriamente quelle dirette (Scope 1) e quelle legate all’energia acquistata (Scope 2), che devono coprire oltre il 95% delle emissioni operative, mentre le emissioni indirette lungo la catena del valore (Scope 3) devono essere considerate quando rappresentano più del 40% del totale.

Successivamente le aziende definiscono obiettivi di riduzione a breve termine (5-10 anni) e un percorso di neutralità climatica al 2050, basato su riduzioni assolute delle emissioni e non solo su miglioramenti di efficienza. I target vengono quindi sottoposti al team tecnico della SBTi, che ne verifica la coerenza scientifica attraverso un processo di revisione che può durare tre-sei mesi, al termine del quale viene rilasciata una validazione pubblica.

L’impegno non si esaurisce con l’approvazione: le aziende devono pubblicare report annuali sui progressi e ricalibrare i propri obiettivi almeno ogni cinque anni. Proprio questo sistema di verifica continua rende la SBTi una sorta di “bollino di credibilità” internazionale, capace di ridurre l’uso di dichiarazioni ambientali vaghe e di spingere le imprese verso obiettivi misurabili e verificabili lungo tutta la catena del valore.

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Le quotazioni di mercato dell’energia elettrica e del gas nel mese di febbraio non hanno mostrato una grande volatilità e, a consuntivo, i prezzi all’ingrosso sono stati leggermente inferiori rispetto a quelli del mese precedente.

Gennaio 2026 ha fatto registrare i massimi dell’ultimo periodo e a febbraio i listini hanno mostrato una lieve flessione, mantenendosi comunque superiori rispetto a quelli delle stagioni estiva e autunnale.

A fine mese si è iniziato a notare un generale rialzo dei mercati energetici, causato dall’inizio dell’attacco di Stati Uniti e Israele all’Iran: l’attuale quadro geopolitico sta spingendo al rialzo i costi di energia elettrica e gas, alimentando le preoccupazioni delle famiglie.

Di fronte a questa incertezza e al rischio di una nuova crisi energetica, è più che mai utile confrontare le offerte luce e gas disponibili sul mercato libero e valutare la convenienza delle diverse soluzioni tariffarie. Il comparatore di SOStariffe.it consente di personalizzare la ricerca, selezionando il tipo di tariffa preferita, tra offerte a prezzo fisso o indicizzato e di ottenere consigli su misura grazie all’analisi gratuita della bolletta.

PUN luce: prezzi in discesa a febbraio 2026

Sul mercato elettrico a febbraio la situazione è stata piuttosto tranquilla. Dopo la fiammata dei prezzi di gennaio, causata soprattutto dall’influenza esercitata dall’andamento del prezzo del gas, il PUN si è attestato attorno a 114 €/MWh, in calo rispetto ai 133 €/MWh di gennaio. I prezzi all’ingrosso nella prima parte del 2026 risultano più alti rispetto a quelli della seconda parte del 2025, ma nel mese di febbraio il trend è stato in discesa.

In questi primi giorni di marzo gli occhi sono puntati sul Medio Oriente: il contesto geopolitico sta causando forti tensioni sui mercati energetici. Osservato speciale è lo Stretto di Hormuz, da cui transita circa un quinto del petrolio mondiale. Il blocco dei traffici attraverso questo snodo cruciale ha portato a un rialzo immediato del gas, provocando una reazione altrettanto rapida dei prezzi all’ingrosso sul mercato dell’elettricità.

Gli effetti della crisi si fanno sentire sul PUN medio di marzo 2026 (dato parziale aggiornato al 5 marzo) che risulta pari a 134 €/MWh e, quindi, in linea con le quotazioni di gennaio, avendo annullato il calo di febbraio. Per ora, però, è ancora molto presto per stimare con precisione quale sarà il valore medio del mese in corso.

PSV: a febbraio andamento altalenante, con dati in rialzo a fine mese

L’andamento del PSV a febbraio ha alternato momenti di discesa e di rialzi, portando comunque a un leggero calo dei valori medi rispetto a gennaio 2026, mese in cui l’indice ha raggiunto 0,404 €/Smc, il valore più alto da giugno 2025. Il trend di crescita con cui è iniziato il 2026 si è interrotto subito.

Nel corso del mese di febbraio 2026, infatti, il dato medio è stato di 0,377 €/Smc, con un calo rispetto al mese precedente. Anche in questo caso, però, questo calo è stato cancellato dai rincari arrivati a inizio marzo con il valore giornaliero dell’indice che ha superato quota 0,5 €/Smc.

Come reagire all’aumento dei prezzi di marzo?

I dati rassicuranti del mese di febbraio sono stati rapidamente ridimensionati dagli effetti sul mercato della crisi geopolitica mondiale.

L’aumento rapido e imprevisto dei prezzi sta avendo conseguenze dirette sulle tariffe energetiche, colpendo soprattutto chi ha attivato un’offerta a prezzo indicizzato. Anche se bisognerà attendere la fine del mese per avere informazioni aggiornate sui valori mensili del PUN e del PSV, è altamente probabile che le bollette di marzo saranno più care rispetto a quelle del mese precedente.

Il rialzo dei prezzi non tocca invece chi ha scelto un’offerta a prezzo bloccato: in questo caso le tariffe di luce e gas rimangono invariate al livello stabilito nel contratto per la durata di tempo concordata con il fornitore di energia.

Anche se è difficile fare previsioni sulla durata della crisi energetica, ci si può tutelare dal rischio di ulteriori futuri aumenti dei prezzi all’ingrosso valutando l’attivazione di un’offerta a prezzo bloccato. Le migliori offerte a prezzo bloccato del momento su SOStariffe.it per la componente energia partono da 0,097 €/kWh per la luce e da 0,341 €/Smc per il gas. Il passaggio al mercato libero o il cambio di fornitore sono sempre gratuiti e vengono gestiti dalle società energetiche: le uniche cose che bisogna fare sono monitorare regolarmente il mercato e scegliere la tariffa luce o gas che assicura il maggiore risparmio

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L’operazione israelo-americana “Epic Fury” contro l’Iran è giunta al suo sesto giorno e il dibattito sui grandi media si sta rapidamente evolvendo. Dopo una prima fase concentrata sulla degradazione delle capacità aeree, navali e terrestri delle Guardie della Rivoluzione (IRGC), l’attenzione si sposta ora sul vero tallone d’Achille di Teheran: l’economia reale. Non si tratta più soltanto di colpire infrastrutture militari, ma di tagliare alla radice i flussi finanziari che sostengono il regime.

Il centro focale di questa nuova fase è l’isola di Kharg. Il generale Keith Kellogg, ex inviato speciale degli Stati Uniti per l’Ucraina, ha portato la questione al grande pubblico intervenendo ai microfoni di Fox News. L’idea di occupare o neutralizzare il principale terminale petrolifero iraniano non è più un’ipotesi confinata alle simulazioni dei centri studi, ma una prospettiva strategica discussa in diretta televisiva.

Keith Kellogg on Iran:

We should take Kharg Island. pic.twitter.com/d8bERIU8ZL

— Clash Report (@clashreport) March 5, 2026

“Spero davvero che vadano a prendere l’isola di Kharg”, ha dichiarato Kellogg, riassumendo la questione con pragmatismo tecnico. “Se si elimina quell’isola, si colpisce l’80-90% dell’utilizzo di petrolio degli iraniani. In sostanza, li si spegne economicamente. Non possono più sostenere la Cina. Non possono sostenere la Russia. Prima o poi, l’altra parte si renderà conto che queste sono pessime notizie”.

La logica, di stampo prettamente macroeconomico, è ineccepibile. I pianificatori militari sanno bene che le guerre si vincono azzerando la capacità di spesa dell’avversario. Ecco un riepilogo della situazione attuale:

• Asfissia finanziaria: Tagliare l’export petrolifero significa interrompere il principale canale di afflusso di valuta estera per l’Iran.

• Impatto geopolitico globale: Il blocco dei flussi energetici creerebbe un immediato problema di approvvigionamento per partner strategici come Pechino e Islamabad

• Consapevolezza mainstream: Le menzioni dell’isola di Kharg  sulle testate monitorate da Bloomberg stanno registrando una vera e propria impennata.

Anche gli analisti politici si stanno allineando a questa visione. Ian Bremmer, fondatore di Eurasia Group, si è domandato pubblicamente su X se il Presidente Trump stia valutando seriamente la presa del terminale.

kharg island handles up to 90% of iran’s oil exports.
is president trump thinking about seizing it?@gzeromediapic.twitter.com/wczuNBr3o3

— ian bremmer (@ianbremmer) March 4, 2026

Di seguito, un inquadramento dei dati chiave che spiegano l’importanza dell’obiettivo:

Nel frattempo, i mercati speculativi non perdono tempo. Sulla piattaforma Polymarket gli scommettitori si stanno già posizionando sulla probabilità che l’infrastruttura di Kharg venga colpita entro il 31 marzo. Come spesso accade, la finanza cerca di anticipare la geopolitica. Quando l’informazione generalista inizia a metabolizzare e diffondere l’ipotesi di un blocco energetico, significa, con ogni probabilità, che i pianificatori militari hanno già i piani operativi sul tavolo.

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L’Europa affronta gli effetti sul mercato energetico della guerra in Iran

L’aggressione miliare di Stati Uniti e Israele all’Iran mostra subito i suoi primi impatti indiretti sui mercati energetici globali, in particolare sulle forniture all’Unione europea, con i prezzi di gas e petrolio che potrebbero schizzare alle stelle. Venerdì 6 marzo il Collegio dei commissari europei terrà un “dibattito di orientamento” per raccogliere proposte e suggerimenti su come alleggerire il peso delle bollette, considerate un nodo cruciale per la competitività dell’industria europea.

Dopo che il tema è stato al centro dell’ultimo Consiglio Europeo ad Alden-Biesen, la presidente della Commissione europea, Ursula von der Leyen, ha deciso di rimettere sul tavolo anche opzioni accantonate in passato, compresa la separazione tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas, proposta rilanciata da Mario Draghi.

L’escalation in Medio Oriente, con l’attacco all’Iran che ha spinto al rialzo le quotazioni del gas naturale al Ttf di Amsterdam, il principale mercato di riferimento per questa materia.

Chiusura dello stretto di Hormuz, l’impatto su prezzi di gas e petrolio

La paralisi del traffico marittimo nello stretto di Hormuz, attraverso cui transita circa il 20% del petrolio e del Gnl mondiali, e gli attacchi contro impianti energetici nella regione fanno temere una nuova impennata dei prezzi degli idrocarburi, simile a quella seguita all’inizio della guerra in Ucraina.
A questo si aggiungono anche le voci incontrollate (vere o meno che siano per il momento) di una chiusura da parte dell’Iran dello stretto, che non fanno che aumentare tensioni e paure sui mercati.

Conseguenza diretta, il prezzo del gas europeo è esploso di circa il 90% da venerdì, mentre i due principali riferimenti mondiali del greggio sono saliti di circa il 15%. L’impennata dei prezzi dell’energia riaccende i rischi di “stagflazione“, vale a dire un’inflazione persistente combinata con una crescita debole, sottolinea Neil Wilson, analista di Saxo Markets.

L’oro perdeva stamattina il 3,26% a 5.148,06 dollari l’oncia (31,1 grammi), dopo aver ceduto oltre il 4%, mentre l’argento scendeva dell’8,83% a 81,4834 dollari l’oncia, dopo un calo superiore al 12%. “Gli investitori vendono indiscriminatamente, inclusi beni rifugio come l’oro”, per “precipitarsi sul dollaro e sull’energia“, spiega Kathleen Brooks di XTB, intervistata dall’Afp.

Meloni incontra Eni e Snam per “prime azioni di mitigazione” dei rincari dei prezzi energetici

Nel secondo incontro tenuto oggi dalla Premier Giorgia Meloni sulla crisi in Medio Oriente, a cui si sono aggiunti gli amministratori delegati di Eni Claudio Descalzi e di Snam Agostino Scornajenchi, “è stato affrontato il tema della sicurezza energetica, con un’analisi dell’impatto attuale e potenziale delle ostilità sui mercati dell’energia e sull’economia, nonché delle possibili azioni di mitigazione che il Governo potrebbe adottare nel breve e medio periodo“, si legge in una nota di Palazzo Chigi.

Nella prima riunione, dedicata agli ultimi sviluppi della crisi, con particolare attenzione alle ulteriori misure per assistere e garantire la sicurezza dei cittadini italiani presenti nelle aree coinvolte, avevano partecipato, insieme alla Premier, anche il Vicepresidente e Ministro degli Esteri Antonio Tajani, il Ministro della Difesa Guido Crosetto, il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica Gilberto Pichetto Fratin e i Sottosegretari alla Presidenza del Consiglio Alfredo Mantovano e Giovanbattista Fazzolari.

Unem: “Se chiuso lo stretto di Hormuz, a rischio fino al 20% dell’offerta mondiale di petrolio“

“In caso di chiusura totale prolungata dello Stretto di Hormuz verrebbe meno tra il 15% e il 20% dell’offerta globale di petrolio e ci sarebbe una corsa agli approvvigionamenti che spingerebbe i prezzi verso livelli difficili da immaginare“, ha affermato in una nota il presidente Unem, Gianni Murano.

L’Unem ha ricordato che, attualmente, il 57% del gasolio (3 milioni/tonnellate) e il 20% di jet fuel (500.000 tonnellate) importati dall’Italia transitano per Hormuz, mentre solo il 6% del petrolio (3,3 milioni/tonnellate) passa per lo Stretto, perché gran parte del greggio saudita bypassa lo Stretto di Hormuz fluendo nell’oleodotto East West crude oil pipeline.

Inoltre, il 42% del greggio importato in Italia arriva dal continente africano (Libia primo fornitore con il 24%), il 30% arriva da Azerbaijan e Kazakhstan e il 13% dagli Usa. “È molto difficile prevedere quelli che potranno essere gli sviluppi e dunque gli impatti sull’Italia ma la differenza, rispetto ad altri conflitti ancora in corso, sta nell’importanza dell’Iran come potenza energetica e nella sua posizione geografica, centrale per i traffici di petrolio e gas”, ha sottolineato Murano.

Per Facile.it attesi aumenti in bolletta, a fine anno potremmo pagare un conto energetico di quasi 2.800 euro

Al quinto giorno di conflitto salgono vertiginosamente gli aumenti previsti: 278 euro per la bolletta del gas (erano 121 a ieri) e 91 euro per quella dell’energia elettrica (ieri 45). A tanto ammontano gli aumenti previsti dagli analisti di Facile.it per le bollette delle famiglie italiane a causa del conflitto in corso in Iran. E diventa sempre più difficile trovare sul mercato offerte a prezzo fisso.

Il calcolo, effettuato considerando le stime di Pun e Psv per i prossimi 12 mesi, porta quindi il conto complessivo a 2.796 euro nell’anno, pari al 15% in più rispetto ai 2.427 euro previsti per il 2026 prima che scoppiasse il conflitto.

Non solo prezzi dell’energia. Confesercenti: “Un eventuale shock energetico causato dalla guerra potrebbe portare l’inflazione al 3%”

Partiamo dal dato diffuso dall’Istat, secondo cui, attualmente, “l’inflazione va ben oltre le aspettative”. Il dato diffuso sull’andamento dei prezzi a febbraio registra un aumento dello 0,8% su base mensile, un incremento improvviso e significativo, “il doppio rispetto a gennaio” Un dato da inserire in una fase che già di per sè si preannuncia delicata.

“Un eventuale shock energetico legato al conflitto in Medio Oriente potrebbe infatti portare l’inflazione annuale tra il 2,4 e il 3%, un’accelerazione che avrebbe un grave impatto su consumi e recupero del potere d’acquisto”, si legge in una nota diffusa da Confesercenti a commento dei dati preliminari sull’inflazione diffusi dall’Istituto di statistica.

Confapi: “A rischio l’intero complesso energetico europeo e la tenuta del nostro sistema produttivo”

“L’Europa ha già subito un durissimo colpo alla propria catena di approvvigionamento energetico con l’invasione russa dell’Ucraina ed è stata costretta a una complessa e costosa diversificazione delle fonti. Oggi ci troviamo nuovamente di fronte a uno scenario di estrema vulnerabilità”, ha dichiarato il presidente di Confapi, Cristian Camisa, commentando le tensioni in Medio Oriente e i riflessi sui mercati del gas.

“Se il Qatar venisse completamente escluso dall’equazione del Gnl i prezzi potrebbero facilmente tornare verso i 100 euro/MWh, riportandoci ai livelli del 2022. Questo metterebbe a rischio l’intero complesso energetico europeo e, con esso, la tenuta del nostro sistema produttivo, in particolare delle piccole e medie imprese”, ha precisato Camisa.

“Il problema poi non è soltanto il +40% registrato sul contratto di aprile del gas naturale. A preoccupare è soprattutto il premio di oltre 5 euro/MWh – ha aggiunto il presidente di Confapi – che si è ricreato tra le scadenze estive e quelle invernali. Se questo differenziale non verrà riassorbito rapidamente, la campagna di stoccaggio in vista del prossimo inverno sarà fortemente penalizzata e rischierà di richiedere nuovi interventi pubblici”.

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In un lungo articolo pubblicato nella sezione del sito della Commissione Europea che raccoglie le comunicazioni relative alle politiche energetiche, l’UE ha condiviso una serie di consigli utili per comprendere meglio le bollette e migliorare la gestione delle spese per l’elettricità.

Tra i consigli forniti per abbassare i costi, l’UE invita a confrontare le offerte luce di più fornitori e a valutare se si risparmia di più con le tariffe a prezzo fisso o con quelle indicizzate.

Grazie al comparatore di SOStariffe.it, le famiglie italiane possono fare queste analisi in modo veloce e immediato: questo strumento gratuito mette infatti a confronto le offerte degli operatori partner e permette di verificare quali sono quelle più convenienti.

I consigli dell’UE sulle bollette, tra differenze nazionali e abitudini familiari

Con il suo approfondimento sulle bollette, l’UE ha voluto fornire informazioni utili per comprendere meglio la natura della spesa per l’energia elettrica e dare indicazioni su come ottimizzarla.

I 5 consigli condivisi si concentrano sulla struttura delle bollette, spiegando perché ci sono grandi differenze a livello nazionale, ma anche su ciò che gli utenti possono fare per spendere meno. Infine, l’UE sottolinea il ruolo attivo delle istituzioni europee, ricordando quali sono stati i principali interventi messi in atto per ammodernare le infrastrutture e sostenere la transizione ecologica.

1. Conoscere le differenze nazionali e il loro impatto sui prezzi

Dal momento che il mercato energetico europeo non è unico, l’energia ha costi diversi da Paese a Paese. Anche le bollette hanno strutture diverse e per riuscire a leggerle correttamente e a confrontarle è necessario capire quali sono i fattori che influenzano il costo dell’elettricità.

L’UE ricorda che il prezzo dell’energia elettrica varia a seconda del mix energetico usato nel Paese (con costi minori per chi usa le fonti rinnovabili rispetto al gas, per effetto del funzionamento del sistema del prezzo marginale), della qualità delle infrastrutture e anche della geografia locale (i costi di trasporto sono maggiori in presenza di aree isolate o scarsamente collegate).

A incidere sui costi delle bollette sono anche le normative in vigore e la competitività del mercato.

2. Saper scegliere le tariffe luce migliori per i propri bisogni

La “qualità” delle bollette dipende anche dalla capacità degli europei di scegliere le tariffe più adatte alle proprie necessità. L’UE invita a confrontare le offerte proposte dai fornitori di energia e a valutare se sono le tariffe a prezzo fisso a far risparmiare di più rispetto a quelle a prezzo variabile o viceversa.

Per farlo in modo semplice è possibile utilizzare strumenti di comparazione online, come quello di SOStariffe.it, che permettono di mettere a confronto tariffe a prezzo fisso e indicizzato in base ai propri consumi.

L’UE ricorda che circa 3 europei su 4 hanno optato per un’offerta a prezzo fisso, preferendo la stabilità e la prevedibilità dei prezzi. La stessa istituzione sottolinea anche l’importanza di considerare le proprie abitudini: chi usa l’energia elettrica per ricaricare le auto o per il funzionamento delle pompe di calore potrebbe trovare più conveniente attivare un’offerta a prezzo indicizzato o bioraria, usando l’energia nei momenti della giornata e nei periodi in cui costa meno.

Cambiare fornitore quando ci sono offerte più convenienti è un altro comportamento suggerito dall’UE. Il passaggio a un diverso fornitore dell’energia è gratuito e, entro fine 2026, sarà possibile farlo in 24 ore.

Inoltre, per ottimizzare le spese per le bollette l’UE invita a considerare l’autoproduzione e a migliorare l’efficienza energetica degli elettrodomestici usati in casa.

3. Capire il funzionamento del mercato elettrico europeo

La Commissione ricorda poi che il costo delle bollette è influenzato anche dal funzionamento del mercato elettrico europeo.

I meccanismi di mercato intervengono per favorire l’incontro di domanda e offerta, attraverso la libera circolazione dell’energia proveniente da diverse fonti. Il sistema del prezzo marginale incentiva l’uso prioritario delle fonti più economiche, riducendo il peso di quelle fossili.

Secondo le stime, il mercato energetico europeo garantisce alle famiglie un risparmio annuo di 34 miliardi di euro. Proseguendo il percorso di integrazione del mercato, il risparmio potrà arrivare a superare i 40 miliardi entro il 2030.

4. Ridurre la dipendenza da fonti fossili

Un elemento importante che incide sul costo delle bollette è la riduzione della dipendenza dalle fonti fossili. Come ha dimostrato la crisi energetica del 2022 conseguente all’inizio della guerra tra Russia e Ucraina, essere dipendenti dal gas aumenta la volatilità dei mercati e può tradursi in improvvisi rincari delle bollette.

L’UE lavora da tempo per ridurre il peso di gas e carbone nel mix energetico e per promuovere la transizione green. L’introduzione del sistema ETS, che impone alle imprese inquinanti di acquistare crediti per compensare le emissioni di CO2, ad esempio, ha permesso di avere risorse da usare per incentivare la produzione di energia da fonti rinnovabili.

Nel 2024 l’energia verde è stata il 70% del totale e in diversi Paesi l’elettricità proveniente da solare ed eolico ha superato la quantità di energia derivante da gas e carbone.

5. Conoscere i programmi europei

Negli ultimi anni l’UE ha sostenuto la transizione ecologica con diversi programmi e interventi strutturati, pensati per:

• sostenere le famiglie vulnerabili (Fondo sociale per il clima);
• favorire la modernizzazione delle infrastrutture locali (Fondo per la modernizzazione);
• favorire la diversificazione energetica nelle economie più dipendenti da fonti fossili (Fondo europeo per una transizione giusta);
• sostenere l’uso delle energie rinnovabili e il miglioramento dell’efficienza energetica (Programmi di ripresa e resilienza);
• finanziare interventi per la riqualificazione energetica degli edifici (Fondi per la politica di coesione).

Perché comprendere la bolletta è il primo passo per risparmiare

La legislazione europea contribuisce a mantenere il sistema elettrico efficiente e competitivo, anche se una parte importante della bolletta (tasse, oneri di sistema, costi di trasporto e distribuzione) dipende da scelte nazionali. Per questo motivo i prezzi possono variare significativamente tra uno Stato e l’altro e non sempre le variazioni del mercato all’ingrosso si riflettono immediatamente sulle fatture delle famiglie.

Nel medio e lungo periodo, le riforme europee puntano a rendere le bollette più stabili e sostenibili, ampliando la produzione da fonti rinnovabili e rafforzando i diritti dei consumatori e gli strumenti a loro disposizione per risparmiare.

Saper leggere le bollette, informarsi e confrontare regolarmente le offerte proposte sul mercato libero sono strumenti concreti per tutelare il proprio budget. Anche attraverso comparatori online come quello di SOStariffe.it, le famiglie possono verificare se le condizioni del proprio contratto sono ancora competitive e scegliere in modo più consapevole.

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Il gas nel nuovo scacchiere geopolitico europeo: sicurezza energetica, Artico e transizione climatica

Negli ultimi tre anni il gas naturale è tornato al centro della geopolitica europea. La guerra in Ucraina, il crollo delle forniture russe via tubo e la corsa al GNL (gas naturale liquefatto), hanno mostrato quanto l’energia sia potere politico, leva economica e strumento di influenza internazionale. Oggi il gas non è solo una commodity: è una questione di sicurezza strategica.

In questo contesto si inserisce la revisione della politica artica dell’Unione europea. Bruxelles sta riesaminando il proprio approccio anche alla luce delle potenziali risorse del Mare di Barents, in Norvegia. La questione non è solo ambientale. È profondamente geopolitica.
Siamo davanti alla Russia, Bruxelles divide con Mosca il controllo di quello specchio di acqua gelata.
Nel Mare di Barents si affaccia la penisola di Kola, sede della Flotta del Nord della Marina russa, quella che controlla i sottomarini nucleari (il mezzo con cui ogni superpotenza prende controllo di mari e oceani, con tutto quello che c’è sotto, e applica deterrenza ai concorrenti).

Secondo un report della US Geological Survey, nell’Artico si troverebbero circa il 30% del gas naturale e il 13% del petrolio ancora non scoperti a livello globale.

Perché il gas è così importante per l’Europa

Il gas copre ancora una quota rilevante del fabbisogno energetico europeo. Serve per riscaldare abitazioni e uffici; produrre elettricità; alimentare settori industriali strategici (chimica, acciaio, ceramica, vetro, fertilizzanti); garantire flessibilità al sistema elettrico quando eolico e solare non producono abbastanza.

Dopo il 2022, l’Europa ha sostituito gran parte del gas russo con GNL proveniente da Stati Uniti, Qatar e altri esportatori. Questo ha evitato un collasso energetico, ma ha aumentato l’esposizione ai mercati globali, ai prezzi spot e alla concorrenza asiatica.

In altre parole: l’Europa è diventata più dipendente dal mare e meno dai gasdotti terrestri. E questo cambia gli equilibri geopolitici.

Perché Bruxelles rivede la sua politica sull’Artico

La revisione della politica artica non nasce da un’improvvisa apertura verso nuove trivellazioni, ma da un dilemma strategico, secondo l’analisi proposta su Rystad Energy da Emil Varre Sandøy, Tore Guldbrandsøy e Elliot Busby.

I progetti nel Mare di Barents hanno tempi lunghi: servono 5–10 anni per passare dalla scoperta alla produzione stabile. Le decisioni prese oggi determineranno se nel 2035 l’Europa avrà più gas norvegese disponibile o dovrà importare ancora più GNL dal mercato globale.

La Norvegia è già oggi il principale fornitore di gas dell’Europa. È un partner politicamente stabile, integrato nel mercato europeo e con standard ambientali elevati. Il Mare di Barents contiene risorse significative già in aree aperte all’esplorazione.

La Commissione europea si trova quindi davanti a una scelta delicata: mantenere una linea molto restrittiva sull’Artico, limitando implicitamente nuovi sviluppi, oppure definire criteri chiari e rigorosi che distinguano tra aree già aperte e nuove frontiere, legando eventuali sviluppi a standard ambientali stringenti.

Non è una questione ideologica. È bene ribadirlo in questo contesto, si tratta più di una questione di sicurezza energetica.

Che ruolo può avere il gas del Barents

Il gas del Barents non rappresenterebbe una rivoluzione quantitativa. L’Europa non sta pianificando una nuova “era del gas” (semmai a livello globale e continentale è già iniziata da tempo). Piuttosto, si tratta di scegliere quali forniture marginali copriranno una domanda in graduale calo.

Secondo gli scenari di mercato, la Norvegia potrebbe continuare a fornire tra il 20% e il 30% della domanda europea nei prossimi decenni, mentre il GNL potrebbe salire fino a coprire metà del fabbisogno.

In questo quadro, il gas proveniente dal Mare di Barents potrebbe rafforzare la sicurezza energetica europea, ridurre l’esposizione al mercato globale del GNL e offrire una fonte relativamente a basse emissioni nella fase upstream (estrazione).

Qui vale la pena aprire un’ulteriore riflessione. Il boom del GNL sta ridisegnando in modo profondo la mappa energetica europea. Nel 2026 le importazioni di gas naturale liquefatto dell’UE hanno raggiunto il livello record di 185 miliardi di metri cubi, con un aumento del 10% rispetto al 2025. È un dato che fotografa una trasformazione strutturale: il GNL non è più una fonte marginale di integrazione, ma una colonna portante del sistema. Gli Stati Uniti coprono circa il 70% di questi volumi, consolidando un nuovo asse energetico transatlantico che ha sostituito quasi integralmente il gas russo. Se nel 2021 Mosca forniva circa 155 miliardi di metri cubi all’Europa, l’obiettivo politico europeo è azzerare completamente questi flussi entro il 2027.

Questo passaggio segna una svolta geopolitica epocale: l’Europa si è liberata dalla dipendenza da un unico grande fornitore via gasdotto, ma al prezzo di una maggiore esposizione al mercato globale del GNL, più volatile nei prezzi, più competitivo e fortemente legato agli equilibri internazionali e alla capacità di esportazione americana (aprendo quindi, di fatto, una nuova dipendenza, peraltro ‘forzata’, visti gli accordi con Washington, da un altro fornitore estero).

Ma non bisogna semplificare. Anche se l’estrazione norvegese ha un’intensità emissiva inferiore alla media globale, il gas resta una fonte fossile. Quando viene bruciato, produce CO₂.

Il Barents può essere una scelta “meno impattante” rispetto ad altre fonti di gas. Non è una scelta climaticamente neutrale.

Il peso delle infrastrutture: il vero collo di bottiglia

Il gas non è solo una questione di risorse nel sottosuolo. È soprattutto una questione di infrastrutture.

Nel Barents, oggi l’unico grande sbocco è l’impianto di liquefazione di Hammerfest LNG, legato principalmente al giacimento di Snøhvit. Per aumentare significativamente i flussi servirebbero quindi nuove capacità di esportazione, eventualmente un gasdotto verso la rete norvegese nel Mare del Nord e maggiore coordinamento tra più progetti per rendere sostenibili gli investimenti.

Le infrastrutture energetiche europee sono quindi decisive. Gasdotti, terminali GNL, stoccaggi e interconnessioni determinano quali forniture sono economicamente competitive, quali sono politicamente sostenibili e quali rischiano di diventare stranded assets (asset inutilizzati) se la domanda cala più rapidamente del previsto.

Ed è qui che il rischio aumenta: investire oggi in nuove infrastrutture gas significa impegnare capitali per 20–30 anni, mentre l’UE ha l’obiettivo di neutralità climatica al 2050.

Il nodo della sicurezza (anche cyber) delle infrastrutture

Il gas artico del Mare di Barents, trainato soprattutto dalla Norvegia e da giacimenti come Johan Castberg, è diventato una componente strategica dell’Europa post-REPowerEU, ma la sua rilevanza geopolitica si accompagna a criticità tecniche e di sicurezza non trascurabili.

Le infrastrutture sottomarine che collegano il Barents ai mercati europei – tra gasdotti e impianti come Snøhvit – operano in condizioni estreme, a profondità comprese tra i 2.000 e i 3.000 metri, dove ghiaccio dinamico, correnti marine intense e instabilità dei fondali possono provocare stress meccanici, erosioni e rischi strutturali. Le attività di manutenzione sono complesse e costose, fino al 50% in più rispetto ad aree come il Mediterraneo, e in caso di incidente i tempi di ripristino possono allungarsi per mesi, con impatti immediati sui prezzi europei del gas.

A queste fragilità fisiche si aggiunge il fronte della cybersicurezza: i sistemi industriali e di controllo (SCADA/ICS) che gestiscono gasdotti e impianti sono esposti a minacce ibride, in un’area – il Barents – attraversata da tensioni tra Russia e NATO. Attacchi informatici contro operatori energetici europei, utilizzo di ransomware su infrastrutture operative e vulnerabilità legate a protocolli legacy, rappresentano rischi concreti in un contesto in cui l’Ue rafforza le regole con la direttiva NIS2, mentre la cooperazione con la Norvegia resta cruciale.

Nel 2026 Oslo fornirà circa 120 miliardi di metri cubi di gas all’UE, di cui una quota crescente dal Barents, e qualsiasi interruzione significativa potrebbe tradursi in forti rialzi del TTF e maggiore ricorso al GNL statunitense o qatariota. Il rischio, dunque, è reale, ma nel breve termine appare gestibile grazie a investimenti in protezione fisica e digitale, maggiore coordinamento europeo e nuove misure di sorveglianza nell’Artico.

Gas naturale e emissioni inquinanti

L’Unione europea si è data obiettivi climatici ambiziosi:

• riduzione drastica delle emissioni entro il 2030;
• neutralità climatica entro il 2050.

Il gas è stato presentato come “combustibile di transizione” perché emette meno CO₂ del carbone e del petrolio nella generazione elettrica. Inoltre, l’Europa punta a criteri sempre più stringenti su:

• intensità di carbonio;
• riduzione delle perdite di metano;
• fine del flaring routinario;
• elettrificazione delle piattaforme offshore.

Tutto questo è positivo. Ma non elimina il problema strutturale: il gas è una fonte fossile.

Anche se estratto con basse emissioni, quando viene consumato rilascia CO₂. La distinzione tra “gas più pulito” e “gas più sporco” non cancella l’impatto climatico complessivo.

Uno studio del Professor Robert W. Howarth, della Cornell University di New York, ha evidenziato come le emissioni di metano possono rendere l’uso del GNL addirittura peggiore di quello del carbone, con un’impronta di gas serra superiore del 33%.

Il paradosso europeo

L’Europa ha promosso il gas a risorsa strategica per tre ragioni: sicurezza energetica, competitività industriale, stabilità del sistema elettrico.

E ha ragione a farlo nel breve e medio termine. Senza gas, molte industrie europee perderebbero competitività rispetto a Stati Uniti e Asia. Senza gas, il sistema elettrico avrebbe difficoltà a gestire l’intermittenza delle rinnovabili.

Ma c’è un rischio: trasformare una soluzione temporanea in una dipendenza strutturale.
Se l’Europa investe troppo nel gas, rischia di rallentare lo sviluppo delle rinnovabili, l’elettrificazione dei consumi, l’efficienza energetica, lo stoccaggio elettrico e l’idrogeno verde.

La direzione da prendere

Un approccio realistico dovrebbe basarsi su tre pilastri concettuali e di ragionamento:

1. il gas resterà necessario ancora per molti anni, soprattutto per l’industria e per la flessibilità elettrica;
2. la sicurezza energetica richiede forniture affidabili e partner stabili come la Norvegia;
3. la neutralità climatica non è compatibile con un’espansione permanente delle fonti fossili.

Il gas del Barents può avere un ruolo nella sicurezza energetica europea, soprattutto se vincolato a standard ambientali severi e verificabili. Può contribuire a una diversificazione più sicura rispetto al GNL globale.

Ma la priorità strategica di lungo periodo deve restare un’altra: ridurre strutturalmente la domanda di gas.

Questo significa:

• accelerare su eolico e solare;
• investire in reti e sistemi di accumulo;
• sviluppare soluzioni di flessibilità non fossili;
• elettrificare l’industria dove possibile;
• sostenere tecnologie come l’idrogeno verde e se serve il biometano.

Il gas è oggi una leva geopolitica centrale per l’Europa. Il Mare di Barents rappresenta una possibile assicurazione energetica per il prossimo decennio. Ignorarlo sarebbe ingenuo. Puntarci in modo strutturale sarebbe miope. La vera competitività del continente, nel lungo periodo, non dipenderà da quale gas importerà, ma da quanto rapidamente saprà liberarsene. L’autonomia energetica, vero obiettivo strategico dell’Unione, passa inevitabilmente per le fonti energetiche rinnovabili e pulite.

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L’elettrificazione guida il Piano strategico 2026-2028 di Enel

Per i prossimi due anni Enel ha pianificato investimenti totali lordi pari a circa 53 miliardi di euro, 10 miliardi di euro circa in più rispetto al precedente piano. Lo comunica il gruppo nel suo Piano strategico 2026-2028. In particolare, sono previsti oltre 26 miliardi di euro nel business integrato, di cui oltre 23 miliardi di euro in Europa e Nord America e circa 3 miliardi di euro in America Latina; più di 26 miliardi di euro nelle reti, con focus su Europa (oltre 20 miliardi di euro) e America Latina (oltre 6 miliardi di euro).

“Le azioni manageriali intraprese negli ultimi tre anni ci garantiscono oggi una flessibilità finanziaria per investire nei mercati più dinamici dal punto di vista della domanda elettrica. Grazie alla chiara visibilità sui risultati del Gruppo e all’esecuzione del nostro programma di share buy-back prevediamo di incrementare ulteriormente la remunerazione degli azionisti, con un utile netto ordinario per azione che aumenterà fino a un valore compreso tra 0,80 e 0,82 euro nel 2028 e che supporterà la crescita del dividendo, grazie ai ritorni delle società controllate a livello internazionale”, ha affermato Flavio Cattaneo, amministratore delegato del Gruppo Enel. 

Cresce la domanda di energia elettrica per AI, data center e automazione

Nella nota stampa di ENEL si legge: “Il Piano Strategico 2026-2028 si inserisce infatti in uno scenario globale che prevede una forte crescita della domanda elettrica, trainata dallo sviluppo dei data center, dell’intelligenza artificiale, della robotica e dell’automazione, oltre che dall’elettrificazione dei trasporti e dalla ripresa industriale. Si prevede che tale crescita avverrà più rapidamente in alcune geografie rispetto ad altre: negli Stati Uniti, ad esempio, questi fenomeni sono già in corso”.

Per il periodo di riferimento, “Enel prevede di aumentare la propria leva finanziaria a circa 3,0x”, livello “comunque ben inferiore alla media di settore” così da “liberare circa 15 miliardi di euro aggiuntivi per incrementare gli investimenti nelle geografie a più alto potenziale di crescita e migliorare ulteriormente la remunerazione degli azionisti“.

20 miliardi di euro di investimenti sulle rinnovabili per portare la capacità installata a oltre 80 Gw

Il gruppo prevede una forte accelerazione degli investimenti nelle rinnovabili, che raggiungeranno circa 20 miliardi di euro (+8 miliardi di euro circa rispetto al precedente Piano), con focus nelle geografie caratterizzate da significativa crescita della domanda elettrica.

Nello specifico, il gruppo ha pianificato di investire circa il 50% dei capex destinati alle rinnovabili in Europa, da allocare tra aste pubbliche, ibridizzazioni e repowering di impianti, oltre che opportunità brownfield. Al contempo, il gruppo ha pianificato di investire i rimanenti capex negli altri Paesi definiti Tier 1, in particolare negli Stati Uniti, con progetti supportati da schemi contrattuali di lungo periodo, come i Ppa (Power Purchase Agreements), che garantiscono piena visibilità sul contributo alla creazione di valore di gruppo.

Attraverso questi investimenti, il Gruppo prevede di incrementare la propria capacità installata a oltre 80 Gw da circa 68 Gw a fine 2025. La capacità addizionale rinnovabile, pari a circa 15 Gw complessivi, proverrà per circa 9 Gw da progetti greenfield (sviluppi su terreni vergini o inedificati, partendo da zero senza strutture preesistenti) e per 6 Gw circa da brownfield (riutilizzo o riqualificazione di siti esistenti, spesso ex industriali contaminati o dismessi). Inoltre, si prevede che la nuova capacità sarà costituita per più del 75% da eolico e tecnologie programmabili, quali impianti di accumulo a batteria di tipo BESS (Battery Energy Storage Systems).

Solare ed eolico, un miliardo di dollari di investimenti negli USA

In aggiunta, attraverso le società interamente controllate Enel Green Power North America e EGPNA Project Holdco 2, per un corrispettivo pari a circa 1 miliardo di dollari (equivalente a circa 850 milioni di euro), il Gruppo ha firmato accordi con Excelsior Energy Capital per l’acquisizione di un portafoglio di impianti eolici e solari, situati negli Stati Uniti, con una capacità installata complessiva di 830 MW e una produzione attesa media annua pari a circa 2,1 TWh.

Oltre il 2028: sempre rinnovabili, reti e sostenibilità ambientale 

Guardando avanti, quindi oltre il 2028, ENEL potrebbe concentrarsi su diversi punti chiave sempre in evoluzione del Piano strategico appena presentato.

In particolare, è spiegato nel comunicato, il Gruppo si attende che al 2030 la capacità rinnovabile installata continuerà a crescere con un CAGR di circa il 5%, rispetto ai 68 GW del 2025, e la RAB (Regulatory Asset Base per le reti elettriche, la base patrimoniale regolatoria, calcolata come valore netto degli asset infrastrutturali) delle reti aumenterà con un CAGR di circa il 6% rispetto ai 47 miliardi di euro stimati per il 2025.

L’EPS, invece, dovrebbe confermare la crescita con un CAGR di circa il 6% rispetto ai circa 0,69 euro per azione attesi al 2025. 

Enel taglia le emissioni dirette e indirette

Sul fronte della sostenibilità ambientale, il Gruppo intende proseguire con la riduzione delle proprie emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra, in linea con l’Accordo di Parigi e con lo scenario di 1,5°C, come certificato dalla Science Based Targets initiative (SBTi).

Nel documento si legge che nel 2025 ENEL ha ridotto le proprie emissioni totali di quasi il 70% rispetto al 2017 ed è già prossimo a raggiungere il target fissato per il 2030. Si conferma infine l’obiettivo di raggiungere zero emissioni nette in tutti gli Scope entro il 2040. 

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