EDP investe 220 milioni in Italia nel 2025, ma la bolletta sarà più leggera?

La bolletta di fine estate arriva puntuale, e con lei la voce degli oneri di sistema che sembra pesare più del previsto. Quando si incrociano gli annunci delle grandi utility, viene da chiedersi se quella cifra abbia qualcosa a che fare con i miliardi che girano nel settore. Nel luglio 2025, Roberto Pasqua, country lead Italia del gruppo EDP, spiegava in un’intervista al Sole 24 Ore che per quell’anno il gruppo prevedeva investimenti in Italia per 220 milioni di euro. Non era una presenza improvvisata: EDP è nel Paese dal 2010 e l’Italia è uno dei paesi core nella strategia di crescita delle rinnovabili di EDP in Europa. Resta il dubbio: quegli investimenti si traducono in una bolletta più leggera per famiglie e imprese, o solo in margini migliori per chi li firma?

I numeri del gruppo aiutano a mettere a fuoco la questione. Dal 2010, Edpr ha installato circa 1 GW in Italia, investendo quasi 1,3 miliardi di euro in impianti utility scale. Nel 2024, sempre secondo Pasqua, l’Italia ha generato quasi il 10 per cento dei profitti globali di EDP: oltre 120 milioni di euro su un totale di 1,4 miliardi. Il portafoglio operativo nel Paese, stando alle dichiarazioni raccolte a luglio 2025, superava i 600 MW. Nel frattempo il mercato italiano ha visto anche passaggi di mano: secondo quanto pubblicato da ERG, una sua controllata ha firmato un accordo con EDP Renewables Italia Holding Srl per acquisire l’intero capitale sociale di sette società proprietarie di sette parchi eolici in Italia. In sintesi: i megawatt crescono e cambiano proprietario, ma nulla di tutto questo dice, da solo, quanto finirà in bolletta.

La vera partita: flessibilità e aste, non megawatt

Per uscire dalla superficie servono i numeri del mercato elettrico italiano. Il decreto FER-X transitorio, entrato in vigore il 28 febbraio 2025, ha stanziato 9,7 miliardi di euro a sostegno degli impianti rinnovabili con costi di generazione vicini ai livelli di mercato. La logica è diversa da quella dei primi incentivi: non si tratta più soltanto di costruire nuovi impianti, ma di farli produrre a costi in linea con il mercato. L’ultima asta italiana per le rinnovabili ha ricevuto offerte per 12 GW, di cui la maggior parte, 10 GW, dal fotovoltaico.

Qui entra in gioco la flessibilità. Il gestore della rete elettrica italiana ha completato le prime aste MACSE per l’accumulo di energia, procurando 10 GWh di capacità, a prezzi che l’amministratore delegato di NHOA ha definito eccezionalmente competitivi. Anche EDP, stando alle parole di Pasqua, indicava in Italia una pipeline di 500 MW per progetti di questa tecnologia. L’accumulo è il tassello che rende la flessibilità concreta: mostra che l’attenzione si sposta sul rendere l’energia disponibile nei momenti in cui serve, non solo sul produrla.

Il punto è che quei numeri mostrano uno spostamento del valore dalla pura capacità alla flessibilità. Con 12 GW di offerte in un’asta, 9,7 miliardi stanziati dal FER-X e 10 GWh procurati nelle aste MACSE, la questione non è più soltanto quanti megawatt verranno installati, ma quanto costa renderli utilizzabili quando servono. Ed è lì, tra flessibilità e oneri, che si gioca la parte che arriva in bolletta.

Cosa aspettarsi davvero

Da questi numeri si può trarre un’indicazione semplice. La potenza rinnovabile in Italia è cresciuta — bastano i 12 GW di offerte e un portafoglio EDP sopra i 600 MW a ricordarlo — ma quello che farà la differenza per famiglie e imprese non è il numero di pale e pannelli installati. Conta come vengono gestiti: i contratti di accumulo, le aste per la flessibilità, la ripartizione degli oneri di sistema. Chi vuole capire dove andrà la bolletta nei prossimi mesi farà bene a guardare lì, più che ai megawatt annunciati.

La bolletta non scenderà da sola: ciò che farà la differenza è la flessibilità, non la potenza. Guardate i contratti e le aste, non solo i megawatt.