La banca del Vaticano offre due Etf che puntano sulle Borse, uno per l’Europa e uno per Wall Street. Tra i titoli preferiti c’è Nvidia, ma pure Deutsche Telecom, un colosso del lusso, ma un solo titolo di Piazza Affari. Ecco su chi punta la finanza cattolica.
2026-02-13
Competitività, Meloni: «I temi sono molti. A nome dell’Italia mi concentrerò sui prezzi dell’energia»
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Lo ha dichiarato il presidente del Consiglio a margine dell’incontro informale dei leader dell’Unione europea al Castello di Alden Biesen in Belgio.
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Presentato il Disegno di legge sull’illuminazione pubblica intelligente. I dati Assil-Politecnico parlano chiaro: milioni di impianti da aggiornare e risparmi possibili fino all’80%, con benefici su costi, consumi ed emissioni.
Al Senato si è tornato a parlare di luce, ma non solo in senso figurato. Al centro del confronto, questa volta, c’è l’illuminazione pubblica e il suo possibile ruolo nella transizione energetica e digitale del Paese. Nella Sala Caduti di Nassirya si è tenuta la conferenza stampa dedicata allo «smart lighting», promossa dalla senatrice Clotilde Minasi, partendo dai dati di uno studio di Assil, l’associazione dei produttori di illuminazione, realizzato con il Politecnico di Milano.
Il tema è tutt’altro che tecnico per addetti ai lavori. In Italia ci sono circa 10 milioni di punti luce pubblici e, anche se il 65% è già passato al LED, restano ancora circa 3,5 milioni di impianti da aggiornare. Ed è proprio su questo fronte che si gioca una partita importante, sia in termini di risparmio energetico sia di modernizzazione delle città.
In questo contesto si inserisce il Disegno di legge n. 1700, depositato in Senato, che punta a dare un quadro di riferimento per rendere più efficienti l’illuminazione pubblica e quella degli edifici pubblici attraverso sistemi digitalizzati di ultima generazione. L’obiettivo è chiaro: ridurre consumi ed emissioni, ma anche migliorare la gestione degli impianti, la sicurezza e la qualità del servizio.
La proposta guarda a soluzioni basate su Led, sensori di luminosità e piattaforme di gestione da remoto, capaci di integrare funzioni di monitoraggio, automazione e manutenzione predittiva. In pratica, un’illuminazione che non si limita ad accendersi e spegnersi, ma che può essere controllata in modo intelligente e centralizzato, con benefici anche sui costi di gestione per le amministrazioni.
Lo studio di Assil e Politecnico di Milano disegna tre possibili scenari. Il più prudente prevede la semplice sostituzione degli impianti obsoleti con corpi illuminanti a Led. Quello più avanzato, invece, immagina una vera evoluzione tecnologica, con una diffusione capillare di sistemi intelligenti in linea con l’idea di smart city e con gli obiettivi della direttiva europea Epbd.
I numeri danno la misura dell’impatto. Nello scenario base, il risparmio energetico stimato è di 1,7 GWh, pari a circa 11.950 alberi «equivalenti» piantati ogni anno e a una riduzione di 424 tonnellate di CO2. Nello scenario più avanzato si arriverebbe a 2,4 GWh, con l’equivalente di 17.435 alberi e 619 tonnellate di CO2 in meno.
E non si parla solo di lampioni. L’illuminazione pubblica esterna è un esempio di un approccio che potrebbe estendersi anche alla gestione del patrimonio pubblico. Secondo i dati, l’introduzione di sistemi di smart lighting può portare a risparmi energetici fino al 70-80% rispetto agli impianti tradizionali, a seconda dei contesti.
Il disegno di legge viene presentato come a costo zero per le finanze pubbliche e inserito nel percorso di transizione digitale ed ecologica delle infrastrutture urbane. L’idea è costruire una rete nazionale di illuminazione «intelligente», in linea con gli obiettivi del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima, che punta a una forte riduzione delle emissioni entro il 2030. Se il testo verrà approvato, entro sei mesi la Conferenza Stato-Regioni dovrà adottare le linee guida nazionali, che saranno poi aggiornate ogni tre anni per restare al passo con l’evoluzione tecnologica e le pratiche europee.
Per il settore, si tratta di un passaggio considerato decisivo. «La presentazione di questo Disegno di Legge rappresenta un punto importante per la diffusione delle tecnologie di illuminazione di qualità», ha detto Carlo Comandini, presidente di Assil, sottolineando come il provvedimento possa trasformare l’illuminazione pubblica da semplice voce di spesa a leva strategica per la transizione digitale ed ecologica del Paese.
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(IStock)
Tutti accusano il gas. Ma a gennaio i suoi prezzi sono stati più bassi di quelli dell’idroelettrico. Segno che il sistema che determina il valore dell’energia non funziona, oppure c’è chi ne approfitta. O entrambe le cose.
Il tanto atteso decreto bollette sta per arrivare, ha confermato Giorgia Meloni in tv qualche sera fa. Meloni ha detto che il decreto, che dovrebbe passare in consiglio dei ministri già domani, punta a ridurre strutturalmente il costo dell’energia con diversi interventi di sostanza.
Non ci sono ancora i dettagli sulla forma definitiva che assumerà il testo, ma la vecchia bozza che circola ormai da diverse settimane interviene sul differenziale di prezzo del gas tra Italia (mercato Psv) e Olanda (mercato Ttf), introduce 55 euro di sconto per le famiglie con Isee sotto i 15.000 euro e uno sconto sugli oneri di sistema per le pmi. Allo studio anche una norma per evitare la saturazione delle reti. Sulla cartolarizzazione degli oneri di sistema in bolletta (cioè una diluizione nel tempo per diminuirne il peso) c’è invece una discussione aperta con la Commissione Ue e non è certo che alla fine vi sarà.
Nel frattempo, però, l’energia resta costosa. Il Pun index di ieri, cioè il mercato giornaliero, ha quotato ancora l’energia elettrica a 136,83 €/MWh, quello di oggi a 128,18 €/MWh.
Il principale accusato per i prezzi alti è il sistema con cui si stabilisce quanto vale l’energia, cioè il sistema del prezzo marginale. Tale sistema prevede che la fonte più costosa fissi il prezzo per tutti i produttori, ragion per cui sul banco degli imputati viene messo il gas naturale.
Però con i recenti cali del prezzo del gas, che ieri al PSV quotava attorno a 36 euro/MWh, e quelli dei permessi di emissione di CO2, che avevano ieri un prezzo di 80 euro/tonnellata, si otterrebbe un costo di produzione pari a circa 105 euro/MWh, circa 30 euro/MWh in meno del prezzo realizzato.
Qualcuno cioè sta accumulando margini offrendo in borsa a prezzi molto più alti del costo marginale di produzione. Evidentemente le regole attuali lo consentono. Ma non è sempre colpa del gas, che tra l’altro è aumentato di prezzo da quando l’Ue ha deciso di dichiarare guerra ai combustibili fossili. Se si guardano le statistiche del mese di gennaio delle tecnologie che fissano il prezzo nei 96 quarti d’ora di una giornata nella zona Nord, diffusi dal Gestore del mercato elettrico, si vede che solo nel 23% circa dei casi il prezzo elettrico è fissato dagli impianti a gas a ciclo combinato (con un prezzo medio di 127 euro/MWh). Nel 58% dei casi a fissare il prezzo è stato il meccanismo del Market Coupling, che lascia indeterminata la tecnologia con cui si fissa il prezzo (con un prezzo medio superiore pari a 134,9 euro/MWh).
Il Market Coupling è un sistema con cui si determina il valore dell’energia nelle zone di mercato europee, allocando nello stesso momento la capacità di trasporto transfrontaliera tra Paesi europei. Cioè, si stabilisce il prezzo in base alla capacità di trasporto disponibile e non soltanto in base al prezzo offerto dai vari impianti (che offrono la loro energia al costo di produzione marginale). Il prezzo si fissa appena la capacità di trasporto viene saturata, ma non si conosce la tecnologia che ha fissato il prezzo.
Addirittura, risulta che a gennaio gli impianti a gas Ccgt sono stati la fonte con il prezzo medio più basso in tutte le ore in zona Nord, quella a maggiore consumo e produzione. Il prezzo più alto si è registrato sugli impianti idroelettrici a pompaggio (166,45 euro/MWh in 27 quarti d’ora), le batterie di rete (157,5 euro/MWh in 15 quarti d’ora), quelli idroelettrici di modulazione (142 euro/MWh in 70 quarti d’ora) e idroelettrico ad acqua fluente (134 euro/MWh in 194 quarti d’ora). I soli 3 quarti d’ora in cui le centrali turbogas hanno fissato il prezzo valevano in media 172 euro/MWh.
Sorge il sospetto che con il passaggio ai prezzi zonali su base quart’oraria, per armonizzare il sistema italiano a quello europeo, ci sia qualcosa che non torna. Forse i dati trasmessi dal Gme sono incompleti, certamente una indicazione della tecnologia marginale nel caso del Market Coupling aiuterebbe a dipanare la matassa. O il sistema non funziona come dovrebbe, massimizzando i costi anziché minimizzarli, oppure qualcuno ne sta approfittando. O forse sono vere le tre cose insieme.
In Senato intanto proseguono le audizioni legate all’Indagine conoscitiva sullo «stato dell’arte e sullo sviluppo dell’autoproduzione di energia elettrica da fonti rinnovabili». Nell’audizione del 3 febbraio, l’amministratore delegato di Rse (Ricerca sul Sistema Energetico, società controllata dal Ministero dell’Economia attraverso il Gse), Franco Cotana, ha affermato che «una distribuzione delle Fer (fonti di energia rinnovabile, ndr) più sbilanciata verso il Sud e le Isole, in linea con le richieste di connessione ricevute da Terna, comporta un fabbisogno di capacità di accumulo quasi del 50% superiore a quello corrispondente alla distribuzione prevista dal decreto “Aree Idonee”, con relativi extra-costi per il sistema dell’ordine di 5,3 miliardi di euro». Cioè, se Terna accogliesse tutte le richieste di connessione di impianti fotovoltaici così come sono presentate dai produttori, il sistema costerebbe 5,3 miliardi in più, perché la produzione troppo concentrata costringerebbe a tagli della produzione e all’installazione di maggiori accumuli, che hanno un costo. Gli operatori, dice Rse, «puntano a massimizzare i propri ricavi privilegiando le aree con maggiore disponibilità della fonte primaria. In questo scenario, in tali aree si rischia una elevata overgeneration che implica la necessità di un maggior ricorso a sistemi di accumulo e a sviluppi delle reti elettriche, in assenza dei quali i prezzi “catturati” dagli impianti di generazione fotovoltaici sul mercato risulterebbero sempre più bassi, mettendo a rischio la sostenibilità degli investimenti».
È il noto tema della cannibalizzazione degli impianti fotovoltaici, per cui più aumenta l’offerta di questi impianti più aumentano i costi di rete o la necessità di sussidi pubblici. Spesso, entrambe le cose.
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Andrea Orcel (Ansa)
Dopo gli stop alle operazioni Bpm e Commerzbank, Unicredit cambia spartito: meno shopping compulsivo, più investimenti in tecnologia. Nel 2026 si prevedono ricavi netti per oltre 25 miliardi e utile intorno a 11 miliardi. Analisti e mercati apprezzano.
Il momento d’oro delle banche non accenna a scolorire. Anzi, luccica sempre di più. Dopo i conti record di Bper e Intesa Sanpaolo, anche Unicredit sale sul podio. Numeri robusti, dividendi muscolari e una strategia che, per una volta, dice una cosa semplice in un mondo complicato: meglio crescere bene che comprare male.
L’amministratore delegato Andrea Orcel ha deciso che l’epoca delle grandi abbuffate di acquisizioni può aspettare. Dopo lo stop in Italia su Banco Bpm e il semaforo rosso acceso in Germania su Commerzbank, Orcel cambia spartito («Su Commerz», dice, «pensiamo che al momento giusto, se le condizioni saranno favorevoli, tutto accadrà nel modo corretto»). Insomma niente shopping compulsivo, niente fusioni forzate: crescita organica, tecnologia e capitale restituito agli azionisti come se piovesse. E piove forte.
Il gruppo archivia il 2025 con 10,6 miliardi di utile netto, in crescita del 14%, nonostante 1,4 miliardi di oneri straordinari messi a bilancio come chi paga subito il conto per non pensarci più. È un utile «pulito», digerito dal mercato senza bruciori, tanto che il titolo ieri mattina ha aperto le danze in Borsa toccando nuovi massimi. L’aumento dei volumi lascia immaginare che la musica non sta per finire. Chiude a 78,6 euro con un rialzo del 6,36%
Ma il vero colpo di teatro non è l’utile. È il bazooka dei dividendi. Unicredit promette 30 miliardi in tre anni, pari a oltre un quarto della capitalizzazione di mercato. Tradotto dal linguaggio bancario: gli azionisti sono invitati a tavola, e non per un aperitivo. Solo nel 2025 le cedole e il riacquisto di azioni valgono 9,5 miliardi, con 4,75 miliardi di dividendi cash. La remunerazione ai soci sale del 31% a 3,15 euro, l’utile per azione cresce del 20%.
La macchina operativa gira: i costi al 38% dei ricavi, tra i migliori del settore, costi stabili a 9,4 miliardi nonostante investimenti e perimetro più ampio, qualità dell’attivo solida come una cassaforte di una volta. Le sofferenze nette sono all’1,6%. Insomma, niente sorprese sgradevoli dietro l’angolo. Il mercato apprezza considerando anche la robusta distribuzione di valore.
Con il completamento del piano industriale denominatio «Unicredit Unlocked», Orcel chiude un capitolo da venti trimestri consecutivi di crescita e ne apre uno nuovo. Si chiamerà «Unicredit Unlimited». Il nome è ambizioso, quasi hollywoodiano, ma la sceneggiatura è prudente. Dal 2026 al 2028 la parola d’ordine è una sola: creazione di valore. Più quota di mercato nei segmenti migliori, più efficienza, più tecnologia per arginare l’avanzata delle fintech. E soprattutto più investimenti in dati e intelligenza artificiale, finanziati non con debito o avventure straordinarie, ma con la generazione interna di risorse.
Qui entra in scena Alpha Bank in Grecia, laboratorio avanzato di una banca che vuole diventare sempre più piattaforma tecnologica, meno sportello e più algoritmo. Orcel non lo dice apertamente, ma il messaggio è chiaro: il futuro non si compra, si costruisce. E se l’Europa sogna grandi fusioni transfrontaliere, Unicredit preferisce aspettare. «Abbiamo 13 mercati, quindi 13 opzioni», dice. Traduzione: possiamo permetterci di dire no.
Anche sul dossier Generali Orcel abbassa i toni: partnership industriale, dialogo costante, niente trame segrete. Il resto, dice, «sono fantasie di chi ha bisogno di inventare storie». Una frase che fotografa bene lo spirito del momento: meno romanzi, più contabilità. Spiega che i rapporti con Trieste sono migliori perché ormai con Amundi le cose vanno sempre peggio: «Sapete che il contratto che avevamo scade a metà del 2027 e avrete notato che abbiamo aumentato i volumi con altri fornitori e con Onemarkets. Ogni volta che lo facciamo, paghiamo loro una penale. E questo fino al 2027» Per fronteggiare i rischi «abbiamo accantonato un fondo per la maggior parte delle penali che dovremo onorare»
Le nuove proiezioni sono musica per le orecchie degli analisti. Nel 2026 ricavi netti oltre 25 miliardi, utile intorno agli 11 miliardi. Nel 2028 l’asticella sale: ricavi a 27,5 miliardi, utile vicino ai 13 miliardi. Gli analisti di Mediobanca applaudono, Equita conferma il consiglio d’acquisto, Banca Akros parla di flessibilità strategica elevata. Citi storce un po’ il naso sui risultati operativi del trimestre, ma ammette che gli oneri straordinari sono stati anticipati per rafforzare il futuro. In altre parole: il presente può anche stonare di una nota, ma la sinfonia resta intatta.
E così, mentre l’economia europea arranca e la politica discute, le banche italiane continuano a macinare utili come se nulla potesse fermarle. Il momento d’oro prosegue. Unicredit si prende la scena spiegando che non serve crescere in fretta (soprattutto dopo gli infortuni su Bpm e Commerz). Più importante crescere bene. Orcel dirige promettendo dividendi e tecnologia. Lo shopping può attendere.
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