Gli attivisti si chiedono se la partnership tra la francese TotalEnergies e la ceca EPH migliorerà davvero la sicurezza energetica dell’Europa.
Un colosso petrolifero francese e un gruppo energetico ceco hanno unito le forze per creare uno dei maggiori produttori di elettricità da gas in Europa.
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Le due aziende presentano l’intesa come una risposta al bisogno europeo di produzione elettrica «flessibile», cioè di centrali di riserva che possano entrare in funzione quando la produzione di eolico o solare cala. Ma i critici avvertono che l’accordo rischia invece di legare il continente a un altro decennio di dipendenza dai combustibili fossili.
L’accordo, finalizzato il 29 aprile, attribuisce a TotalEnergies una quota del 50 per cento nel portafoglio di impianti di generazione flessibile di EPH in Francia, Irlanda, Italia, Paesi Bassi e Regno Unito. Si tratta di 14 gigawatt di impianti in esercizio o in costruzione, di cui 12,5 GW alimentati a gas fossile: una capacità pari, in totale, a quella di tutte le centrali a gas di Belgio, Danimarca, Portogallo e Svezia messe insieme.
In cambio, EPH ha ricevuto azioni TotalEnergies per circa 5,1 miliardi di euro, diventando così uno dei maggiori azionisti della compagnia francese.
Un nuovo rapporto del gruppo di campagne Beyond Fossil Fuels (BFF) avverte che la joint venture potrebbe «approfondire la dipendenza europea dalle costose importazioni di gas fossile, aumentare le bollette energetiche e rallentare la transizione pulita dell’Europa».
La joint venture aiuterà a stabilizzare le forniture elettriche europee?
TotalEnergies definisce l’operazione centrale per la propria iniziativa «Clean Firm Power», che promette di fornire ai clienti industriali elettricità a basse emissioni disponibile 24 ore su 24, combinando la natura intermittente delle energie rinnovabili con asset flessibili come le centrali elettriche a gas.
Il rapporto di BFF sottolinea che l’87 per cento delle unità a gas della joint venture, in funzione o in costruzione, utilizza la tecnologia a turbogas a ciclo combinato (CCGT), pensata soprattutto per una produzione continua ed efficiente a «carico di base» più che per una risposta rapida.
Le centrali CCGT impiegano più tempo ad avviarsi e sono più adatte a funzionare per molte ore a un livello di produzione relativamente stabile. Ricerche della ong francese Reclaim Finance hanno mostrato che, se utilizzate in modo flessibile per coprire picchi di domanda, la durata e la redditività delle CCGT diminuiscono, mentre aumentano le loro emissioni di CO2 e di inquinanti atmosferici.
Le turbine a gas a ciclo aperto (OCGT), che possono avviarsi e raggiungere la massima potenza in pochi minuti, sono in genere preferite come riserva rapida per bilanciare la rete. Tra gli impianti operativi della joint venture, solo due – Trapani in Sicilia e Kilroot nel Regno Unito – sono OCGT.
Queste critiche sono però contestate. La società di consulenza londinese Timera Energy osserva che, sebbene le turbine a ciclo aperto rispondano più velocemente e siano più adatte a molteplici avvii quotidiani, gli impianti a ciclo combinato consumano meno gas ed emettono meno CO2 per ogni unità di elettricità prodotta.
EP Group ha ribadito questo punto quando è stata contattata per un commento, aggiungendo che tutti i nuovi progetti sono progettati per essere predisposti all’uso di idrogeno.
Il gas ha ancora un ruolo nel mix elettrico europeo?
Il gas continua ad avere un ruolo significativo nella gestione delle reti europee. Poiché le fonti rinnovabili come eolico e solare sono soggette a cali imprevedibili, le centrali a gas possono aumentare rapidamente la produzione per colmare i vuoti di offerta.
Secondo l’Agenzia internazionale dell’energia (IEA), il consumo di gas naturale per la produzione elettrica in Europa è aumentato di quasi l’8 per cento nel 2025, complice anche una minore produzione da eolico e idroelettrico in alcuni periodi.
ENTSO-E, l’organismo che rappresenta i gestori delle reti elettriche europee, afferma che la generazione flessibile è «essenziale per garantire un sistema elettrico europeo sicuro, efficiente e resiliente» man mano che la quota di rinnovabili continua a crescere. Ma in un rapporto pubblicato nel novembre 2025 conclude che l’accumulo, una gestione più intelligente delle reti e una maggiore flessibilità delle stesse rinnovabili sono la risposta di lungo periodo per conciliare gli obiettivi climatici con l’affidabilità del sistema.
Per ora, i governi europei offrono sussidi alla «capacità» ai produttori di energia, per mantenere disponibili gli impianti che possono garantire forniture di elettricità quando la rete è sotto stress. Questi pagamenti possono essere destinati anche agli impianti di accumulo.
Beyond Fossil Fuels ha calcolato che tra il 2014 e il 2024 sono stati destinati circa 90 miliardi di euro a pagamenti per la capacità in Europa, oltre la metà dei quali a favore di impianti a gas e di altri asset fossili.
Secondo BFF, la joint venture tra TotalEnergies ed EPH, chiamata TTEP, farà ampio affidamento su questi meccanismi, nonostante l’apparente scarsa idoneità del suo portafoglio.
Nella presentazione agli investitori di novembre 2025 dedicata all’operazione, TotalEnergies ha definito «attraente» il meccanismo di remunerazione della capacità in Italia e «attraente» il mercato della capacità nel Regno Unito.
Nel nuovo rapporto, BFF sostiene che oltre la metà degli impianti inclusi nella joint venture è stata finanziata tramite sussidi dei mercati della capacità tra il 2015 e il 2024, per un totale di oltre 4,08 miliardi di euro.
«TotalEnergies ed EPH progetteranno una nuova dipendenza dal gas fossile»
L’operazione favorisce anche il core business di TotalEnergies nel trading di gas. La società stima che la joint venture consumerà circa due milioni di tonnellate di GNL all’anno, garantendosi di fatto un mercato interno per il gas che acquista a livello globale. Invece di competere per vendere questo gas sul mercato, può destinarlo alle proprie centrali elettriche, incassando ricavi sia nella fase di fornitura sia in quella di produzione.
«In questo accordo tutti perdono, tranne le compagnie petrolifere e del gas che già stanno incassando profitti enormi», afferma la campaigner di BFF Brigitte Alarcon. «Lungi dal mettere l’Europa sulla strada della sicurezza energetica, TotalEnergies ed EPH stanno progettando una nuova dipendenza dal gas fossile… sotto il falso pretesto di aggiungere capacità “flexgen”.»
BFF stima che, in un arco di cinque anni, queste importazioni potrebbero costare all’Europa tra 6,68 e 7,56 miliardi di euro, con benefici soprattutto per le industrie fossili statunitensi e russe. Nello stesso periodo, la joint venture potrebbe generare emissioni climalteranti paragonabili a quelle prodotte in un anno da Paesi come Irlanda o Danimarca.
TotalEnergies giudicata colpevole di dichiarazioni fuorvianti sul clima
In passato sono già stati sollevati dubbi sulle ambizioni dichiarate da entrambe le società. Nell’ottobre 2025, un tribunale di Parigi ha giudicato illegali le campagne pubblicitarie di TotalEnergies sul clima, stabilendo che le affermazioni secondo cui l’azienda avrebbe «il clima al centro della propria strategia» erano fuorvianti, alla luce della continua espansione delle attività di estrazione di petrolio e gas.
L’azienda prevede di aumentare la produzione di GNL del 3 per cento all’anno fino al 2030 e ha il piano di espansione a breve termine dei combustibili fossili più ampio, per numero di Paesi coinvolti, fra tutte le grandi compagnie petrolifere e del gas.
EPH, dal canto suo, è controllata dal miliardario ceco Daniel Křetínský e resta, tramite la casa madre EP Group, il maggiore produttore di carbone in Europa. La società ha dichiarato che uscirà dal carbone entro il 2030, ma ha spesso trasferito i propri asset carboniferi invece di chiuderli, spostandoli a una società sorella, EP Energy Transition, pur mantenendo personale, infrastrutture e legami finanziari comuni, secondo un’indagine pubblicata nel 2025 dalla ong di analisi finanziaria FIND.
Contattato per un commento, un portavoce di EP Group ha affermato che EPH ed EP Energy Transition sono «strutturalmente e finanziariamente indipendenti» e che i profitti di LEAG – l’azienda tedesca dell’Est che estrae lignite e che EPH ha trasferito a una società sorella nel 2023 – vengono interamente reinvestiti nella trasformazione verde, invece di essere distribuiti come dividendi.
Secondo il portavoce, l’obiettivo della ristrutturazione è «semplificare e accelerare la complessa trasformazione degli asset a carbone verso un modello sostenibile».
Cosa significa l’accordo per la sicurezza energetica europea?
BFF, che ha pubblicato il rapporto sulla joint venture alla vigilia dell’assemblea generale di TotalEnergies del 29 maggio, sostiene che l’intesa approfondisce, invece di risolvere, l’insicurezza energetica europea. La dipendenza dal gas russo via gasdotto verrebbe sostituita con la dipendenza da GNL scambiato sui mercati globali, ugualmente esposto a tensioni geopolitiche e alla volatilità dei prezzi.
«Questa alleanza tra EPH, il principale sviluppatore di centrali a gas in Europa, e TotalEnergies, il maggiore importatore europeo di GNL, è pensata per garantire che queste aziende continuino a trarre profitto e a prolungare la dipendenza dell’Europa dal gas fossile, alimentando la crisi climatica e destabilizzando l’economia», afferma Rémi Hermant, campaigner della ong Reclaim Finance, che collabora con BFF.
«Mentre i governi guardano sempre più a un futuro energetico più sicuro, che non dipenda dalle importazioni di gas, le banche dovrebbero cogliere il segnale d’allarme. Sarebbe prudente escludere qualsiasi sostegno finanziario a TTEP e alle società che sviluppano nuove centrali elettriche a gas.»
TotalEnergies è stata contattata per un commento.