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LA QUESTIONE DEL COSTO DELL'ENERGIA ELETTRICA La questione del costo dell’Energia Elettrica L’elevato costo dell’elettricità non è un problema solo italiano, anche se in Italia, a parte che in Germania, si registrano costi molto superiori a quelli degli altri stati europei.[img1ce] In un rapporto pubblicato nel gennaio del 2026 (1), la Banca Centrale Europea esamina i fattori che determinano i prezzi dell’elettricità nelle famiglie e nelle industrie ad alta intensità energetica e la loro importanza per gli obiettivi di decarbonizzazione dell’UE.
Il prezzo finale dell’Energia Elettrica è determinato da quattro elementi: 1 – costo di produzione e della sua fornitura, compresi i costi dei permessi Ets, ovvero i costi dei permessi a inquinare, validi per le produzioni da fonte fossile. Questi incidono per circa il 50% della bolletta elettrica per le famiglie e il 63% per le industrie energivore; 2 – I costi di rete che incidono per circa il 27% per le famiglie e il 12% per le imprese energivore; 3 – l’IVA che incide in media il 14% per entrambe le categorie (in Italia incide per il 10%); 4 – le altre imposte e accise nazionali che incidono per circa il 10% e che variano molto da paese a paese.
In media, nell’area Euro, le famiglie pagano circa il doppio rispetto alle industrie energivore. La Bce nota che questo non dipende da una singola voce, ma da prezzi più alti su tutte le componenti della bolletta. Ovviamente il costo di produzione dell’EE è il driver fondamentale, in quanto il suo valore determina proporzionalmente tutti gli altri elementi. Il rapporto entra anche nel dettaglio per Paese: in Francia e Paesi Bassi le famiglie pagano rispettivamente circa il 64% e il 20% in più rispetto alle industrie energivore, mentre il divario è ancora più pronunciato in Germania, Spagna e Italia, dove i prezzi domestici risultano circa il doppio.
La Bce collega queste differenze a tre fattori strutturali: mix di generazione (Paesi che dipendono di più da combustibili fossili importati tendono ad avere prezzi più alti), tasse nazionali e costi di regolazione degli oneri di rete.
Inoltre l’impatto dei costi dell’Ets sui prezzi finali è più rilevante nei paesi con più basse generazione da fonti rinnovabili.
Dal 2019 al 2024 inoltre si è verificato un notevole incremento del costo dell’EE attribuito a vari fattori, tra i quali predomina l’aumento del costo del gas naturale, in particolare quello liquefatto proveniente dagli USA via nave, che ha sostituito quello russo, per cui ogni paese che ne utilizzi anche un po’ nel suo mix energetico vede aumentare il costo dell’elettricità nella borsa elettrica.
Ora, se in Italia il gas naturale viene utilizzato per produrre il 40% dell’elettricità, anche in Francia, che utilizza appena il 10% di gas per produrre elettricità, il costo in borsa dell’Energia Elettrica è schizzato da 170 €/MWh a 280 €/MWh.
Ma allora come mai il Prezzo dell’Energia Elettrica è così alto, anche se la quota di elettricità prodotta con gas naturale è relativamente bassa?
La risposta va cercata nel meccanismo di formazione del PUN nel Mercato del Giorno Prima (MGP) della Borsa elettrica, basato sul cosiddetto “prezzo marginale”.
Il metodo del prezzo marginale è il meccanismo utilizzato nella gran parte delle borse europee per stabilire, giorno per giorno e ora per ora, il prezzo dell’Energia Elettrica che sarà erogata il giorno dopo e si basa sulle partite di EE offerte quotidianamente dai vari produttori in termini di quantità e di prezzo richiesto per soddisfare la domanda stimata di EE.
Una volta fissata la domanda quotidiana presunta di EE, ciascun produttore offre la quantità che è in grado di poter fornire e a quale prezzo.
Le offerte sono ordinate per prezzo crescente e una volta soddisfatto il quantitativo di energia richiesta (domanda), il prezzo per tutti i produttori è stabilito sulla base di quello più elevato.
Così se un primo produttore di energia eolica offre la sua elettricità a 40 €/MWh e, via via, l’ultimo fornitore offre la sua, prodotta da un impianto a gas a 200 €/MWh, tutta l’elettricità offerta è pagata a 200 €/MWh, con grande gaudio e profitti di chi produce EE in maniera più economica.
Il sistema del Prezzo Marginale è stato introdotto a seguito della liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica con il famoso decreto n° 79 del 1999, detto anche decreto Bersani, dal nome dell’allora ministro all’industria. La ratio del sistema del prezzo marginale origina dalla constatazione di un’offerta di EE comunque sempre superiore alla domanda e quindi i vari produttori, per rientrare nelle offerte accettate sono costretti a migliorare l’efficienza dei loro impianti riducendo così i loro prezzi di offerta.
In ultima analisi, finché ci sarà una quota anche piccola di EE prodotta con prezzi elevati, ma che rientri nella quantità totale accettata nel giorno di contrattazione, il costo dell’elettricità dipenderà dalle bizze del mercato delle fonti fossili.
Eppure ci sarebbe un modo per abbassare il costo dell’energia elettrica: cambiare il sistema di determinazione del prezzo e passare al cosiddetto “Pay as Bid” ovvero un sistema in cui le offerte vengono remunerate al prezzo offerto da ciascun produttore.
Ma pare che neanche questo sistema funzioni. La Gran Bretagna, per ridurre il costo dell’EE, lo ha applicato qualche tempo fa, ma non ha funzionato e la Gran Bretagna si è trovata ad avere i prezzi più alti d’Europa. Con tale metodo infatti i produttori sono indotti a scommettere su quale sarà il prezzo massimo dell’ultima offerta accettata o peggio sono indotti a fare accordi di cartello tra di loro.
Ora, dato che sul fronte delle rinnovabili i prezzi di produzione dell’elettricità sono in continua discesa e in più non dipendono dai costi variabili dei combustibili, la soluzione madre per ridurre il costo dell’Energia Elettrica è di spezzare il legame tra prezzi del gas quelli dell’elettricità; ovvero operare un disaccoppiamento tra prezzi del gas e prezzi elettrici.
La Spagna ci è riuscita, ottenendo un significativo disaccoppiamento dei prezzi elettrici da quelli del gas, riducendo del 75% l'impatto del gas sulla bolletta tra il 2019 e il 2025 (2).
Il punto chiave del disaccoppiamento energetico operato in Spagna è dovuto al boom delle rinnovabili fortemente sostenute dal Governo. Dal 2019 al 2025 la Spagna ha aggiunto oltre 40 GW di eolico e fotovoltaico, raddoppiando la capacità installata. Nel 2025 le rinnovabili hanno coperto oltre il 55% della produzione elettrica e il tempo in cui il gas definisce il prezzo dell’elettricità è sceso dal 75% delle ore al 19% nel 2025.
Questo approccio ha permesso alla Spagna di avere bollette elettriche più stabili e generalmente inferiori rispetto ad altri paesi europei, disaccoppiando il costo dell'elettricità dalla volatilità del mercato del gas.
Nonostante questo successo, l'alto tasso di rinnovabili richiede una rete più intelligente e sistemi di accumulo per gestire la stabilità, come evidenziato dal blackout del 28 aprile 2025, legato a questioni di gestione della rete piuttosto che alla sola produzione rinnovabile.
La Spagna comunque si conferma all’avanguardia nella transizione energetica, dimostrando che il disaccoppiamento è possibile attraverso massicci investimenti in energia verde e politiche di mercato adeguate.
Tuttavia, occorre individuare il modo per stabilizzare al ribasso il costo dell’energia elettrica. La soluzione è quella di svincolare il prezzo dell’EE dai meccanismi delle borse elettriche tramite due differenti modalità:
1. ricorrere ai cosiddetti PPA (Power Purchase Agreement) con contratti per differenza (CfD) (3) di lungo termine dove aziende private o trader comprano in anticipo la produzione da fonti rinnovabili a prezzi fissi, cosa possibile dato che le rinnovabili non dipendono dal costo dei combustibili fossili, oppure:
2. ricorrere alla cosiddette “Aste” dove i gestori delle reti (in Italia il GSE) stabiliscono le quantità di acquisto dell’elettricità da fonte rinnovabile fissando un base d’asta; chi offre al prezzo più basso si aggiudica la fornitura.
Oltre a ciò è indispensabile realizzare grandi impianti di accumulo chimico e potenziare gli impianti di pompaggio idroelettrico, al fine di compensare l’intermittenza delle fonti rinnovabili, tipicamente eolico e solare. In California, per esempio, gli accumuli elettrochimici stanno acquisendo un ruolo sempre più centrale nell’approvvigionamento energetico in tutte le stagioni, inverno compreso (4),
Peraltro i due meccanismi descritti sopra si integrano molto bene tra di loro; le “Aste” possono fornire un’indicazione sull’andamento dei prezzi che possono poi essere utilizzati nelle trattative dei PPA. In più, sulla base di contratti a lungo termine, i potenziali produttori possono accedere più facilmente al credito bancario per realizzare gli impianti. La Spagna per esempio, tramite “Aste e PPA”, è riuscita a raddoppiare in pochi anni la produzione da solare ed eolico.
Non resta che sperare che l’esperienza spagnola e la lezione che stiamo ricevendo dal mercato del gas naturale contribuisca a rendere più razionali i nostri politici e a far ripartire il settore delle energie rinnovabili; settore che attualmente è ostacolato se non boicottato sia dal Governo sia da molte Regioni (vedi articolo di questo mese di Mario Agostinelli intitolato: DECRETO BOLLETTE: INCENTIVI AL GAS, ONERI REDISTRIBUITI E FRENO ALLE RINNOVABILI.
(2) - www.qualenergia.it/articoli/spagna-spezza-legame-gas-prezzi-elettrici/
(3) - I contratti per differenza (CfD) sull'energia elettrica sono accordi bilaterali, spesso bidirezionali, tra produttori e autorità pubbliche che stabiliscono un prezzo d'esercizio (strike price) fisso. Il generatore vende sul mercato, ma riceve un conguaglio se il prezzo è inferiore allo strike price o restituisce la differenza se superiore, garantendo stabilità a lungo termine.
(4) - www.qualenergia.it/pro/articoli-pro/california-batterie-accendono-notti-albe/
Sergio Zabot
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