Il Financial Times ha di recente pubblicato un explainer che illustra quanto è difficile rompere il legame tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas. “Disaccoppiare”, come ripetono ossessivamente alcuni nostri inconsapevoli politici. Utile quindi ribadire l’ovvio, che per molti tanto ovvio non è.
Domenica 26 aprile, il prezzo dell’elettricità in Germania ha toccato -€413,88 per megawattora. Un record storico al ribasso, che si spiega col fatto che sole e vento producevano più di quanto il mercato potesse assorbire. Qualche giorno prima, e qualche giorno dopo, lo stesso mercato segnava prezzi altissimi, spinti dal gas e dalle tensioni sullo Stretto di Hormuz.
Questa è la condizione strutturale del mercato elettrico europeo nel 2026: picchi negativi record quando le rinnovabili eccedono la domanda, picchi positivi record quando il gas diventa indispensabile. La volatilità non è un incidente ma una caratteristica di sistema.
Prezzo marginale
Il sistema europeo di formazione del prezzo si chiama marginal pricing. A ogni intervallo di mercato (oggi tipicamente un quarto d’ora), i produttori presentano il giorno precedente offerte ordinate per costo crescente: le rinnovabili prima (costo del combustibile zero), i fossili alla fine. L’operatore di rete acquista le offerte più economiche fino a coprire la domanda. Il prezzo che ricevono tutti — inclusi i produttori solari ed eolici — è quello dell’ultima unità chiamata a coprire il fabbisogno: quasi sempre, un impianto a gas.
Il risultato pratico: il gas fissa il prezzo all’ingrosso nella stragrande maggioranza delle ore, pur coprendo circa il 25% della generazione in UK e meno del 20% nell’Ue.
Il marginal pricing ha difensori convinti: garantisce che la fonte più economica venga sempre dispacciata per prima, e invia segnali di prezzo che incentivano gli investimenti. Ma la sua interazione con la volatilità del gas ha riaperto il dibattito sulla struttura del mercato in tutta Europa.
Nel Regno Unito il governo ha esaminato il prezzo zonale: suddividere il paese in più mercati regionali, ciascuno con il proprio prezzo, in modo che le aree con abbondante generazione rinnovabile paghino meno. La proposta era sostenuta tra gli altri da Octopus Energy, il principale retailer elettrico britannico. Il governo l’ha scartata nel 2024, ritenendo che avrebbe generato instabilità e incertezza sui prezzi, con costi trasferiti ai consumatori.
In sede Ue le opzioni discusse sono tre. La prima — avanzata dall’Italia — prevede di sussidiare i produttori a gas per abbassare le loro offerte, riducendo così il prezzo di clearing pagato da tutti. Soluzione di emergenza dettata dalla disperazione, nella migliore tradizione italiana: usare denaro pubblico per ridurre il prezzo che il gas impone al mercato, invece di ridurre la dipendenza dal gas. La seconda separa il mercato in due pool distinti, uno per le rinnovabili e uno per i fossili, con prezzi diversi. La terza sostituisce il marginal pricing (detto anche pay-as-clear) con il pay-as-bid: ogni produttore riceve il prezzo che ha offerto, anziché il prezzo dell’unità marginale. Sette governi Ue — tra cui Olanda, Portogallo e Svezia — hanno scritto al commissario Jørgensen contro qualsiasi modifica al marginal pricing, sostenendo che distorcerebbe i segnali di prezzo. La Commissione, nel suo pacchetto della settimana scorsa, non ha toccato la struttura del mercato.
Il “segreto” della virtuosa Spagna
I dati del think tank Ember sulle prime dieci settimane del 2026 illustrano la dinamica: in Spagna — alta penetrazione solare ed eolica, ma robusto baseload nucleare— il gas fissa il prezzo nel 15% delle ore. Prezzo medio all’ingrosso nel periodo considerato: €43,43/MWh. In Italia, il gas è price-setter nell’89% delle ore. Prezzo medio nello stesso periodo: €128,14/MWh. Il differenziale è quasi tre volte sul prezzo assoluto, quasi 6 volte sulla frequenza con cui il gas determina il prezzo.
L’Italia, quindi, scopre e riscopre di avere uno spread elettrico.
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Nel Regno Unito, il governo Starmer ha promesso di “rompere l’influenza del gas sui prezzi dell’elettricità” — salvo poi ammettere nelle proprie previsioni ufficiali che ancora nel 2030 il gas continuerà a fissare il prezzo per circa la metà delle ore.
Lo strumento principale sono i contract for difference (CFD): accordi a prezzo fisso tra governo e produttori, in uso dal 2014 per i nuovi impianti. Il problema è che quasi un terzo di tutta la generazione elettrica UK — impianti esistenti costruiti prima o fuori dal regime CFD — è ancora esposta al mercato spot e ai suoi prezzi. Il nuovo schema annunciato due settimane fa consentirebbe agli impianti esistenti di aderire ai CFD, con i dettagli ancora da definire.
Nei contract for difference il governo garantisce al produttore un prezzo fisso per ogni MWh prodotto. Se il mercato spot sale sopra quel prezzo, il produttore restituisce la differenza; se scende sotto, il governo la integra. Il produttore rinuncia alla volatilità al rialzo in cambio di certezza dei ricavi.
Per i produttori che non hanno un CFD, i periodi di prezzi alti — come quelli delle ultime settimane — si traducono in profitti eccezionali. Il governo ha alzato la windfall tax su questi profitti dal 45% al 55%, riducendo quanto il produttore si porta a casa nei momenti di picco. L’obiettivo è rendere i CFD più attraenti per chi finora aveva preferito restare sul mercato libero e incassare i rialzi. È un incentivo indiretto — non obbliga nessuno ad aderire ai CFD, ma riduce il vantaggio di stare fuori.
Il meccanismo funziona solo se i termini del CFD proposto sono sufficientemente generosi. Se il prezzo fisso garantito è troppo basso rispetto alle aspettative di mercato, i produttori potrebbero preferire comunque lo spot, windfall tax inclusa. Come si nota, esiste un problema di extraprofitti per i produttori di rinnovabili. Non ne eravate al corrente, confessate, bombardati come siete da strali contro i perfidi produttori di energia da combustibili fossili.
Il costo “nascosto”: la rete
C’è tuttavia da ribadire un elemento spesso trascurato: il prezzo all’ingrosso è solo una componente della bolletta finale. I costi di trasmissione e distribuzione crescono con l’espansione delle rinnovabili, che richiedono investimenti enormi in nuove linee, storage e interconnessioni tra sistemi nazionali. Prezzi di generazione più bassi possono essere compensati da costi di rete più alti. La bolletta del consumatore finale non migliora automaticamente quando migliora il mix di generazione.
Su questo punto, il regolatore britannico Ofgem ha aperto nel luglio 2025 una Cost Allocation and Recovery Review: una revisione strutturale di come i costi fissi del sistema energetico vengono ripartiti in bolletta. Il problema che la revisione affronta è specifico e quantificabile: la quota fissa giornaliera (standing charge), che il consumatore paga indipendentemente dai consumi, può arrivare al 32% della bolletta annuale per chi usa poca energia. Il consumo basso è strettamente correlato al reddito basso.
Il CEO di Ofgem Jonathan Brearley ha esplicitato l’obiettivo: valutare se esistano modi per collegare il prezzo dei costi fissi al reddito del consumatore — una forma di tariffazione progressiva applicata alla bolletta energetica. Tra le opzioni formalmente sul tavolo figurano i means-based models: meccanismi che modulerebbero le quote fisse in base al reddito o alla ricchezza. Auguri.
La complicazione strutturale è che con la transizione energetica i costi fissi di sistema — infrastrutture di rete, politiche di sostegno, servizi dei fornitori — sono destinati ad aumentare, anche se i costi variabili legati al gas scenderanno. La bolletta diventerà più pesante sulla componente fissa proprio mentre si alleggerisce su quella variabile. Come quella quota fissa verrà distribuita tra i consumatori è una questione distributiva che i governi hanno finora eluso sistematicamente. Ma, in assenza di decisioni, non pare azzardato inferire che le rinnovabili sono regressive. Lo so, la realtà è una brutta bestia, e gli appelli a spingere a tavoletta sull’acceleratore per accelerare il rollout delle rinnovabili non si scontrano solo col collo di bottiglia della rete ma soprattutto con i costi necessari a rimuovere quei colli di bottiglia.
Come misura transitoria, da aprile 2026 in Regno Unito è partito un progetto pilota di un anno con tariffe a standing charge ridotto, offerto da quattro grandi fornitori (EDF, E.ON, Octopus, British Gas), con accesso limitato e con la contropartita di un prezzo unitario per kWh più alto. Ofgem chiarisce che questa misura non riduce i costi totali: sposta soltanto il modo in cui vengono pagati.
Conclusione
Il mercato elettrico europeo funziona con un meccanismo che premia la fonte marginale più costosa, indipendentemente dal fatto che quella fonte rappresenti una frazione sempre più piccola della generazione totale. Riformarlo strutturalmente incontra resistenze enormi da parte dell’industria – dai produttori da rinnovabili e da quelli da fossili – e di una parte degli stati membri. Aspettare che le rinnovabili diventino così dominanti da relegare il gas a price-setter per poche ore è la strada scelta dalla Commissione, ma se non si ha un robusto baseload, anche “miracoli” come quello spagnolo ne escono ridimensionati, o meglio contestualizzati. Peraltro, ribadiamolo, attendere che le rinnovabili trionfino ha rilevanti costi di rete, che qualcuno (l’utenza) deve pagare. Ma, con l’attuale struttura della bolletta, questo tende a produrre esiti regressivi. Il mondo non è mai così semplice quanto appare ai nostri vispi occhietti, e il tradeoff è il plenipotenziario della realtà.
(Immagine creata con ChatGPT)
