C’è qualcosa di profondamente controintuitivo nel modo in cui paghiamo l’elettricità. Il sole non presenta fattura. Il vento neppure. E un pannello fotovoltaico non compra un solo metro cubo di gas. Eppure, quando il prezzo del gas esplode, può esplodere anche il valore di mercato dell’elettricità prodotta da quegli stessi pannelli.È esattamente ciò che abbiamo visto durante la recente crisi energetica europea. Nel 2022, il prezzo medio dell’elettricità all’ingrosso in Italia è arrivato a 303,95 euro per megawattora, contro i 125,46 euro dell’anno precedente. Nel frattempo, il costo fisico di produrre un chilowattora da un impianto fotovoltaico già installato non era certo triplicato.Da qui – e mentre sullo Stretto di Hormuz tornano ad addensarsi le nubi di una nuova crisi energetica – nasce una domanda apparentemente ingenua, ma dalle implicazioni economiche enormi: è ancora sensato che il valore dell’elettricità prodotta dal fotovoltaico e dalle altre rinnovabili dipenda così tanto dal prezzo del gas?A provare a quantificare la posta in gioco è un nuovo rapporto dell’Associazione di imprese Osservatorio Energia che ha ricostruito quanto accaduto in Italia fra il 2021 e il 2025 e simulato, attraverso un esercizio contabile, che cosa sarebbe successo se in quel periodo fotovoltaico, eolico e idroelettrico fossero stati remunerati sulla base di prezzi legati alle caratteristiche economiche di queste tecnologie, anziché a un prezzo di mercato fortemente condizionato dal gas.Il gas decide il prezzoPer comprendere il problema in questione, bisogna entrare – sia pure solo per un momento – nel funzionamento della Borsa elettrica, che si basa su un meccanismo a prima vista piuttosto singolare e, per il consumatore, perfino masochista.Il mercato europeo utilizza un sistema chiamato prezzo marginale, o pay-as-clear. Semplificando, gli impianti vengono ordinati secondo il prezzo al quale offrono energia: entrano in gioco prima le fonti con bassi costi variabili, come fotovoltaico ed eolico, e successivamente quelle più costose necessarie per soddisfare tutta la domanda. L’ultimo impianto necessario a coprire la domanda determina il prezzo di equilibrio. Ed è qui che entra in scena il gas.In Italia, le centrali a gas a ciclo combinato sono molto spesso marginali. Secondo i dati GME richiamati dal rapporto, nel 2024 le centrali a ciclo combinato sono risultate la tecnologia marginale – cioè quella che di fatto determina il prezzo dell’elettricità – nel 61,4 per cento delle ore.E tale meccanismo non è – come talvolta viene raccontato – una bizzarria burocratica europea: ha una precisa logica economica e viene utilizzato, con diverse declinazioni, in molti mercati elettrici.Ciò non toglie che, quando il prezzo del gas schizza verso l’alto, possa generare margini molto elevati per quelle tipologie di produttori che, come il fotovoltaico ed eolico, hanno costi variabili assai più bassi.Figura 1. Funzionamento semplificato del meccanismo del prezzo marginale (pay-as-clear) nel mercato elettrico: l’offerta più costosa necessaria a soddisfare la domanda determina il prezzo riconosciuto a tutti i produttori accettati in quell’ora.Il problema nasce, in particolare, quando cambia radicalmente il mix elettrico. Infatti, più aumentano fotovoltaico ed eolico, più una parte consistente dell’energia viene prodotta con tecnologie il cui costo variabile diretto è molto basso. Ma, nelle ore nelle quali serve ancora una centrale a gas per chiudere il mercato, il costo del combustibile fossile continua a esercitare un’influenza decisiva sul prezzo.Ed ecco il paradosso: possiamo installare sempre più rinnovabili e continuare, in molte ore, a essere esposti al prezzo del gas. Anzi potremmo arrivare, per assurdo, ad avere in una certa ora il 90 per cento dell’elettricità prodotta dal fotovoltaico e continuare ad avere un prezzo determinato dal gas, se una centrale a gas fosse necessaria per soddisfare l’ultimo 10 per cento della domanda. Nel mercato marginale, infatti, non conta soltanto quanta elettricità produce una fonte: conta quale tecnologia è necessaria per soddisfare l’ultimo megawattora richiesto.L’esperimento “numerico” dei 48 miliardiQuanto pesa economicamente questo fenomeno? Osservatorio Energia ha effettuato un esercizio volutamente semplice: ha preso la produzione elettrica italiana effettivamente registrata fra il 2021 e il 2025 di fotovoltaico, eolico e idroelettrico da apporti naturali e ha confrontato due criteri di valorizzazione.Nel primo caso, viene utilizzato il Prezzo Unico Nazionale (PUN) medio annuo osservato, cioè l’indice che, fino al 2024, ha rappresentato il principale prezzo di riferimento nazionale dell’elettricità acquistata sul mercato all’ingrosso. Nel secondo, invece, si ipotizza di valorizzare l’elettricità prodotta dalle tre fonti a prezzi indicativi scelti come termine di confronto: 55 €/MWh per il fotovoltaico, 55 €/MWh per l’eolico e 38 €/MWh per l’idroelettrico. Non sono tariffe proposte per il mercato, ma valori convenzionali utilizzati per capire l’ordine di grandezza del divario rispetto ai prezzi effettivamente osservati.Il risultato è impressionante. Nel quinquennio considerato, emerge una differenza contabile cumulata di circa 48,4 miliardi di euro. Il solo 2022 vale ben 19,66 miliardi, cioè oltre il 40 per cento dell’intero differenziale dei cinque anni.Negli altri anni, il divario risulta molto più contenuto ma tutt’altro che trascurabile: circa 7,2 miliardi nel 2021, 7,5 nel 2023, 6,9 nel 2024 e 7,2 nel 2025. Rapportato alla domanda elettrica nazionale, si parla di circa 22-25 €/MWh negli anni relativamente “normali” e di oltre 62 €/MWh nel 2022. Prima di gridare ai 48 miliardi “rubati” agli italiani, però, bisogna fermarsi.Non sono tutti miliardi che potevano finire nelle nostre tasche. È proprio su questo punto che il rapporto insiste maggiormente. Una parte di questi 48,4 miliardi può certamente essere costituita da extraprofitti o, più precisamente, da rendite inframarginali generate dall’elevato prezzo di mercato. Ma sarebbe sbagliato considerare l’intera cifra solo come un gigantesco extraprofìtto incassato dai produttori.Il calcolo non permette, infatti, di distinguere la rendita netta dalla normale remunerazione del capitale investito e del rischio, né tiene conto dei prezzi effettivamente incassati dai singoli impianti, che possono essere molto diversi dal PUN medio. I 48,4 miliardi, quindi, sono una differenza contabile teorica ottenuta applicando due diversi criteri di valorizzazione alle medesime quantità di energia. Non sono 48,4 miliardi che lo Stato avrebbe potuto semplicemente restituire a famiglie e imprese. E non significano che, cambiando le regole, le bollette italiane sarebbero diminuite automaticamente dello stesso importo.Realtà molto più complicataNon tutta l’energia fotovoltaica, difatti, viene venduta al PUN medio; esistono prezzi zonali e orari, incentivi, contratti bilaterali, Power Purchase Agreement (o PPA, che sono dei contratti di acquisto di energia a lungo termine), autoconsumo e coperture finanziarie. Inoltre, il paradosso è che, con l’aumentare della capacità installata di fotovoltaico ed eolico, l’elettricità prodotta da queste fonti può finire per valere meno proprio nelle ore in cui esse producono di più.E, soprattutto, una parte della remunerazione dei produttori non è una rendita immeritata: serve a recuperare gli investimenti effettuati, remunerare il capitale e compensare il rischio assunto. Il numero dei 48 miliardi va dunque interpretato per ciò che è: un indicatore dell’ordine di grandezza della posta distributiva associata al modo in cui valorizziamo l’energia, non un gigantesco salvadanaio nascosto che qualcuno potrebbe aprire domani mattina.Ed è forse proprio per questo che il dato è interessante.Il vero problema arriverà con sempre più rinnovabiliLa questione diventa ancora più importante guardando al futuro. Nel 2021, fotovoltaico ed eolico producevano insieme circa 46 TWh. Nel 2025 hanno superato i 65 TWh, secondo i dati utilizzati dal rapporto. Se l’Italia continuerà a installare grandi quantità di rinnovabili, conseguentemente aumenterà la quota di elettricità prodotta senza acquistare combustibili fossili. Ma questo non significa automaticamente che scomparirà il gas.Quando non c’è sole, quando il vento cala o quando la domanda è elevata, continueranno a essere necessari impianti programmabili, accumuli, importazioni o altre forme di flessibilità. E finché una centrale a gas rimarrà necessaria per soddisfare l’ultimo megawattora di domanda in un numero significativo di ore, il prezzo del gas continuerà a entrare dalla finestra del mercato elettrico.Potremmo quindi trovarci in una situazione apparentemente assurda: spendere centinaia di miliardi per riempire l’Europa di pannelli solari e pale eoliche, continuando però a pagare l’elettricità, in molte ore, sulla base del costo del gas. In quelle ore, il vantaggio fondamentale delle rinnovabili – produrre senza dover comprare combustibile – rischia di non arrivare affatto al consumatore sotto forma di un prezzo più basso.Non è un argomento contro le rinnovabili. Semmai è il contrario: più diventano importanti, più diventa necessario chiedersi quale mercato elettrico sia adatto a un sistema nel quale una quota crescente della produzione ha una struttura dei costi completamente diversa da quella delle centrali fossili.Abolire il prezzo marginale?A questo punto la tentazione è evidente: perché non pagare semplicemente ogni produttore in base al proprio costo? Ovvero, perché non remunerare ciascuna fonte sulla base di ciò che le serve per produrre energia e ottenere un ragionevole rendimento, invece di pagare anche l’elettricità a basso costo sulla base dell’offerta più costosa necessaria in quell’ora?Perché, in tal caso, il rimedio potrebbe essere peggiore della malattia. Un mercato pay-as-bid, nel quale ogni produttore viene pagato quanto offre, incentiverebbe gli operatori a prevedere il prezzo finale ed a formulare offerte il più possibile vicine ad esso. Non necessariamente farebbe scendere i prezzi.Un prezzo costruito sulla media ponderata dei costi delle diverse tecnologie creerebbe, invece, problemi nelle ore nelle quali occorre “convincere” l’impianto più costoso a entrare in funzione.D’altra parte, imporre retroattivamente prezzi amministrati agli impianti rinnovabili già costruiti avrebbe un’altra conseguenza: spaventare gli investitori. Chi investirebbe miliardi in nuovi impianti sapendo che, una volta costruiti, lo Stato potrebbe modificare unilateralmente le regole con cui vengono remunerati?È uno dei grandi dilemmi della transizione energetica: proteggere il consumatore dalle rendite prodotte dagli shock fossili senza distruggere il segnale economico che deve attirare enormi quantità di capitale privato verso le nuove infrastrutture energetiche.D’altro canto, è anche evidente che la pazienza dei cittadini di fronte a questa sorta di “presa per i fondelli” energetica non è infinita: più aumenterà la quota di elettricità prodotta senza combustibili, più sarà difficile spiegare perché un’impennata del gas debba continuare a trascinare verso l’alto anche il valore dell’elettricità prodotta dal sole e dal vento.Qualcosa si muoveL’Unione europea ha già cominciato a muoversi. La riforma del mercato elettrico approvata nel 2024 non ha abolito il marginalismo. Ha scelto una strada più prudente: mantenere il mercato spot e affiancargli progressivamente strumenti di lungo periodo come i già citati Power Purchase Agreement (PPA) e, soprattutto, Contratti per differenza a due vie (CfD) per nuova capacità.I contratti CfD garantiscono al produttore un prezzo di riferimento: se il mercato scende sotto quella soglia riceve la differenza, mentre se sale molto al di sopra è il produttore a restituire l’eccedenza. In questo modo si proteggono gli investimenti dai prezzi troppo bassi, ma anche i consumatori dagli effetti dei prezzi eccezionalmente elevati.Dunque l’investitore ottiene maggiore certezza sui ricavi e il sistema può limitare l’esposizione dei consumatori agli shock estremi. Non si elimina il mercato. Si separano progressivamente due funzioni che oggi tendono a sovrapporsi: il prezzo necessario per far funzionare il sistema ora per ora e la remunerazione di lungo periodo necessaria per finanziare gli impianti. È probabilmente questo il cuore della questione.L’Italia cosa può fare?Molto meno di quanto suggeriscano certi slogan politici, ma anche più di quanto pensino i fatalisti. L’Italia non può semplicemente svegliarsi domani e sostituire unilateralmente il sistema marginalista. Il nostro mercato elettrico è parte del mercato europeo integrato e del cosiddetto market coupling, il sistema che collega tra loro i mercati elettrici dei diversi Paesi europei, facendo sì che l’elettricità possa essere scambiata attraverso le interconnessioni in funzione dei prezzi e della capacità disponibile.Può però fare diverse cose: può favorire contratti di lungo termine come i PPA e meccanismi compatibili con la normativa europea; può intervenire sulla struttura contrattuale della nuova capacità; può costruire strumenti che permettano alle imprese di acquistare energia rinnovabile a condizioni più stabili; può lavorare affinché una quota crescente della produzione sia progressivamente meno esposta alla volatilità del gas.Ed è probabilmente questa la strada più realistica indicata anche dall’analisi di Osservatorio Energia: non abolire il prezzo marginale, ma ridurre nel tempo la quantità di energia la cui remunerazione economica dipende interamente da esso.Figura 2. Vincoli europei e margini di intervento nazionale sul mercato elettrico.La prossima crisi del gas sarà il vero testC’è, infine, un aspetto che dovrebbe interessare soprattutto l’Italia. Il 2022 non è stato un anno normale. Ed è proprio questo il punto. Se il gas europeo tornasse un giorno a 100, 150 o 200 euro per megawattora a causa di una guerra, di una crisi geopolitica o di un problema alle forniture, potremmo ritrovarci nuovamente con una parte enorme del sistema elettrico trascinata nei prezzi verso l’alto dal combustibile marginale.Solo che, nel frattempo, avremo installato molti più pannelli solari e molte più turbine eoliche. A quel punto, la domanda diventerebbe politicamente ancora più difficile da evitare: perché l’elettricità prodotta oggi dal sole dovrebbe diventare improvvisamente molto più preziosa domani soltanto perché, a migliaia di chilometri di distanza, è esploso il prezzo del gas?La risposta tecnica – come abbiamo visto – esiste: perché così funziona il mercato marginale e perché quel prezzo serve a equilibrare domanda e offerta nell’ultima unità di energia necessaria. Ma la risposta politica ed economica è meno scontata.La transizione energetica non consiste soltanto nel sostituire centrali fossili con pannelli fotovoltaici e pale eoliche. Prima o poi dovrà significare anche trasferire ai consumatori almeno una parte del vantaggio fondamentale delle fonti senza combustibile: la loro minore esposizione alle crisi internazionali delle materie prime.I 48,4 miliardi calcolati da Osservatorio Energia non ci dicono esattamente quanto avremmo potuto risparmiare. Ma indicano chiaramente che, in particolare in un anno eccezionale come il 2022, con un diverso meccanismo di remunerazione delle fonti rinnovabili il risparmio per gli italiani avrebbe potuto essere molto rilevante.E ci dicono, soprattutto, che dobbiamo fare in modo che una situazione del genere non si ripeta alla prossima crisi energetica: perché continuare a far pagare ai cittadini gli effetti di un’impennata del gas anche su una quota crescente di elettricità prodotta senza gas sarebbe sempre più difficile da giustificare.L'articolo Perché la transizione energetica non ci fa risparmiare sulla bolletta proviene da Nicolaporro.it.