Oggi il prezzo medio dell’energia elettrica nel mercato spot in Italia si attesta tra i 240 e i 280€ a megawattora, e non è tra i più alti in Europa, ma comunque resta superiore a quello registrato in Francia, Spagna e nei Paesi scandinavi (vedi figura).
Il governo ha annunciato di aver trovato l’accordo con la Commissione europea sul decreto bollette. Gli effetti di questa misura non sono chiari ma sono emerse delle valutazioni. Anche al netto del finanziamento del sussidio, tutti i consumatori ci guadagnerebbero, dice il Governo. Ma quanto ci guadagnano davvero? E soprattutto: siamo sicuri che il guadagno “netto” arrivi a destinazione?
In primo luogo, i dichiarati venti euro in meno per megawattora sul mercato elettrico non equivalgono a venti euro risparmiati in bolletta. Il nuovo decreto punta ad abbassare i prezzi sussidiando le centrali a gas, ma il costo dell’operazione ricadrebbe sugli stessi consumatori. Il risultato dipenderà in realtà da quanto resterà dopo aver finanziato gli aiuti, assorbito gli effetti sugli scambi con l’estero e verificato che i produttori abbiano davvero ridotto le proprie offerte. È qui che le promesse del Governo incontrano i limiti del meccanismo. Andiamo per gradi.
Il modello italiano è quello dell’«eccezione iberica», introdotta nel 2022 in Spagna e Portogallo. Si fissa un tetto convenzionale al prezzo del gas utilizzato per formulare le offerte delle centrali termoelettriche. Il GSE riconosce ai produttori la differenza tra il prezzo di riferimento del gas e il tetto, sui volumi consumati per generare elettricità. Le centrali devono trasferire integralmente il beneficio nelle offerte: il loro costo si riduce e, con esso, dovrebbe scendere il prezzo all’ingrosso dell’elettricità.
Il sussidio, però, non è gratuito. Una parte sarebbe finanziata dalle rendite di congestione, cioè dagli incassi legati agli scambi sulle interconnessioni elettriche. Il resto verrebbe recuperato con un corrispettivo nel costo del dispacciamento, pagato nuovamente in bolletta dai consumatori finali. Da una parte, dunque, scende il prezzo dell’energia; dall’altra, aumenta un onere. Il vantaggio per il consumatore è soltanto la differenza tra i due movimenti, non l’intera riduzione annunciata sul mercato all’ingrosso.
Chi paga è un primo punto controverso. Nella consultazione 222/2026, ARERA propone di distribuire il costo su tutti i clienti finali, compresi quelli con contratti a prezzo fisso o accordi di acquisto di lungo periodo, i PPA. Questi clienti non ricevono nell’immediato il beneficio diretto del calo del prezzo all’ingrosso, ma contribuirebbero comunque al sussidio. L’Autorità richiama vantaggi indiretti, tra cui minori oneri dell’energy release e possibili risparmi sul bilanciamento. Resta da dimostrare che siano sufficienti a giustificare un contributo uguale a quello di chi beneficia pienamente della misura.
La Spagna adottò una soluzione diversa: i contratti fissi preesistenti entravano nel finanziamento progressivamente, al rinnovo, alla revisione del prezzo o alla proroga. Secondo uno studio di Oxford Institute for Energy Studies (Robinson e altri, 2023), nei primi cento giorni contribuiva il 59% della domanda spagnola e il 35% di quella portoghese. La scelta proteggeva chi non riceveva subito il beneficio, ma concentrava il costo su una platea più ristretta. L’aritmetica è semplice: a parità di spesa complessiva, se paga metà dei consumi, il contributo per megawattora raddoppia.
Il caso italiano presenta però una differenza strutturale rispetto alla Spagna: circa 10 GW di interconnessioni con i Paesi confinanti. L’Italia importa una quota rilevante della propria elettricità. Se il prezzo nazionale scende, vendere nel nostro Paese diventa meno conveniente e le importazioni si riducono. Per sostituire parte delle importazioni devono produrre di più le centrali italiane a gas: aumentano la domanda di combustibile e la pressione sul suo prezzo. ICIS stima un rincaro del gas di circa 0,7 euro/MWh. Contemporaneamente diminuiscono le rendite delle interconnessioni, proprio quelle chiamate a finanziare una parte degli aiuti.
Quanto può restare, allora, ai consumatori? Le cifre disponibili impongono di distinguere le diverse versioni della misura. La relazione tecnica iniziale, riferita alla precedente proposta di neutralizzare i costi della CO₂, indicava un beneficio netto di circa 9 euro/MWh: per una famiglia con consumi annui di 2 MWh, circa 18 euro l’anno. È il dato di un meccanismo precedente, non una previsione applicabile automaticamente alla nuova proposta.
Per il nuovo tetto al gas, lo studio Timera dell’ottobre 2026 stima un calo medio del prezzo elettrico all’ingrosso di circa 20 euro/MWh nel 2027, concentrato soprattutto nel primo trimestre. La simulazione ipotizza, per gennaio, uno scarto di circa 48 euro/MWh tra il prezzo del gas TTF e il tetto. Ma solo una frazione del calo dell’elettricità arriverebbe ai clienti: il resto sarebbe assorbito dal finanziamento delle misure, dalle minori rendite delle interconnessioni e dagli altri effetti sul mercato.
La redistribuzione coinvolge anche i produttori. Timera prevede un miglioramento dei margini degli impianti a gas, favorito dalla minore pressione competitiva delle importazioni, mentre il prezzo medio ottenuto dagli impianti solari scenderebbe di circa 16 euro/MWh nel 2027. Il rischio è sostenere la generazione fossile e ridurre la redditività delle rinnovabili, rendendo meno convenienti nuovi investimenti. Il risparmio immediato va quindi valutato insieme agli effetti sulla transizione energetica.
C’è poi il nodo dei controlli. Nella proposta descritta, il GSE paga sulla base dei consumi certificati di gas; la verifica che il produttore abbia abbassato le offerte avviene successivamente. Il pagamento non è dunque subordinato a un accertamento preventivo del pieno trasferimento. Un operatore potrebbe essere tentato di incassare l’aiuto e ridurre le offerte meno del dovuto, confidando nella complessità delle verifiche e nei tempi delle sanzioni. È un rischio di incentivo, non la prova che questo comportamento si verificherà.
Il sistema prospettato prevede un controllo mensile di primo livello, una successiva valutazione di ARERA e, se necessario, un’istruttoria formale. Tra il pagamento e l’eventuale sanzione può quindi trascorrere molto tempo. L’esperienza spagnola, dove non emergono dalle fonti richiamate casi pubblici di sanzioni per mancato trasferimento, non consente conclusioni automatiche sull’Italia. La concorrenza tra gli impianti e la credibilità della vigilanza restano decisive: l’obbligo di legge produce risultati soltanto se viene rispettato e fatto rispettare.
Un’ulteriore difficoltà riguarda i contratti di approvvigionamento. Il rimborso dipende da un prezzo convenzionale del gas, non dal costo effettivo di ciascuna centrale. Un produttore con un contratto di lungo periodo più conveniente può ricevere lo stesso aiuto di chi compra sul mercato spot e conservare margini diversi. La valutazione deve però considerare anche il costo opportunità: se il gas può essere rivenduto, il prezzo di mercato resta economicamente rilevante. Servono criteri chiari per distinguere differenze legittime e mancato trasferimento del sussidio. Anche Eurelectric, nella lettera del 27 ottobre, contesta i tetti al gas nei mercati molto interconnessi e propone sostegni temporanei e mirati ai consumatori.
Il giudizio sul decreto dovrà comunque partire dal risultato netto in bolletta. Costi amministrativi, distribuzione degli oneri e qualità dei controlli diventano il vero banco di prova della misura.
* Carlo Cambini – Professore Ordinario di Economia Applicata, Politecnico di Torino
* Luca Lo Schiavo – Senior Regulatory Specialist at ERRA -Energy Regulators Regional Association
