La combinazione di un giorno festivo segnato dunque da bassi consumi, oltre che da un’ottima produzione fotovoltaica dovuta a una giornata molto soleggiata lungo tutto lo Stivale, ha portato ieri in Italia uno scenario inedito: il mercato elettrico italiano ha registrato per la prima volta nella storia prezzi pari o vicini allo zero per otto ore consecutive (dalle 10:00 alle 17:00) dalla Sicilia al nord Italia.
In particolare, secondo i dati del Gestore dei mercati energetici (Gme) il prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso – misurato come media nazionale dal Pun – è rimasto pari o inferiore a 1 €/MWh per sei ore consecutive, con una punta minima di 0 €/MWh tra le 15:00 e le 16:00, su tutte le sette zone di mercato italiane.
«Il fotovoltaico riduce le bollette per tutti, a cominciare dalle imprese che hanno contratti indicizzati al prezzo all’ingrosso – commenta Paolo Rocco Viscontini, presidente dell’associazione di settore Italia solare – Questa è la dimostrazione pratica che più solare significa meno spesa energetica per tutti. Si può fare continuando ad assicurare la sicurezza della rete, come già si sta facendo in Italia grazie a regole molto ferree a cui devono sottostare i produttori, prevenendo situazioni emergenziali come si sono verificate in Spagna con il recente blackout».
È necessario però sottolineare che un prezzo a zero o quasi in borsa elettrica non corrisponde automaticamente a bollette azzerate per il consumatore medio, per più motivi.
In primo luogo perché oltre al costo dell’energia, un costo variabile che dipende dalla quantità consumata, in bolletta ci sono altre tre componenti: i costi di commercializzazione e vendita (costi fissi, indipendenti dalle quantità consumate e stabiliti dai fornitori), gli oneri di sistema e la spesa per il trasporto e la distribuzione (stabiliti dall’autorità per l’energia, l’Arera), e gli oneri fiscali. E sotto questo profilo è utile ricordare – come argomentano Andrea Alberizzi e Luisa Loiacono, ricercatori di Università di Ferrara e Rse – è verosimile che a seguito del processo di liberalizzazione del mercato, i fornitori stiano attuando politiche collusive aumentando i costi, fissi o variabili, dell’energia.
In secondo luogo, è importante chiarire in che modo il prezzo del gas influenza il prezzo dell’elettricità. In Italia la maggior parte dell’elettricità (75% circa) è scambiata per le varie fasce orarie della giornata in un mercato giornaliero (Mercato del giorno prima) in cui si forma il prezzo finale (dove il Pun è il medio nazionale): il prezzo è dato dall’impianto più costoso che viene utilizzato in una determinata fascia oraria per soddisfare la domanda ed è uguale per tutti i produttori. Ciò significa che, fatta 100 la domanda di energia, se anche 99 fossero coperti da impianti rinnovabili a basso costo, basterebbe che l’ultima unità fosse prodotta da un impianto a gas perché il prezzo dell’energia dipenda da quello del gas (il cosiddetto prezzo marginale).
Aumentare la penetrazione delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico permette dunque di abbassare il costo all’ingrosso dell’elettricità, ma questo ieri non è avvenuto in ogni ora del giorno: alle 8 di mattina il Pun segnava 90,97 €/MWh, mentre alle 21 è arrivato al picco di 141,12 €/MWh. Perché i benefici siano concreti occorre aumentare il parco rinnovabili installato in modo che possa soddisfare stabilmente la domanda elettrica nazionale, arrivando a coprirla ogni ora del giorno grazie anche agli investimenti paralleli necessari su tecnologie di accumulo – dalle batterie ai pompaggi idroelettrici – e gli investimenti sulla rete elettrica.
Nel complesso la convenienza è rilevante: un recentissimo studio pubblicato dai ricercatori de La Sapienza di Roma, ad esempio, in un’Italia alimentata al 100% dalle rinnovabili stima in 52 €/MWh (comprensivo degli accumuli a batteria) il costo dell’elettricità, molto più basso rispetto ai 108,52 €/MWh registrati in Italia come prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità (Pun) nel corso del 2024, come anche rispetto ai costi del nuovo nucleare francese del programma Epr2 (che rientrano in una forbice tra 156 €/MWh e 186 €/MWh). Già oggi è possibile notare i benefici delle energie rinnovabili sul costo dell’elettricità, che nell’ultimo anno è stato più basso del 18% rispetto al 2023 – in base ai dati messi in fila dall’associazione confindustriale Anie rinnovabili – ma è evidente la necessità di accelerare: in Germania, ad esempio, stanno installando impianti rinnovabili sette volte più velocemente che in Italia.
Al contempo, l’abbassamento del costo dell’elettricità garantito dagli impianti rinnovabili – fino ad andare a prezzi negativi, in altri Paesi europei – pone nuove sfide anche per i produttori verdi, andando a minare la reddittività. Nel merito, Italia solare parla di «sfide sistemiche» indicando anche come superarle.
«In primis, c’è la necessità di investire rapidamente negli accumuli, che permettono di spostare parte dell’energia solare dalle ore centrali verso le fasce serali contribuendo alla sicurezza della rete elettrica – argomenta l’associazione di settore – È importante tutelare i produttori fotovoltaici che, in caso di prezzi nulli prolungati o di frequenti limitazioni della produzione (curtailment) imposte dal gestore di rete, rischiano di avere ricavi non sufficienti a coprire i costi. In questo contesto, la recente delibera Arera 128/2025, approvata lo scorso 28 marzo ed entrata in vigore il 1° aprile, estende finalmente a tutte le fonti rinnovabili non programmabili (incluso il fotovoltaico) il diritto alla remunerazione per la mancata produzione dovuta a esigenze di rete. Una misura importante che, fino a oggi, era riconosciuta solo all’eolico, e che rappresenta una protezione necessaria in un sistema nel quale i curtailment potrebbero diventare sempre più frequenti se non si sviluppano tempestivamente gli accumuli. Sicuramente anche il FerX rappresenta uno strumento importante di tutela per i produttori di energia fotovoltaica che si vedranno garantiti i prezzi di generazione elettrica per 20 anni (a valori assai più bassi dei prezzi medi di mercato dell’elettricità degli ultimi anni), così come i Ppa che sono un’ottima soluzione per la stabilizzazione dei ricavi per i produttori fotovoltaici», come già suggerito su queste colonne da Agostino Re Rebaudengo, presidente della società benefit Asja energy.
