Nella giornata del 29 ottobre il PUN Index GME, riferimento del mercato elettrico all’ingrosso in Italia, ha raggiunto 278,47 euro per megawattora, contro i 268,38 euro del giorno precedente, sull’onda del caro-gas.
È il livello giornaliero più elevato dal dicembre 2022, che riporta i prezzi su valori paragonabili ad alcune fasi della crisi energetica seguita all’invasione russa dell’Ucraina.
Intanto, per alleviare il caro-bolletta, il governo punta a un tetto al prezzo del gas usato per alimentare le centrali termoelettriche, con una misura che comunque non modificherebbe il prezzo del metano importato (Tetto al gas, il Dl Bollette taglierebbe il prezzo catturato del FV di 16 €/MWh).
La questione ancora da chiarire è in che misura il calo del prezzo all’ingrosso alleggerirà le bollette e quanto costi al sistema procurare tali sconti. Esistono però soluzioni alternative, che non riguardano soltanto il prezzo di Borsa, ma possono agire sui contratti, sulle componenti della bolletta e sulla quantità di gas necessaria al sistema.
Il risparmio che conta è quello netto
Il beneficio per il sistema e per i clienti al dettaglio dipenderà dai contratti, dal finanziamento dei rimborsi alle centrali, dagli scambi con l’estero e dalle reazioni del mercato.
“Il beneficio effettivo per famiglie e imprese deve essere misurato al netto delle compensazioni, degli eventuali maggiori costi di approvvigionamento e degli altri effetti economici indotti”, dice a QualEnergia.it Edoardo Beltrame, ingegnere e consulente tecnico nel settore energetico.
Alessandro Marangoni, amministratore delegato di Althesys, società di ricerca e consulenza, non esclude un saldo positivo fra benefici e compensazioni, ma richiama i problemi distributivi: “Ci potrebbero essere categorie, come i clienti con contratti a prezzo fisso, che potrebbero avere un effetto negativo”, dice a QualEnergia.it.
Michele Governatori, esperto senior energia del centro studi ECCO, critica invece il possibile incentivo a bruciare più combustibile: “Le misure di mitigazione degli effetti del caro gas non dovrebbero incentivarne il consumo, cosa che invece il ‘tope’ fa, con il rischio di rendere più lontana l’uscita dalla crisi”, afferma a QualEnergia.it.
La situazione potrebbe complicarsi ulteriormente dopo le elezioni israeliane del 27 ottobre. Il blocco di Benjamin Netanyahu risulterebbe in vantaggio con circa 53 seggi sui 120 della Knesset, ma senza una maggioranza e indebolito rispetto ai 68 seggi della coalizione uscente. Il primo ministro potrebbe quindi restare alla guida di una coalizione di destra, anche se l’esito delle trattative rimane incerto. Governatori ritiene che questa prospettiva renda “più credibile un prolungamento e irrigidimento della guerra all’Iran”.
Intanto il prezzo del gas europeo è tornato su livelli critici: il TTF ha toccato i 100 €/MWh il 28 ottobre, prima di scendere sotto tale soglia il giorno successivo. Se i prezzi effettivi del gas acquistato dalle centrali italiane rimanessero molto superiori al tetto convenzionale di circa 60 euro/MWh, aumenterebbe anche il costo delle compensazioni. E, se l’elettricità italiana diventasse artificialmente più economica di quella dei mercati confinanti, potrebbe crescere la quota esportata. “Il rischio di export indesiderabile, se la situazione si degrada così, diventa, credo, più evidente”, aggiunge Governatori.
Per verificare i risultati Beltrame propone che l’Arera, Gestore dei Mercati Energetici (GME) e altri organismi pubblichino “una vera e propria tavola di riconciliazione economica, capace di spiegare come viene distribuito ogni euro di beneficio generato dal provvedimento e quali costi vengano eventualmente trasferiti ad altri attori del sistema”.
Contratti stabili e vigilanza sul mercato
Una prima strada è ridurre l’esposizione alle oscillazioni quotidiane del PUN. Il prezzo fisso protegge dai rincari ma non trasferisce subito i ribassi; quello indicizzato trasmette invece più rapidamente entrambi. Per le imprese, i Power Purchase Agreement, contratti di acquisto di energia a lungo termine (PPA), possono stabilizzare la spesa e assicurare ricavi prevedibili ai nuovi impianti.
I Contract for Difference, contratti per differenza a due vie (CfD), offrono un’altra protezione: sopra il prezzo concordato il produttore restituisce la differenza, sotto tale soglia riceve un’integrazione. Nell’asta FER X, per esempio, sono stati assegnati circa 7,7 GW di fotovoltaico, con un prezzo medio di circa 56,8 €/MWh e contratti ventennali. Non è una tariffa finale per le famiglie, ma comunque un modo per ridurre la dipendenza dei ricavi dalla volatilità del gas.
Il Regno Unito ha già sviluppato ampiamente questi strumenti e nell’asta di gennaio 2026 ha assegnato contratti per circa 8,4 GW di eolico marino, con un prezzo di riferimento medio di circa 91 £/MWh per gli impianti a fondazioni fisse. L’obiettivo è dare certezza ai ricavi di nuovi progetti e ai costi futuri, senza modificare amministrativamente il prezzo elettrico all’ingrosso.
Servono inoltre offerte comprensibili per i piccoli clienti e accesso ai contratti di lungo periodo. L’Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori dell’energia (ACER) e il Consiglio dei regolatori europei dell’energia (CEER) rilevano che in Europa, dopo la crisi, i prezzi per le famiglie sono diminuiti più lentamente di quelli alle imprese.
È cruciale la vigilanza sulle offerte all’ingrosso, con maggiori controlli sui produttori indispensabili a soddisfare la domanda, applicando le norme europee contro gli abusi di mercato previsti dal regolamento europeo sull’integrità e la trasparenza dei mercati energetici all’ingrosso (REMIT).
Rinnovabili, reti, flessibilità e meno gas
La soluzione più strutturale è ridurre le ore in cui il gas serve a coprire la domanda e determina il prezzo elettrico.
Secondo il Progress Report 2026 di ECCO sul Piano nazionale integrato energia e clima, nel 2025 l’Italia ha installato circa 7 GW di rinnovabili, quando ne servirebbero circa 10 annui per centrare gli obiettivi del 2030. Accelerare su fotovoltaico, eolico e batterie richiede un’accelerazione su autorizzazioni e connessioni, oltre a reti capaci di assorbire la nuova produzione.
La capacità di attrarre investimenti dipende anche dalla loro esposizione ai prezzi di mercato. “Gli effetti sugli investimenti nelle rinnovabili riguardano quelli a mercato, certamente redditizi con gli attuali prezzi elettrici, ma non incidono su quelli sostenuti dal Decreto Fer-X, dove le aggiudicazioni, viste le aste precedenti, sono già sensibilmente inferiori”, spiega Marangoni. Il rischio di minori ricavi riguarda anche gli accumuli a mercato, che oggi beneficiano di ampi differenziali fra i prezzi elettrici nelle diverse ore.
Accumuli e gestione della domanda permettono di usare più elettricità quando sole e vento sono abbondanti e di ridurre i picchi serali. Per trasferire il vantaggio ai clienti servono tariffe adatte, contatori, automazione e la possibilità concreta di spostare una parte dei consumi. Non tutti, però, hanno la stessa flessibilità: una famiglia vulnerabile non dovrebbe essere obbligata a sopportare prezzi variabili per risparmiare.
ACER-CEER stima, sulle condizioni di mercato del 2025 nell’Ue e in Norvegia, un risparmio potenziale medio di circa 120 euro annui, pari al 20% della bolletta di riferimento, per una famiglia da 3.000 kWh che passi a una tariffa dinamica e sposti parte dei consumi nelle ore meno costose. Da notare che si tratta di una simulazione, non di un risparmio garantito per gli utenti italiani.
Aiuti mirati, fiscalità e lezioni europee
C’è ancora il forte divario fra i prezzi finali dell’elettricità e del gas. Nel 2025, secondo ACER-CEER, un kilowattora elettrico costava in Italia 2,6 volte un kilowattora di gas per le famiglie e 3,7 volte per i clienti non domestici. Questo divario, che non tiene conto della diversa efficienza delle tecnologie, può scoraggiare l’elettrificazione. Un riequilibrio dei prelievi richiederebbe coperture finanziarie esplicite e tutele per i redditi più bassi.
Nell’emergenza, bonus sociali e aiuti temporanei selettivi possono proteggere i più esposti senza sovvenzionare indistintamente tutti i consumi. Governatori chiede però di agire anche sulla domanda di gas, ritenendo che i mercati a termine abbiano segnalato insufficientemente la scarsità del gas, contribuendo a un riempimento inadeguato degli stoccaggi europei.
“Sono urgenti misure di risparmio da consigliare, spiegare e se necessario imporre ai soggetti che se lo possono permettere da parte del Governo. Per esempio abbassare il riscaldamento”, ci dice.
La Germania ha scelto anche interventi diretti sui costi dei clienti: nel 2026 ha stanziato 6,5 miliardi di euro per ridurre gli oneri di trasmissione elettrica.
Bruxelles ha inoltre autorizzato un regime da 3,8 miliardi per alleggerire temporaneamente il prezzo dell’elettricità alle imprese energivore nel 2026-2028. Il sostegno riguarda il 50% dei consumi ammissibili, con un prezzo obiettivo di 5 cent€/kWh riferito alla componente all’ingrosso e l’obbligo di reinvestire metà degli aiuti nella decarbonizzazione. Nella fattispecie tedesca, il costo del sostegno è pubblico, i benefici sono mirati e il prezzo all’ingrosso non viene modificato direttamente.
Nel Regno Unito, da aprile 2026 il governo finanzia attraverso la fiscalità generale il 75% degli oneri domestici del Renewables Obligation, un precedente sistema di sostegno alle rinnovabili.
È stato inoltre eliminato dalle bollette il prelievo destinato all’Energy Company Obligation, programma di efficienza energetica giunto a conclusione. L’esecutivo ha stimato un alleggerimento medio di 150 sterline annue sulle bollette, considerando entrambe le misure. Non si produce elettricità a minor costo: nel primo caso la spesa viene trasferita al bilancio pubblico, mentre nel secondo viene eliminato un onere legato al programma concluso.
Diversa è l’esperienza di Spagna e Portogallo nel 2022-2023: il tetto al gas per la produzione elettrica interveniva direttamente sul prezzo di Borsa, ma i rimborsi furono finanziati dai consumatori interessati. Gli studi divergono sull’entità del risparmio netto e segnalano maggiore generazione a gas e più esportazioni; un precedente che mostra quanto il finanziamento e gli scambi con l’estero contino nel giudicare il risultato.
La scelta, dunque, non è fra il tetto al gas e l’inerzia: un sostegno breve può attenuare uno shock, mentre contratti stabili, rinnovabili, reti, accumuli, flessibilità, risparmio energetico e aiuti mirati agiscono su problemi più profondi.
Ridurre stabilmente la spesa richiederà più di un intervento sul prezzo di Borsa e verifiche pubbliche su quanto si è speso, chi ha risparmiato e se, alla fine, l’intero sistema elettrico costi davvero meno.
