Il Regno Unito manterrà un prezzo unico nazionale (PUN) per l’elettricità.
Lo ha annunciato la settimana scorsa il governo britannico, rinunciando a introdurre un sistema di prezzi zonali, nonostante un acceso dibattito interno e un confronto pluriennale con l’Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem), omologo della nostra ARERA, operatori e associazioni di settore.
Si tratta di una scelta che va in direzione opposta rispetto a quella dell’Italia, dove da anni ormai vigono prezzi zonali lato produzione e dove a partire da quest’anno anche i prezzi per i clienti finali, lato domanda quindi, abbandoneranno progressivamente il Prezzo unico nazionale per basarsi sui prezzi zonali del mercato all’ingrosso, pur stemperati per il 2025 da un meccanismo transitorio di passaggio fra i due regimi e di perequazione per gli operatori all’ingrosso (Dal Pun ai prezzi elettrici zonali: luce verde dell’Autorità al decreto).
Con la decisione britannica si chiude una fase cruciale della Review of Electricity Market Arrangements (REMA), una revisione strategica delle regole del mercato britannico avviata nel 2022 e diventata un banco di prova per il nuovo governo laburista entrato in carica poco più di un anno fa.
Cosa prevedeva la proposta inglese di “zonal pricing”
L’idea di base del prezzo zonale discusso in Gran Bretagna è analoga a quella adottata in Italia ed è relativamente semplice: dividere il paese in zone, con ciascuna zona che rifletta nei prezzi all’ingrosso i vincoli di rete, la localizzazione della generazione, i profili di domanda locali e altre variabili territoriali.
Questo approccio dovrebbe consentire di inviare segnali di prezzo più precisi, incentivando investimenti in aree non congestionate e riducendo i costi complessivi del sistema, come i pagamenti per la gestione dei vincoli (constraint payments) che nel Regno Unito ammontano a circa £2 miliardi l’anno.
I sostenitori, tra cui Octopus Energy e lo stesso capo di Ofgem Jonathan Brearley, lo consideravano uno strumento efficace per accelerare la decarbonizzazione e ridurre i costi per i consumatori.
“Le bollette stanno aumentando rapidamente e il prezzo zonale le avrebbe ridotte”, ha dichiarato Greg Jackson, amministratore delegato di Octopus Energy, una delle utility più innovative sulla scena internazionale e presente anche in Italia.
Perché il governo ha scelto di non introdurre i prezzi zonali
Il Department for Energy Security and Net Zero (DESNZ) del governo britannico ha motivato la scelta con tre obiettivi principali: una maggiore stabilità per gli investitori, una maggiore equità per i consumatori e la riduzione della complessità normativa.
Secondo il governo, i benefici dello zonal pricing sarebbero stati controbilanciati da una maggiore instabilità per gli investitori e da un rischio di frammentazione territoriale, con il pericolo di trasformare i prezzi dell’elettricità in una “lotteria dei codici postali”, come l’ha definita Solar Energy UK, secondo cui la misura avrebbe penalizzato consumatori e imprese nelle aree più congestionate come il Sud-Est.
In particolare, il modello zonale avrebbe introdotto nuove fonti di volatilità nei ricavi attesi dagli impianti. I prezzi dell’energia in ciascuna zona non sarebbero stati più determinati da un equilibrio nazionale, ma avrebbero potuto oscillare sensibilmente in funzione delle condizioni locali, come congestioni temporanee, indisponibilità della rete o variazioni improvvise della domanda.
Questo avrebbe aumentato il cosiddetto rischio locazionale, rendendo più difficile pianificare investimenti e calcolare i ritorni attesi soprattutto per progetti ad alta intensità di capitale come i grandi parchi eolici e fotovoltaici.
Inoltre, i prezzi zonali, secondo il governo, avrebbero comportato maggiore complessità anche dal punto di vista contrattuale: Power Purchase Agreement (PPA) e Contratti per Differenza (CfD) avrebbero dovuto essere agganciati a prezzi locali variabili e non più a un unico riferimento nazionale, moltiplicando le difficoltà per sviluppatori e finanziatori.
In alternativa, Londra punta su riforme mirate del sistema esistente: la revisione delle tariffe TNUoS (Transmission Network Use of System) circa gli oneri di rete per incentivare la localizzazione ottimale dei nuovi impianti. Anche la pubblicazione nel 2026 del nuovo Strategic Spatial Energy Plan (SSEP) a cura del National Energy System Operator (NESO) contribuirà secondo Londra a sostenere la transizione senza la complessità di un sistema zonale.
Le reazioni: chiarezza ma non risoluzione
La decisione è stata accolta con favore da buona parte del settore elettrico tradizionale, dalle reti alle utility, che vi hanno visto un messaggio chiaro di continuità e attrattività per gli investimenti.
“L’annuncio riduce significativamente il rischio di investimento e aumenta la probabilità di raggiungere l’obiettivo di un sistema elettrico a zero emissioni nette entro il 2030”, ha detto Chris Matson, partner di LCP Delta.
Tuttavia, come ha sottolineato Kate Mulvaney di Cornwall Insight, “chiarezza non significa risoluzione” dei problemi. Sebbene la decisione riduca l’incertezza politica e normativa, non affronta le inefficienze strutturali del mercato britannico, dove i prezzi all’ingrosso restano influenzati dal gas anche quando una quota crescente della generazione proviene da fonti rinnovabili, ha detto.
Anche all’interno di Ofgem le opinioni non sono state unanimi. Sebbene l’amministratore delegato Brearley si fosse espresso a favore dei prezzi zonali, l’autorità ha emesso un comunicato ufficiale in cui accoglie comunque “con favore la decisione del governo che porta certezza e fiducia nel futuro del sistema energetico”.
Confronto con l’Italia: due approcci diversi
La decisione del Regno Unito di abbandonare la proposta di prezzi zonali segna una divergenza significativa rispetto all’Italia, che dal 1° gennaio 2025 ha avviato una piena valorizzazione zonale anche lato domanda.
Fino al 2024, il sistema italiano era già caratterizzato da una divisione in sei macro-zone sul mercato all’ingrosso, ma il Prezzo Unico Nazionale (PUN) garantiva ai consumatori finali un prezzo medio uniforme a livello nazionale, mentre solo i produttori ricevevano prezzi zonali.
Con la riforma sancita dalla Delibera ARERA 304/2024/R/EEL, anche i clienti finali italiani saranno ora esposti direttamente ai prezzi zonali, rendendo il prezzo pagato dal consumatore strettamente legato alle condizioni locali di congestione, domanda e generazione.
Ad ogni modo, il nuovo sistema italiano si distingue comunque dalla proposta bocciata in Gran Bretagna: quest’ultima prevedeva prezzi zonali applicati solo al livello di ingrosso, influenzando principalmente produttori e fornitori, con effetti solo indiretti sui consumatori finali.
Non vi era alcuna previsione di bollette diverse per i clienti domestici o industriali a seconda della localizzazione geografica, ma si riconosceva il rischio che i fornitori potessero traslare i costi all’ingrosso sulle tariffe al dettaglio, generando la cosiddetta “postcode lottery”.
La scelta italiana mira a inviare segnali locazionali forti e precisi lungo tutta la filiera, per orientare non solo gli investimenti produttivi ma anche i comportamenti di consumo, premiando i territori con generazione più abbondante e reti meno congestionate (vedere Dal 2025 ufficiale il passaggio dal PUN ai prezzi zonali. Ma con quali effetti?).
Le differenze sono sostanziali anche in termini di effetti attesi e criticità:
- In Italia, il nuovo regime promette maggiore efficienza economica e una maggiore aderenza dei prezzi locali alle condizioni effettive di mercato, ma rischia di accentuare i divari territoriali e aumentare la complessità per operatori e consumatori. I prezzi in Sicilia e Sardegna, per esempio, sono storicamente più alti, creando squilibri tra i territori e spingendo l’ARERA a introdurre correttivi come i CCT (Contratti per la Copertura del Prezzo di Zona).
- Nel Regno Unito, la conferma del prezzo unico nazionale riduce il rischio percepito dagli investitori e preserva la semplicità per gli operatori al dettaglio, ma lascia irrisolti problemi strutturali come i costi elevati per la gestione delle congestioni e il mancato allineamento tra prezzi all’ingrosso legati al gas e la crescente penetrazione delle rinnovabili.
Due modelli diversi, un unico dilemma
Come accennato, nonostante il rifiuto dei prezzi zonali, Londra non rinuncia a perseguire obiettivi simili tramite altri strumenti: la revisione delle tariffe TNUoS sugli oneri di rete lato trasmissione dovrebbe introdurre incentivi più efficaci per la localizzazione ottimale dei nuovi impianti e ridurre i crescenti costi di gestione dei vincoli. Il DESNZ ha annunciato l’intenzione di portare a termine queste riforme entro il 2029 e di accelerarle eventualmente con una nuova legislazione primaria.
In parallelo, NESO avvierà consultazioni su nuove regole di bilanciamento e liquidazione (regolamento o settlement) per rendere il sistema elettrico più efficiente e sicuro, anche grazie a un maggiore utilizzo di stoccaggi e tecnologie di rete avanzate.
In Italia, invece, il sistema zonale resta al centro della regolazione del mercato e continuerà a influenzare i prezzi al dettaglio, soprattutto per i consumatori delle aree insulari e meridionali.
In conclusione, il Regno Unito ha scelto di puntare su stabilità, semplicità e continuità, rinunciando a uno strumento che molti consideravano essenziale per ridurre i costi strutturali del sistema e incentivare una localizzazione efficiente degli impianti. L’Italia, al contrario, ha scelto di puntare sulla centralità del prezzo zonale come leva per orientare domanda e offerta nel mercato, accettando la maggiore complessità che ne deriva.
Due scelte opposte, che riflettono condizioni di sistema diverse ma che mettono entrambe in evidenza lo stesso dilemma riguardante la decarbonizzazione: come assicurare adeguatezza energetica, efficienza economica, equità socio-territoriale e attrattività per gli investimenti privati?
Sarà interessante seguire gli esiti di questi due modelli così diversi.
