Il governo italiano e la Commissione europea hanno raggiunto, il 16 ottobre, un’intesa politica preliminare su un meccanismo temporaneo per attenuare l’effetto del caro gas sul prezzo dell’elettricità. L’accordo non introduce un tetto generale ai prezzi dell’energia, ma interviene sul costo del metano riconosciuto alle centrali termoelettriche nella formazione del prezzo all’ingrosso, con l’obiettivo di ridurre il trasferimento dei rincari del gas sulle bollette di famiglie e imprese.

Il punto centrale è che, per ora, non si tratta ancora di un’autorizzazione definitiva: Roma dovrà presentare un nuovo testo del decreto “Bollette”, coerente con le regole europee sugli aiuti di Stato, e la Commissione dovrà approvarlo formalmente. Il governo punta comunque a rendere operativo il meccanismo dal gennaio 2027, per un periodo transitorio indicativamente di un anno, con un tetto convenzionale al gas intorno ai 60 euro per megawattora (MWh).

Perché il gas muove la bolletta

Per comprendere la misura bisogna partire dal funzionamento del mercato elettrico europeo. Nelle borse dell’energia il prezzo viene in genere fissato secondo il principio del costo marginale: in ogni ora, il prezzo dell’elettricità è determinato dall’impianto più costoso che risulta necessario attivare per soddisfare la domanda. Poiché le fonti rinnovabili, pur in crescita, non riescono a coprire l’intero fabbisogno, soprattutto nelle ore di punta o nei periodi di scarsa produzione eolica e solare, le centrali a gas vengono spesso chiamate a bilanciare il sistema.

Questo significa che, quando il prezzo del gas sale, aumenta anche il costo con cui le centrali termoelettriche offrono energia sul mercato. E, poiché il prezzo marginale si applica a tutta l’elettricità scambiata in quella fascia oraria, sale il prezzo non solo dell’energia prodotta a gas, ma anche quella generata da fotovoltaico, eolico, idroelettrico e altre fonti. È una caratteristica strutturale del mercato: il gas può quindi influenzare il prezzo dell’intera elettricità anche quando una quota rilevante della produzione nazionale proviene da fonti rinnovabili.

L’intesa italo-europea nasce proprio per intervenire su questo meccanismo. L’idea non è bloccare il prezzo internazionale del metano, una scelta che potrebbe creare problemi di approvvigionamento e di sicurezza delle forniture, ma limitare il costo del gas “riconosciuto” alle centrali ai fini della formazione del prezzo dell’elettricità. In questo modo, quando il gas supera la soglia prevista, le centrali termoelettriche potrebbero offrire energia a un prezzo inferiore, riducendo il prezzo all’ingrosso dell’elettricità.

Come funzionerebbe il tetto

Il meccanismo prevede una compensazione ai produttori che utilizzano gas per generare elettricità. Se il prezzo del metano superasse la soglia indicativa di circa 60 euro per MWh, lo Stato riconoscerebbe alle centrali un rimborso pari alla differenza tra il costo effettivo del gas acquistato sui mercati e il livello convenzionale fissato dal meccanismo. In pratica, ai fini della determinazione del prezzo dell’elettricità, il gas varrebbe meno di quanto realmente pagato dall’impianto; la differenza verrebbe coperta da un contributo pubblico o da un meccanismo di ripartizione tra i beneficiari.

Non si tratta, quindi, di un tetto al prezzo del gas per tutti gli usi: industrie, famiglie che riscaldano con metano e altri consumatori non vedrebbero direttamente abbassato il prezzo del combustibile. L’intervento riguarderebbe soltanto il gas impiegato nella produzione elettrica. L’obiettivo è quello di rompere, almeno parzialmente, il collegamento automatico tra rincaro del metano e aumento del prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica.

Il modello richiama la cosiddetta “eccezione iberica”, concessa dalla Commissione europea a Spagna e Portogallo nel 2022 durante la crisi energetica seguita all’invasione russa dell’Ucraina. Anche in quel caso, una compensazione ai produttori che utilizzavano combustibili fossili consentiva di contenere il prezzo all’ingrosso dell’elettricità. Il meccanismo italiano, però, avrà regole proprie, sarà temporaneo e dovrà superare il vaglio della Commissione per evitare distorsioni eccessive nel mercato unico dell’energia.

Cosa ha cambiato la trattativa con Bruxelles

La trattativa è durata mesi perché la versione iniziale del decreto “Bollette”, approvato a febbraio e convertito in legge ad aprile, prevedeva un intervento più ampio. Il governo voleva agire anche sul costo delle quote di emissione di anidride carbonica del sistema europeo ETS, l’Emission Trading System, il mercato in cui le imprese soggette al sistema acquistano diritti a emettere gas serra. Poiché anche il costo delle quote entra nei costi delle centrali a gas, il suo aumento può contribuire a far salire il prezzo dell’elettricità.

La Commissione europea non ha accettato questa impostazione. L’intesa raggiunta prevede infatti che il meccanismo compensi esclusivamente l’aumento dei costi del gas e non copra i costi del sistema ETS, che restano a carico degli impianti. Bruxelles ha inoltre chiesto che la misura abbia carattere temporaneo, che limiti al minimo le distorsioni nel mercato elettrico europeo e che preservi gli incentivi agli investimenti nelle tecnologie pulite.

Resta quindi aperto il nodo della notifica formale. Il governo dovrà inviare alla Commissione un nuovo testo della norma, inserito nel quadro temporaneo di aiuti di Stato per la crisi in Medio Oriente. Solo dopo questa valutazione l’accordo politico potrà trasformarsi in un’autorizzazione giuridicamente definitiva. Fino ad allora, le soglie, la durata, le modalità di calcolo del rimborso e le regole di finanziamento restano suscettibili di aggiustamenti tecnici.

Chi pagherà la misura

La compensazione alle centrali ha ovviamente un costo e qualcuno dovrà sostenerlo. Secondo le indicazioni emerse dall’intesa, dovrebbero contribuire soltanto i consumatori che beneficiano della riduzione del prezzo dell’elettricità. In linea di principio, si tratta soprattutto di famiglie e imprese con contratti a prezzo variabile, ossia contratti il cui prezzo segue un indice di riferimento collegato al mercato all’ingrosso. Secondo i dati Arera citati nell’analisi di Pagella Politica, questi contratti rappresentano circa la metà dei contratti domestici nel mercato libero.

Sarà l’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (Arera) a dover definire le modalità concrete di ripartizione del costo. Questo passaggio è decisivo: una riduzione del prezzo all’ingrosso non si traduce automaticamente in un risparmio identico in bolletta, perché il beneficio lordo dovrà essere confrontato con il costo della compensazione che i consumatori stessi dovranno finanziare. Il risparmio netto dipenderà quindi sia dall’entità della discesa dei prezzi sia dal peso del meccanismo di rimborso.

C’è inoltre una seconda distinzione importante. Il prezzo dell’energia all’ingrosso è solo una componente della bolletta: a esso si aggiungono i costi di trasporto e di gestione del contatore, gli oneri generali di sistema e le imposte. Secondo le stime riportate da Arera, queste voci pesano circa il 40 per cento della spesa elettrica di una famiglia. Per questo, anche una riduzione del 10 per cento del prezzo all’ingrosso non produrrebbe necessariamente una riduzione del 10 per cento della bolletta complessiva.

Quanto si risparmierà davvero

Le stime disponibili sono ancora preliminari. Il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, ha indicato che la misura potrebbe ridurre di circa il 10 per cento il prezzo dell’elettricità, a partire da livelli di mercato superiori a 200 euro per MWh. Alcune ricostruzioni ipotizzano una discesa del prezzo all’ingrosso anche di 50-60 euro per MWh, ma si tratta di valutazioni lorde, che non coincidono con il beneficio finale per i consumatori.

Analisi indipendenti invitano alla prudenza. Secondo una ricostruzione pubblicata da Il Foglio, il beneficio netto potrebbe essere molto più contenuto rispetto allo sconto teorico sul mercato all’ingrosso: le stime indicano un possibile vantaggio compreso tra 3 e 20 euro per MWh. Tradotto in bolletta, il risparmio potrebbe quindi limitarsi a pochi euro oppure arrivare a qualche decina di euro all’anno per famiglia, a seconda del prezzo del gas, della frequenza di attivazione del meccanismo e delle regole finali di finanziamento.

Il punto decisivo, dunque, non sarà soltanto la riduzione del prezzo di Borsa, ma il risultato netto per il consumatore. Se il meccanismo dovesse costare molto ai cittadini che lo finanziano, oppure se una parte del beneficio finisse fuori dal sistema elettrico italiano, l’effetto sulle bollette potrebbe risultare inferiore alle attese del governo.

Il rischio delle esportazioni

Il primo rischio strutturale riguarda gli scambi di elettricità con gli altri Paesi europei. L’Italia è fortemente interconnessa con i mercati vicini e il suo prezzo dipende anche dalle condizioni di domanda e offerta oltre confine. Se il meccanismo abbassasse troppo le quotazioni italiane rispetto a quelle dei Paesi collegati, diventerebbe più conveniente vendere energia all’estero o ridurre le importazioni. In un mercato integrato, infatti, l’elettricità fluisce verso le aree in cui il prezzo è più alto, fino a saturare la capacità delle linee di trasmissione disponibili.

Questo potrebbe ridurre l’efficacia della misura. Se una parte dell’elettricità italiana, resa più conveniente grazie alla compensazione finanziata dai consumatori italiani, venisse esportata, il beneficio potrebbe finire in parte ai consumatori stranieri. Al tempo stesso, l’aumento delle esportazioni potrebbe far risalire il prezzo interno, attenuando il calo iniziale. Il costo della misura, invece, resterebbe a carico dei consumatori italiani.

Il confronto con la Spagna aiuta a capire il problema. L’eccezione iberica contribuì a ridurre i prezzi all’ingrosso, ma aumentò anche le esportazioni verso la Francia. Secondo una stima di EsadeEcPol, dopo sei mesi il prezzo medio per i consumatori con tariffa regolata era inferiore del 31,8 per cento rispetto a quello che si sarebbe registrato senza l’intervento, con un risparmio cumulato stimato in circa 209 euro per famiglia. Tuttavia, l’effetto era stato attenuato dalla crescita di oltre l’80 per cento delle esportazioni verso la Francia.

L’Italia, però, parte da una condizione diversa. Rispetto alla penisola iberica, il Paese ha un livello più elevato di interconnessioni con il resto d’Europa e collegamenti più stretti con i mercati centro-europei, dove i prezzi possono essere vicini a quelli italiani. Questo rende il sistema più integrato e potenzialmente più efficiente, ma anche più esposto al rischio che una parte del beneficio della misura si disperda attraverso i flussi transfrontalieri.

Più gas e meno investimenti puliti

Il secondo rischio è che rendere artificialmente meno costosa la produzione da gas spinga le centrali termoelettriche a produrre di più. Se il costo riconosciuto al gas scende, gli impianti a metano diventano più competitivi rispetto alle fonti rinnovabili nelle aste e nelle fasce orarie in cui decidono se entrare sul mercato. Il risultato potrebbe essere un aumento del consumo di gas per la produzione elettrica e, di conseguenza, delle emissioni di gas serra.

È esattamente ciò che la Commissione europea vuole evitare. Bruxelles ha chiesto che la misura preservi gli incentivi agli investimenti nelle tecnologie pulite e che non alteri eccessivamente il funzionamento del mercato dell’energia. Il precedente spagnolo mostra che il rischio non è teorico: tra giugno e ottobre 2022, la generazione elettrica da gas aumentò del 43 per cento rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, dopo l’introduzione del tetto iberico.

Questo crea una tensione di fondo nella politica energetica italiana. Da un lato, il governo vuole proteggere famiglie e imprese da rincari improvvisi; dall’altro, una misura che favorisce il gas può rallentare la transizione verso fonti rinnovabili, accumulo e flessibilità del sistema. Per questo la Commissione insiste sulla natura temporanea dell’intervento e sulla necessità di calibrare con precisione la compensazione.

Mercati meno prevedibili

Il terzo problema riguarda la prevedibilità dei prezzi. Il valore della compensazione dipenderà dai prezzi del gas e, per limitare gli effetti sui flussi transfrontalieri, anche dal divario tra il prezzo italiano e quello dei mercati confinanti. Questa dipendenza da variabili esterne può rendere più difficile anticipare il prezzo effettivo dell’elettricità, soprattutto per gli operatori che acquistano energia con contratti a termine per i mesi o gli anni successivi.

Se aumenta l’incertezza, diventano più complicate anche le strategie di copertura di fornitori, imprese energivore e grandi consumatori. Un meccanismo pensato per ridurre i prezzi nel breve periodo potrebbe quindi finire per modificare gli incentivi alla produzione, complicare la stipula di contratti forward e rendere meno trasparente la formazione dei prezzi. È uno dei motivi per cui la Commissione ha chiesto che l’intervento sia limitato nel tempo e progettato per minimizzare le distorsioni.

Un accordo importante, ma non ancora definitivo

L’intesa tra Italia e Unione europea rappresenta un passo concreto verso un intervento sul prezzo dell’elettricità, ma non equivale ancora a una garanzia di bollette più leggere nella stessa misura annunciata. Il meccanismo dovrebbe agire sul costo del gas utilizzato dalle centrali termoelettriche quando questo supera una soglia intorno ai 60 euro per MWh, con una compensazione ai produttori e un effetto atteso di riduzione del prezzo all’ingrosso.

Il risultato finale dipenderà da diversi fattori ancora da definire: il testo definitivo del decreto, l’autorizzazione formale della Commissione, le regole di Arera sulla ripartizione dei costi, l’andamento internazionale del gas e il comportamento dei mercati elettrici europei. Il vero test sarà il risparmio netto per i consumatori, dopo aver considerato il costo della compensazione, il rischio di esportazioni e i possibili effetti distorsivi sul sistema energetico