Per anni la transizione energetica è stata raccontata con una formula apparentemente semplice: più rinnovabili, meno combustibili fossili, energia più economica. L’immagine era lineare e rassicurante, quasi meccanica. Se il sole e il vento non hanno un costo di combustibile, perché il prezzo dell’elettricità non dovrebbe scendere in modo netto?
La realtà che sta emergendo in Europa è più complicata. In alcune ore della giornata l’energia elettrica non manca affatto, al contrario, può diventare così abbondante da perdere valore sul mercato all’ingrosso. Eppure questa abbondanza non si traduce in bollette più leggere per famiglie e imprese. Il punto debole non è la produzione rinnovabile in sé, ma il modo in cui il sistema elettrico riesce ad assorbirla, trasportarla e valorizzarla. Il paradosso è tutto qui: troppa energia nelle ore sbagliate, e bollette ancora pesanti nelle ore in cui serve davvero.
Il successo del fotovoltaico cambia il problema
I dati ufficiali italiani mostrano bene la dinamica. Secondo i Rapporti mensili di Terna, nei primi quattro mesi del 2026 la produzione fotovoltaica è cresciuta in modo sostenuto rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente: +15,2% a gennaio, +25,5% a febbraio, +17,1% a marzo e +23,7% ad aprile. La richiesta elettrica mensile, invece, non si muove con la stessa velocità e soprattutto non cambia orario di consumo per venire incontro alla produzione.
Questo è il primo nodo. Il fotovoltaico produce soprattutto nelle ore centrali delle giornate soleggiate. Se in quelle stesse ore la domanda non è abbastanza elevata, o se la rete non riesce a spostare l’energia verso le aree in cui serve, una parte del valore economico della produzione viene compressa. Non è un problema di quantità: è un problema di sincronia, vedi Figura 1.
Figura 1
Produzione fotovoltaica e richiesta elettrica in Italia nei primi quattro mesi del 2026.
Perché l’eccesso non diventa risparmio
L’elettricità ha una caratteristica che la distingue da quasi tutte le altre merci: deve essere consumata quasi nello stesso momento in cui viene prodotta. Se a mezzogiorno il fotovoltaico produce molto, ma alle 20 la domanda resta elevata e il sole non produce più, il sistema deve comunque attivare altre fonti o importare energia. Il risparmio delle ore centrali non compensa automaticamente il costo delle ore serali.
Per questo il prezzo può scendere a mezzogiorno e restare alto nella media giornaliera. Un’ora a costo quasi zero non basta a compensare molte ore in cui la fonte marginale resta cara. Finché gas, importazioni, idroelettrico programmabile e servizi di bilanciamento restano necessari per coprire le ore critiche, il prezzo finale non segue la discesa del costo del sole.
I dati GME sui prezzi medi per fasce orarie mostrano questa instabilità in modo piuttosto netto. Nei primi quattro mesi del 2026 il prezzo medio di acquisto non si è mosso in modo uniforme. Ad aprile, per esempio, il prezzo medio in F1 è stato pari a 111,14 euro/MWh, mentre quello in F2 è salito a 138,26 euro/MWh e quello in F3 si è attestato a 116,63 euro/MWh. Il beneficio dell’abbondanza rinnovabile resta strettamente legato al momento in cui l’energia viene prodotta e non si diffonde automaticamente al resto della giornata, vedi Figura 2.
Figura 2
Prezzo medio di acquisto per fasce orarie GME, gennaio-aprile 2026.
Il prezzo all’ingrosso non è la bolletta
C’è un secondo equivoco molto diffuso: confondere il prezzo dell’energia sul mercato all’ingrosso con quello che si paga alla fine del mese. Anche quando il prezzo all’ingrosso scende, la bolletta contiene altro: commercializzazione, trasporto, distribuzione, misura, oneri di sistema, accise, IVA.
ARERA, nell’aggiornamento per il primo trimestre 2026 del cliente tipo vulnerabile in Maggior Tutela, indica un prezzo di riferimento di 27,97 centesimi di euro/kWh tasse incluse. Di questi, 13,75 centesimi riguardano l’approvvigionamento dell’energia. Gli altri 14,22 centesimi coprono commercializzazione, distribuzione, trasporto, oneri di sistema e imposte componenti che non dipendono dal prezzo orario del sole.
Questo significa che una diminuzione del prezzo all’ingrosso non si trasferisce integralmente e in tempi brevi al consumatore. Il trasferimento dipende dal tipo di contratto, dalla struttura tariffaria, dalle componenti regolate e dal periodo di aggiornamento. E se per integrare più rinnovabili servono reti più robuste, accumuli e sistemi di bilanciamento, una parte di quei costi finisce nel sistema elettrico e quindi nella bolletta, vedi Figura 3.
Figura 3
Componenti del prezzo di riferimento ARERA nel I trimestre 2026 per il cliente tipo vulnerabile in Maggior Tutela.
La rete del Novecento davanti alla produzione del XXI secolo
Il sistema elettrico europeo è stato costruito intorno a grandi centrali programmabili, capaci di modulare la produzione seguendo la domanda. Il fotovoltaico e l’eolico ribaltano questa logica: la produzione dipende dal sole e dal vento, non dal momento in cui un’industria ha bisogno di corrente o una famiglia accende il forno.
Quando la produzione rinnovabile cresce più rapidamente della capacità di rete, degli accumuli e della flessibilità dei consumi, si creano congestioni. L’energia può essere disponibile in una zona ma non trasportabile altrove. Oppure può essere prodotta quando la domanda è bassa e in quel caso il sistema deve ridurre gli impianti, bilanciare la rete o remunerare servizi di flessibilità. Tutto questo ha un costo che non scompare solo perché il sole splende.
In Italia il fenomeno del curtailment non ha ancora raggiunto le dimensioni di alcuni mercati europei più estremi. Ma la direzione è chiara, e il margine si sta riducendo.
Il vero tema non è produrre meno, ma usare meglio
Rallentare la crescita delle rinnovabili sarebbe un errore ambientale e geopolitico. Più produzione interna da fonti pulite riduce la dipendenza dai combustibili fossili e attenua l’esposizione alle tensioni internazionali sui prezzi dell’energia. Il punto è completare la transizione con gli strumenti che permettono alle rinnovabili di produrre valore anche quando sono abbondanti.
Accumuli per spostare l’energia dalle ore centrali alle ore serali. Reti più forti per trasportarla dai luoghi di produzione a quelli di consumo. Mercati capaci di premiare la flessibilità. E una domanda più reattiva: auto elettriche, pompe di calore, data center e imprese energivore possono diventare parte attiva del sistema, ma solo se guidati da segnali di prezzo chiari e accessibili.
Per le famiglie il cambiamento sarà graduale. Nei prossimi anni il risparmio non dipenderà solo da quanta energia si consuma, ma da quando la si consuma. Tariffe orarie, dispositivi smart, comunità energetiche: sono strumenti che esistono già, ma che restano ancora fuori dalla normalità quotidiana della maggior parte dei consumatori italiani. Senza di loro, il paradosso non si risolve, si sposta soltanto in avanti.
Cosa guardare, concretamente
Il dato del prezzo negativo o dell’ora a costo zero è suggestivo, ma non è il numero più utile da seguire. Conta di più la struttura complessiva: quanta energia rinnovabile viene assorbita e quanta viene tagliata, quanto costano bilanciamento e rete, quanta domanda riesce a spostarsi nelle ore di maggiore produzione, quanto gli accumuli coprono le ore serali.
Quando questi elementi cresceranno insieme e non è detto che accada presto, l’abbondanza di energia pulita potrà tradursi in una riduzione strutturale dei prezzi. Fino ad allora, l’Europa resterà in una situazione scomoda: troppa energia nelle ore sbagliate e nessuna vera discesa del costo finale dell’elettricità. Non è un fallimento della transizione. È la fase più difficile, quella in cui il vecchio sistema deve imparare a gestire qualcosa per cui non era stato progettato.
Nota metodologica
Le figure non sono schematiche: sono elaborazioni originali costruite su dati ufficiali pubblicati da Terna, GME e ARERA. I grafici non rappresentano dati orari puntuali del PUN Index, ma serie mensili ufficiali o componenti ufficiali di prezzo. Per analizzare l’effetto intraday completo dell’over generation servirebbero dati orari di mercato e di produzione, che qui non sono stati usati.
La Figura 1 confronta grandezze con scale diverse, per questo utilizza due assi: produzione fotovoltaica e richiesta elettrica. La Figura 2 usa i prezzi medi mensili per fascia oraria pubblicati dal GME. La Figura 3 usa le componenti del prezzo di riferimento ARERA per il primo trimestre 2026, riferite al cliente tipo vulnerabile in Maggior Tutela.
