C’è un paradosso nel cuore del sistema elettrico europeo, e quindi anche italiano: il prezzo dell’elettricità all’ingrosso è determinato dall’impianto più costoso necessario a soddisfare la domanda. Tutti gli altri produttori — anche chi genera energia pulita a costo quasi nullo — vengono pagati allo stesso prezzo.
Il risultato è un mercato che trasferisce ai consumatori i costi del gas anche quando l’elettricità è prodotta in gran parte da fonti rinnovabili o da centrali idroelettriche già ammortizzate.
Questo è l’effetto del “sistema a prezzo marginale”, introdotto in Italia con la liberalizzazione dei primi anni duemila (decreto Bersani) e oggi al centro di un acceso dibattito europeo. Pensato per stimolare la concorrenza e rendere il mercato efficiente, si è rivelato — nell’era della transizione ecologica — una macchina di distorsioni e rendite, oltre che un freno allo sviluppo di un sistema più diffuso e sostenibile. Vediamo di capire il perchè.
I costi dell’energia in Italia
Nel 2024 e nei primi mesi del 2025 l’Italia si è confermata tra i paesi europei con i costi dell’energia più elevati, sia per le famiglie che per le imprese. I dati (Centro studi di Unimpresa) parlano chiaro: l’elettricità all’ingrosso è stata venduta a un prezzo medio di 109 €/MWh nel 2024, contro 78 €/MWh in Germania, i 63 della Spagna e 58 €/MWh in Francia. Le famiglie domestiche hanno visto il prezzo del gas salire del +15,1% nel 2024, raggiungendo circa 13,1 cent€/kWh, con un livello superiore del 5,3% rispetto alla media dell’area euro. Per le micro-imprese, i costi sono ancora più gravosi: nei primi sei mesi del 2024 il prezzo dell’elettricità per le imprese con consumi inferiori ai 20 MWh/anno ha toccato i 348,3 €/MWh, contro i 131,6 €/MWh per le grandi imprese. È una situazione che colpisce doppio: da un lato la famiglia che fatica con la bolletta, dall’altro l’impresa che perde competitività sul piano internazionale. La motivazione più diffusa per questo livello elevato degli oneri energetici e la differenza con gli altri paesi europei è individuata principalmente nell’arretratezza nel nostro paese nello scarso utilizzo di fonti alternative a quelle fossili. Ma è così? O meglio è solo questa la causa?
Il mercato dell’energia in Italia
La liberalizzazione delle tariffe energetiche, avviata in Italia con la direttiva europea del 1996 e completata gradualmente fino all’abolizione del mercato tutelato (terminato nel 2024 per le famiglie non vulnerabili), ha trasformato in profondità il settore. Il mercato dell’energia in Italia resta uno dei più articolati d’Europa, dominato da pochi grandi operatori pubblici e privati ma arricchito da una rete diffusa di multiutility e produttori specializzati. Enel rimane il principale player nazionale, con una posizione dominante nella generazione e nella vendita di elettricità e gas, seguita da Edison, A2A, Iren e Hera, che uniscono alla produzione di energia servizi ambientali, idrici e di teleriscaldamento. Accanto a queste realtà integrate, si è sviluppato un ecosistema di imprese dedicate alle rinnovabili, come ERG, Renantis (ex Falck Renewables) e CVA, che guidano la transizione verso modelli più sostenibili. Sul fronte commerciale, il mercato libero è ormai maturo e vede la presenza di operatori come Eni Plenitude, Acea, Illumia e Axpo, in competizione per attrarre clienti domestici e PMI. A completare la filiera ci sono i grandi gestori infrastrutturali, Terna per la rete elettrica e Snam per il gas, che garantiscono la sicurezza e la stabilità del sistema. Nel complesso, l’Italia dispone oggi di un comparto energetico diversificato e tecnologicamente avanzato, ma che deve ancora conciliare gli investimenti nella transizione green con l’esigenza di mantenere prezzi competitivi e sicurezza degli approvvigionamenti in un contesto geopolitico instabile.
Struttura della bolletta elettrica
La bolletta elettrica non riflette soltanto il costo dell’energia che consumiamo. In realtà, è composta da quattro grandi voci, definite da ARERA (l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) e applicate in modo uniforme da tutti i fornitori, da Enel a Edison o Sorgenia.
La prima voce è la spesa per la materia energia, cioè la parte più variabile della bolletta e quella più direttamente legata all’andamento dei mercati. Dentro ci sono il Prezzo dell’Energia (PE), che rappresenta quanto costa all’ingrosso l’elettricità acquistata sul mercato, e il Prezzo di Dispacciamento (PD), che copre i costi sostenuti da Terna per mantenere in equilibrio, in tempo reale, domanda e offerta di energia sulla rete L’elettricità; a differenza di altri beni, non si può immagazzinare su larga scala: deve essere prodotta e consumata nello stesso istante. Per questo il sistema deve essere costantemente bilanciato. A queste componenti si aggiunge il Prezzo di Commercializzazione e Vendita (PCV), cioè il margine con cui ogni fornitore copre i propri costi operativi, e infine gli oneri di perequazione, che servono ad allineare le tariffe effettive con i costi reali del sistema.
Segue la spesa per il trasporto e la gestione del contatore, che riguarda tutto ciò che serve per far arrivare l’elettricità fino a casa. Comprende il costo della trasmissione sulla rete nazionale, gestita da Terna, e le attività di misura e manutenzione dei contatori.
Un’altra componente importante è costituita dagli oneri di sistema, cioè quei contributi che ogni utente paga per finanziare iniziative di interesse generale nel settore energetico. In questa voce rientrano gli incentivi alle fonti rinnovabili. Negli ultimi anni, per contenere il caro-bollette, parte di questi oneri è stata ridotta o temporaneamente sospesa.
Infine, ci sono le imposte, che comprendono l’accisa sull’energia consumata e l’IVA, fissata al 10% per gli usi domestici e al 22% per tutti gli altri.
Anche per questo, quando il prezzo dell’energia scende sui mercati, la riduzione in bolletta risulta spesso meno evidente: la componente “materia energia” è solo una parte di un meccanismo complesso che tiene insieme produzione, distribuzione, politiche ambientali e finanza pubblica.
Il paradosso del prezzo marginale dell’energia
Il mercato elettrico italiano è organizzato intorno al Gestore dei Mercati Energetici (GME), che gestisce gli scambi all’ingrosso attraverso il “mercato del giorno prima” (day-ahead), dove produttori e acquirenti presentano le loro offerte per ogni ora del giorno successivo. Il sistema del prezzo marginale stabilisce che il prezzo dell’elettricità all’ingrosso sia determinato dal costo dell’ultima centrale necessaria a coprire la domanda, detta “centrale marginale”. Ogni produttore presenta l’offerta (quantità oraria e prezzo) basata sui propri costi marginali. Le offerte sono ordinate dal costo più basso al più alto (merit order). Si sommano le quantità fino a coprire la domanda prevista; l’ultima offerta accettata — quella con costo più elevato — determina il prezzo marginale. Tutti i produttori le cui offerte sono accettate ricevono quel prezzo unico, fissato in base alla fonte più cara, solitamente il gas. Questo modello nacque per garantire efficienza e trasparenza, ispirandosi alla teoria economica del costo marginale: il prezzo unico avrebbe dovuto riflettere la reale scarsità del sistema e incoraggiare la concorrenza tra i produttori. Nella pratica, però, ha generato l’effetto opposto. Poiché tutti ricevono lo stesso prezzo, i produttori non hanno incentivi a ridurre i costi o innovare, e le fonti a basso costo accumulano extraprofitti senza competere davvero. Inoltre, il prezzo dell’elettricità resta agganciato al gas, rendendo il sistema vulnerabile alla sua volatilità e ai picchi di prezzo. Il meccanismo marginale, pensato per premiare l’efficienza, finisce così per disincentivare la transizione energetica: quando le rinnovabili guadagnano quanto le centrali a gas, senza legare il prezzo ai propri costi reali, si riduce la spinta a investire in tecnologie più pulite o a lungo termine. Per questo oggi l’Unione Europea e ARERA stanno studiando nuovi modelli ibridi, basati su contratti a lungo termine e prezzi differenziati, per restituire al mercato elettrico concorrenza, stabilità e coerenza ambientale.
Un futuro ancora sospeso
Il prezzo marginale è stato per due decenni la spina dorsale del mercato elettrico europeo. Ha funzionato quando i combustibili fossili erano stabili e i costi delle diverse fonti erano omogenei. Ma nell’era delle rinnovabili, della volatilità geopolitica e della necessità di pianificare il lungo periodo, questo sistema mostra tutti i suoi limiti.
Continuare a usare il prezzo marginale come riferimento universale significa accettare un mercato dove la transizione ecologica è subordinata al costo del gas e dove la concorrenza è solo apparente.
Ripensare le regole non è semplice: occorre preservare l’equilibrio fisico della rete, evitare sussidi distorsivi e garantire equità tra operatori. Ma senza una riforma profonda, l’Europa rischia di restare prigioniera di un modello concepito per un mondo che non esiste più.
Il futuro, in Italia come nel resto d’Europa, sembra orientarsi verso un modello di generazione distribuita: centrali di piccola e media taglia diffuse sul territorio, alimentate da fonti rinnovabili e integrate con sistemi di accumulo e gestione intelligente dei flussi.
Questa trasformazione — sostenuta dal PNRR e dalle direttive europee sulle comunità energetiche rinnovabili — punta a ridurre le perdite di rete, aumentare la resilienza locale e coinvolgere cittadini, imprese e enti locali nella produzione e nel consumo dell’energia.
In questo scenario, l’energia non è più un flusso unidirezionale dalle grandi centrali al consumatore, ma una rete interattiva e dinamica in cui ogni nodo può produrre, scambiare o conservare elettricità.
È un cambio di paradigma radicale che mal si concilia con il prezzo marginale, pensato per un sistema centralizzato e per pochi grandi produttori.
