Energia imprese italiane, guida essenziale per comprendere costi e soluzioni

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Caro energia in Italia: quanto pesa davvero il divario con l’Europa

Il governo prepara un decreto per ridurre il costo dell’energia a famiglie e imprese, ma il margine di intervento dipende da cause strutturali che vanno oltre la congiuntura. I dati europei confermano che l’elettricità per le piccole e medie imprese italiane resta significativamente più cara della media UE, comprimendo competitività e margini. Sullo sfondo, scelte politiche, regolazione incompleta dei mercati e un ruolo ancora ambiguo delle grandi utility a controllo pubblico. In questo quadro, l’analisi di Massimo Beccarello, professore all’Università di Milano Bicocca ed esperto di mercato elettrico, aiuta a distinguere tra problemi di prezzo “importato” e criticità generate in casa, individuando le leve realistiche per una riduzione stabile del costo del MWh per il sistema produttivo italiano.

Comprendere dove si forma il differenziale rispetto all’Europa, quanto incidono oneri e inefficienze di mercato e quale ruolo possono giocare rinnovabili e contratti di lungo termine è il passaggio obbligato per un decreto che non si limiti a spostare il problema nel tempo.

Divario di prezzo con l’UE e impatto sulle Pmi non energivore

Per le imprese non energivore con consumi tra 500 e 2.000 MWh annui, Eurostat rileva nel primo semestre 2025 un prezzo medio in Italia di 0,2336 €/kWh, contro 0,1902 €/kWh nella UE: un differenziale di circa il 23%.

Non si tratta del 30% spesso citato nel dibattito, ma di uno scarto strutturale che perdura da anni e che incide soprattutto su manifattura diffusa e terziario avanzato. La combinazione tra prezzo all’ingrosso più alto, oneri parafiscali e struttura del mercato nazionale trasforma la bolletta elettrica in un fattore competitivo negativo per larga parte delle Pmi, proprio nei segmenti che dovrebbero trainare investimenti e innovazione.

Oneri parafiscali in bolletta e responsabilità delle scelte politiche

Una quota rilevante del caro energia italiano non nasce dal costo di produzione ma dall’uso della bolletta come strumento di politica industriale e sociale. Incentivi alle rinnovabili disegnati in modo poco efficiente, misure emergenziali rese strutturali e trasferimento di oneri sul cliente finale hanno portato, per molte tipologie di utenti, a un’incidenza degli oneri di sistema nell’ordine del 20–25%.

Lo schema oggi allo studio – cartolarizzazione o “spalmatura” nel tempo degli oneri – è il riflesso di quella stagione di decisioni: si cerca di alleggerire la bolletta senza aver prima ripensato il modo in cui sono stati caricati i costi delle politiche energetiche passate.

Mercato elettrico, indagini ARERA e ruolo dell’Antitrust

Accanto al peso degli oneri, il secondo fronte critico riguarda il funzionamento dei mercati all’ingrosso. L’indagine conoscitiva di ARERA ha evidenziato scostamenti significativi tra prezzi osservati e livelli giustificabili sulla base dei costi marginali, soprattutto per gli impianti a gas. Il tema non è solo tecnico: oltre il 55% della filiera elettrica italiana è controllata, direttamente o indirettamente, da soggetti pubblici, rendendo insostenibile qualsiasi zona grigia nella formazione dei prezzi. In parallelo, l’azione dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato nel comparto energia si è concentrata negli ultimi anni quasi esclusivamente sul retail, lasciando sostanzialmente scoperto il segmento all’ingrosso, dove si forma il prezzo che poi si riflette sulle bollette di imprese e famiglie.

Le evidenze economiche dell’indagine ARERA sulla formazione dei prezzi

L’analisi controfattuale di ARERA ha confrontato i prezzi reali con quelli teorici in uno scenario in cui gli impianti avessero offerto energia al solo costo marginale. In un numero non trascurabile di ore, il prezzo effettivo è risultato superiore alla fascia giustificabile dai costi di produzione, con scostamenti particolarmente marcati per gli impianti a gas, tecnologia marginale nel periodo considerato.

L’Autorità parla di possibile “trattenimento economico” di capacità: una quota disponibile che viene valorizzata a prezzi più alti dei costi marginali stimati, con effetto di trascinamento sul prezzo finale. Le conclusioni sono prudenti e non configurano automaticamente abusi concorrenziali, ma indicano la necessità di vigilanza rafforzata e di ulteriori istruttorie mirate.

Perché serve un coordinamento strutturale tra ARERA e Antitrust

L’ultima indagine congiunta di ampio respiro su mercato elettrico all’ingrosso tra ARERA e Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato risale al 2005. Da allora, l’Antitrust si è concentrata soprattutto su pratiche commerciali scorrette nel retail, lasciando di fatto scoperto il controllo sistematico sui meccanismi concorrenziali all’ingrosso.

Eppure l’ordinamento – a partire dal decreto Bersani – prevede strumenti di coordinamento tra regolatore e Antitrust. In un settore in cui la maggioranza della capacità è in mano pubblica, una separazione troppo rigida di responsabilità rischia di creare una “zona grigia” proprio là dove si forma il prezzo. Rendere ordinario il lavoro congiunto delle Autorità è un passaggio centrale per credibilità e trasparenza del sistema.

Strumenti per abbassare il costo: disaccoppiamento, gas e governance

Nel dibattito sulle soluzioni emergono tre direttrici: utilizzo più evoluto dei contratti di lungo termine e del cosiddetto disaccoppiamento, chiarimento del differenziale strutturale tra prezzo del gas italiano (PSV) e olandese (TTF), ripensamento del mandato delle grandi utility a controllo pubblico. La combinazione di questi elementi, secondo l’analisi di Massimo Beccarello, può produrre una riduzione stabile del costo dell’energia più efficace delle sole misure finanziarie di tipo una tantum, come la cartolarizzazione degli oneri di sistema, che agiscono sulla distribuzione temporale del costo ma non sulla sua entità complessiva.

Disaccoppiamento, CfD e PPA: opportunità ancora sottoutilizzate

Per disaccoppiamento si intende la possibilità di valorizzare separatamente l’energia rinnovabile e quella prodotta da gas, con prezzi diversi che riflettano i relativi costi di produzione. Nei fatti, i mercati europei si stanno già muovendo verso un modello basato su procurement e contratti di lungo termine: in Italia, le aste del GSE usano schemi tipo Contract for Difference, mentre i Power Purchase Agreement collegano direttamente nuova capacità rinnovabile e grandi consumatori industriali.

Questi strumenti fissano prezzi stabili e competitivi, riducendo l’esposizione alla volatilità dei combustibili fossili. Il nodo è che il beneficio non arriva in modo sistematico alle imprese, perché il prezzo finale continua a essere determinato dal gas e dal costo della CO₂, mentre i PPA restano sotto-utilizzati rispetto al loro potenziale.

Divario PSV–TTF, cartolarizzazione oneri e mandato alle partecipate

Il prezzo del gas al PSV è mediamente superiore di 2–3 €/MWh rispetto al TTF di Amsterdam. Una parte della spiegazione è strutturale, legata ai flussi dal Nord Europa; ma l’ascesa del GNL e la maggiore capacità di rigassificazione rendono sempre meno persuasiva l’idea che tale differenziale sia tecnicamente inevitabile, specie nei mesi di domanda debole. Manca, sottolinea Beccarello, una spiegazione ufficiale e trasparente delle autorità competenti, e ciò pesa sulla fiducia nel sistema.

La cartolarizzazione degli oneri di sistema, spesso evocata per alleggerire la bolletta, redistribuisce il costo nel tempo aggiungendo oneri finanziari e potenziali impatti sul debito pubblico. In parallelo, il mutato contesto di mercato impone di ridefinire il mandato delle grandi partecipate energetiche nazionali e locali: quanta parte dei guadagni di efficienza deve tradursi in minori prezzi per imprese e famiglie, rispetto alla sola massimizzazione del valore per l’azionista pubblico?

FAQ

Perché l’energia elettrica per le imprese è più cara in Italia

Per le Pmi non energivore italiane il prezzo dell’elettricità è circa il 23% superiore alla media UE per effetto combinato di maggiori oneri di sistema, struttura del mercato all’ingrosso e minor trasferimento ai clienti finali dei benefici dei contratti di lungo termine sulle rinnovabili.

Quanto incidono gli oneri di sistema sulla bolletta elettrica

Gli oneri parafiscali possono pesare per il 20–25% della bolletta elettrica di molte categorie di utenti. Derivano in larga parte da incentivi alle rinnovabili, misure emergenziali stabilizzate e utilizzo della bolletta come veicolo di politiche industriali e sociali.

Cosa ha messo in luce l’indagine ARERA sul mercato elettrico

ARERA ha rilevato, in numerose ore, prezzi all’ingrosso superiori ai livelli giustificabili dai costi marginali, soprattutto per impianti a gas. L’Autorità parla di possibile trattenimento economico di capacità e chiede maggiore vigilanza, pur senza configurare automaticamente infrazioni antitrust.

Che ruolo ha oggi l’Antitrust nel settore dell’energia

L’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato si concentra prevalentemente su pratiche commerciali scorrette nel retail. Manca da anni un’analisi strutturale congiunta con ARERA del mercato all’ingrosso, nonostante il quadro normativo preveda forme di coordinamento.

Cosa significa disaccoppiare prezzo delle rinnovabili e del gas

Disaccoppiare significa valorizzare separatamente energia da rinnovabili e da gas, mediante strumenti regolati (CfD, aste GSE) o contratti di mercato (PPA). L’obiettivo è far emergere prezzi più bassi e stabili per l’energia rinnovabile, riducendo la dipendenza dal prezzo marginale del gas.

Perché il gas al PSV costa più che al TTF di Amsterdam

Il differenziale di 2–3 €/MWh è spesso attribuito a specificità strutturali del mercato italiano e ai flussi dal Nord Europa. Tuttavia, l’aumento del peso del GNL e delle rotte alternative rende necessaria una spiegazione più chiara delle autorità su costi e meccanismi che generano questo mark-up.

Che effetti ha la cartolarizzazione degli oneri di sistema

La cartolarizzazione riduce nell’immediato il peso degli oneri in bolletta tramite titoli garantiti da flussi tariffari futuri, ma non abbassa il costo complessivo dell’energia. Sposta oneri nel tempo, aggiunge costi finanziari e può avere implicazioni per il debito pubblico.

Qual è la fonte dell’analisi sul caro energia e sul mercato italiano

Le valutazioni qui riportate si basano sull’analisi e sulle considerazioni di Massimo Beccarello, professore all’Università di Milano Bicocca ed esperto di mercato dell’energia, pubblicate in un’intervista di approfondimento del Corriere della Sera.