Gli effetti delle rinnovabili sul PUN restano limitati nel lungo periodo

L’analisi econometrica condotta sui dati del PUN orario consente di attribuire alle variazioni della quota di produzione da fonti rinnovabili la parte prevalente dell’effetto di divaricazione tra il prezzo del gas e il prezzo del PUN osservato nella seconda parte del 2025^[1]. Il prezzo del PUN, determinato su base oraria (e, a partire da ottobre 2025, su base quartoraria), è infatti fissato sul Mercato del Giorno Prima (MGP) dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) secondo la regola del prezzo marginale: il prezzo è pari all’offerta del produttore più costoso la cui produzione risulta necessaria per soddisfare integralmente la domanda prevista in una determinata ora o quarto d'ora. In presenza di periodi in cui la domanda è coperta esclusivamente da produzione da Fonti Energetiche Rinnovabili (FER), il prezzo dell’energia scambiata risulta relativamente basso, poiché i prezzi di offerta delle FER sono significativamente inferiori a quelli delle centrali a gas.

Rinnovabili e prezzo PUN

Il problema analitico che ci siamo posti è verificare se un meccanismo di fissazione del prezzo che opera su intervalli temporali molto brevi sia in grado di produrre effetti rilevanti anche su orizzonti temporali più ampi. La stima econometrica su base oraria consente infatti di identificare l’effetto delle rinnovabili a livello di singola ora, ma non fornisce indicazioni sulla frequenza con cui tale condizione si realizza nel corso di un mese o di un anno. Se, nell’arco di un anno, le ore in cui le FER sono in grado di coprire integralmente la domanda risultano limitate, l’impatto complessivo delle rinnovabili sul PUN annuo potrebbe rivelarsi contenuto, non necessariamente in senso assoluto, ma in relazione agli altri fattori che concorrono alla determinazione del prezzo.

Nella tabella che segue sono riportati diversi indicatori utili a misurare come siano cambiate, negli ultimi sei anni, le principali determinanti del PUN e quali effetti esse abbiano prodotto. Questa analisi si affianca a quella relativa all’evoluzione dei consumi elettrici e del mix di produzione in Italia, presentata nell’articolo Come è cambiato il mercato elettrico italiano negli ultimi 6 anni.
Tutti i dati riportati nella tabella sono espressi in euro/MWh. Il prezzo dei certificati di emissione di CO2, quotato in euro per tonnellata sull'Intercontinental Exchange, è stato convertito in un prezzo espresso in euro/MWh ipotizzando un fattore di emissione medio pari a 0.35 tonnellate di CO2 per MWh prodotto.

Determinanti del Prezzo Unitario Nazionale: PUN (euro/MWh)

L’analisi dei dati presentati nella tabella consente di mettere in evidenza i seguenti elementi:

• Nel periodo analizzato, il prezzo del gas naturale in Italia risulta perfettamente allineato alla dinamica del prezzo del gas scambiato sul mercato olandese TTF, con uno spread tra i due prezzi leggermente aumentato.
• Tra il 2019 e il 2025, i costi variabili^[2] delle centrali a gas sono più che raddoppiati per la componente gas e quasi triplicati per la componente legata alle emissioni di CO2. Se nel 2019 il costo della CO2 rappresentava circa un quarto dei costi variabili complessivi di una centrale a gas, nel 2025 tale quota è salita a circa il 30%.
• I margini sulle vendite delle centrali a gas sono diminuiti tra il 2019 e il 2025, passando dal 34% al 24%. Questo indicatore di redditività risulta tuttavia poco informativo in un contesto, come quello qui analizzato, caratterizzato da forti variazioni dei costi variabili. In tali condizioni, un indicatore più significativo è rappresentato dalla variazione in valore reale del mark-up unitario, depurato dagli effetti dell’inflazione. Nel caso delle centrali a gas, il mark-up unitario è aumentato del 56.8% tra il 2019 e il 2025, a fronte di un’inflazione cumulata del 23%, segnalando un incremento rilevante della redditività reale.
• L’aumento della redditività delle centrali a gas, osservato in un contesto di crescita significativa della produzione da fonti rinnovabili tra il 2019 e il 2025, indica che la concorrenza tra produzione FER e produzione termoelettrica, su base oraria, non ha ancora prodotto benefici apprezzabili in termini di riduzione del livello medio annuo del PUN.

Dal PUN al prezzo finale

Il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica determinato dal GME rappresenta tuttavia solo una componente del costo complessivo sostenuto dalle imprese per l’approvvigionamento di energia elettrica. Il prezzo finale pagato include infatti, oltre al PUN, i costi di rete, i margini dei distributori (generalmente incorporati nella componente energia), le accise e gli oneri di sistema.

La tabella che segue riporta la componente di mark-up applicata alla sola componente energia, ricavata dalle migliori offerte pubblicate dai distributori sul Portale Offerte, con riferimento a un contratto caratterizzato da un consumo annuo di 100 MWh e da una potenza impegnata di 40 KW, valori rappresentativi di una piccola realtà artigianale o industriale. Questi dati consentono di analizzare il cambiamento intervenuto nelle politiche di prezzo dei distributori negli ultimi sei anni.
La tabella riporta inoltre l’evoluzione dei costi di rete per MWh e degli oneri di sistema, comprensivi delle accise, calcolati sempre con riferimento a un consumo annuo di 100 MWh e a una potenza di 40 kW.
Infine, nella stessa tabella sono riportati i costi effettivi per MWh sostenuti dalle imprese industriali italiane per classe dimensionale. Tali valori riflettono l’onere complessivo effettivamente pagato dalle imprese, sulla base delle condizioni contrattuali in essere, e sono tratti da Eurostat: Electricity price statistics.

Margini dei fornitori ai clienti finali (euro/MWh)

L’analisi di questi dati consente di mettere in luce i seguenti elementi:

• Lo shock energetico del 2022 ha indotto le imprese di distribuzione a un cambiamento radicale delle politiche di offerta, con un significativo aumento del mark-up applicato al PUN sia nei contratti a prezzo variabile sia, soprattutto, nei contratti a prezzo fisso. Nel 2025, i migliori contratti ^[3] a prezzo fisso proposti dai distributori risultano quasi cinque volte più onerosi rispetto ai corrispondenti contratti offerti nel 2019. È evidente come, dopo lo shock dei prezzi del 2022, i distributori siano disposti ad assumersi il rischio associato all’evoluzione futura dei prezzi solo a fronte di un premio particolarmente elevato.
• I costi di rete hanno svolto un ruolo di parziale contenimento dell’aumento dei costi complessivi sostenuti dagli utenti di energia elettrica. Il loro incremento, tuttavia, è risultato superiore a quello dell’inflazione nel periodo considerato.
• Gli oneri di sistema rappresentano la componente di costo che ha maggiormente attenuato, almeno fino al 2025, gli effetti del caro energia. In particolare, nel 2025 tali oneri hanno beneficiato dell’azzeramento per i due trimestri centrali dell’anno, contribuendo in modo significativo alla riduzione del costo finale dell’energia elettrica.
• Dal punto di vista dei prezzi effettivamente pagati dalle imprese, i margini di fornitura risultano fortemente differenziati in funzione della classe dimensionale. Per le micro-imprese, i margini di fornitura sommati ai costi di rete superano i 100 euro/MWh e risultano in forte aumento rispetto a sei anni prima. Per le grandi imprese, al contrario, tali componenti sono prossime allo zero e mostrano una riduzione nel periodo considerato. Questa divergenza riflette il maggiore potere contrattuale delle imprese di maggiore dimensione, in grado di mantenere condizioni contrattuali più favorevoli o di rinegoziare nuovi contratti a prezzi migliori.

Conclusioni

L’analisi presentata in questo articolo suggerisce che l’aumento della quota di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ha avuto, almeno finora, effetti ancora limitati sulla spesa complessiva annua sostenuta dagli utenti, attraverso il canale del prezzo del PUN. Impatti più significativi potranno emergere in futuro, man mano che aumenterà il numero di quarti d’ora e di ore in cui la produzione da fonti rinnovabili sarà in grado di soddisfare integralmente la domanda elettrica.

Le variazioni del prezzo del PUN rappresentano tuttavia solo una parte dei costi complessivamente sostenuti dagli utenti finali. Un ruolo rilevante è svolto anche dai distributori e dall’operatore pubblico, sia nella funzione di gestione della rete sia attraverso la struttura degli oneri fiscali e parafiscali. In particolare, i distributori hanno profondamente modificato le proprie politiche di prezzo dopo lo shock energetico del 2022, trasferendo sugli utenti finali una quota crescente dell’incertezza legata all’evoluzione dei prezzi all’ingrosso.

Questa analisi ha carattere preliminare, ma presenta il vantaggio di mettere in evidenza come una valutazione del mercato elettrico, orientata alla riduzione dei costi sostenuti dalle imprese per l’approvvigionamento di energia, non possa limitarsi all’osservazione del solo mercato all’ingrosso. Essa deve necessariamente estendersi anche alle fasi di rete e di commercializzazione, che incidono in modo significativo sul prezzo finale dell’energia elettrica.