Il convegno, organizzato dall'AIGET (Associazione Italiana Grossisti di Energia e Trader) presso la Sala del Refettorio di Palazzo San Macuto, si è concentrato su un tema di crescente rilevanza: l’evoluzione dei prezzi dell’energia elettrica e del gas naturale e i loro impatti sui consumatori. Un argomento di grande attualità, che non solo solleva interrogativi cruciali sull’andamento del mercato energetico globale, ma riguarda direttamente la quotidianità di cittadini e imprese.

L’incontro ha visto il coinvolgimento di esperti del settore, rappresentanti delle istituzioni e attori chiave nel panorama energetico, con l’obiettivo di fare il punto sulle sfide attuali e future, nonché sulle possibili soluzioni per garantire un sistema energetico più competitivo, sostenibile e accessibile. Con una serie di interventi mirati, il convegno ha offerto una panoramica sulle dinamiche del mercato, con uno sguardo particolare alle politiche europee e nazionali in materia di transizione energetica e liberalizzazione dei mercati.

L’apertura del Ministro: domanda in impennata e gas come “spalla” della transizione

Il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, Gilberto Pichetto Fratin, ha scandito due messaggi chiave. Primo: l’Italia si prepara a una crescita strutturale della domanda elettrica — dai 300–310 TWh attuali oltre i 600 TWh nel giro di 15–20 anni — trainata da data center, intelligenza artificiale ed elettrificazione della manifattura. Secondo: il gas resterà a lungo nel mix, come fonte fossile “ponte” a supporto della continuità di fornitura e della capacità (capacity), specie per fabbisogni in corrente continua e profili di carico non programmabili.

Il Ministro ha rivendicato il phase-out del carbone nella parte continentale del Paese, mantenendo però una linea di prudenza: niente smantellamenti affrettati degli impianti senza garanzie sulla sicurezza del sistema e sulla resilienza delle importazioni. Sul fronte prezzi, ha ricordato come il termoelettrico — pur pesando per circa il 40% della produzione — determini il 70–75% del prezzo finale per via del meccanismo marginalista, ponendo il tema del “riequilibrio” tramite disaccoppiamento, contratti a lungo termine e aste dedicate.

Tra i nodi più sensibili, l’effetto-ETS: i 12–13 €/MWh di CO₂ nel termoelettrico, per effetto del price setting, pesano fino a 25 €/MWh in bolletta elettrica — un onere che la Francia non sconta, considerando il nucleare “neutro”. Inevitabile, per il Ministro, il confronto europeo: con la Germania che può contare su margini fiscali più ampi e la Spagna avvantaggiata da nucleare, rigassificatori e massiccio fotovoltaico, l’Italia deve calibrare strumenti nazionali per competitività e coesione sociale (dalla media tensione all’efficientamento, fino a Energy Release).

IGET: concorrenza, trasparenza e tutela del cliente al centro

Nel saluto inaugurale, IGET — l’associazione italiana dei grossisti e trader di energia — ha rimarcato che completare le liberalizzazioni e rafforzare la concorrenza resta la via maestra per efficienza e innovazione. Ma mercato credibile significa anche sostenibilità e prezzi accessibili per i consumatori: serve una “regolazione per il mercato” capace di dialogare con gli operatori, evitando segmentazioni e sovrapposizioni di regole che disorientano il pubblico.

Nel position paper illustrato, l’associazione fissa alcuni principi: competitività leale senza vantaggi di posizione; centralità del cliente con pratiche commerciali trasparenti; contrasto alla povertà energetica privilegiando interventi strutturali (efficienza, autoconsumo) rispetto ai bonus emergenziali; operatori solidi e competenti; limiti chiari al perimetro dei soggetti regolati per non invadere lo spazio del mercato libero. Sul disaccoppiamento, IGET sposa un approccio pragmatico: niente rivoluzioni dei meccanismi di prezzo, ma spinta ai contratti a lungo termine (CfD, PPA) e al pieno inserimento delle rinnovabili tramite strumenti già disponibili.

Mercati e numeri: consumi, prezzi e “gap” competitivo

L’analisi presentata da Antonio Sileo ha fotografato un quadro in movimento: i consumi di gas, in calo negli anni della crisi, sono tornati a crescere; l’elettrificazione avanza ma meno della retorica; e i cicli combinati restano spesso tecnologia marginale, incidendo sulla formazione dei prezzi elettrici. Il “differenziale Italia” rispetto a Francia, Germania e Spagna non si è ridotto come atteso, anzi: la sfida della competitività resta aperta.

Attenzione ai confronti internazionali: i prezzi Eurostat, pur essendo riferimento ufficiale, aggregano classi molto ampie e non sempre catturano sconti quantità o specificità nazionali (oneri di sistema, fiscalità, struttura dei consumi). Serve più trasparenza di tutti gli attori per leggere “cosa c’è dentro” i prezzi finali, tanto per famiglie quanto per imprese.

Il GSE: aste, PPA, comunità energetiche e monitoraggio PNIEC

Il presidente del GSE, Paolo Arrigoni, ha richiamato il “trilemma” (decarbonizzazione, competitività, sicurezza) e una quarta priorità: ridurre la dipendenza energetica estera (75% in Italia contro 57% UE). Tra gli strumenti citati:

• Piattaforma nazionale di monitoraggio del PNIEC: dati integrati e in evoluzione su FER, prezzi e benchmark europei.
• Comunità energetiche: 2.200 configurazioni in qualifica, 15.000 domande su PNRR; obiettivi ambientali, economici e sociali, oltre a diffusione della cultura della sostenibilità.
• Autoconsumo e agrisolare, Transizione 5.0 (crediti d’imposta verso 90–100 mln €/settimana nelle ultime settimane).
• Garanzia di ultima istanza sui PPA (decreto MASE-MEF firmato; regole operative in arrivo; piattaforma GME in lavorazione).
• Energy Release: in attesa della registrazione alla Corte dei Conti, con attenzione alla clausola di clawback per non snaturare la misura.

Sul FERX transitorio, numeri che indicano forte competizione e potenziale beneficio tariffario:

• Fotovoltaico: 10,1 GW richiesti (812 domande), con offerte in larga parte sotto 65 €/MWh; attese aggiudicazioni tra 60–65 €/MWh e fino a ~8–9 GW.
• Eolico onshore: 1,7 GW richiesti (58 domande), atteso clearing 73–80 €/MWh.

Secondo GSE, la gara potrebbe generare ~450 milioni di euro di risparmio sulla componente ASOS, trasferita ai clienti finali.

Arrigoni ha inoltre segnalato il rimbalzo dei consumi gas (+4,6% nei primi sette mesi dell’anno) a riprova del ruolo strategico del metano nel “traghettare” la transizione, e la necessità di proseguire su reti, accumuli e servizi di flessibilità.

Il nodo gas: lo spread PSV–TTF e le opzioni di intervento

Per l’on. Luca Squeri, lo spread tra il punto italiano PSV e il TTF olandese — tipicamente >2 €/MWh sullo spot, 1–2 €/MWh sui future, con picchi oltre 4–5 €/MWh — vale come una “tassa” da oltre un miliardo l’anno, viste le quantità coinvolte. L’impianto in preparazione punta su aste di liquidità per “diluire” lo spread e ancorare il prezzo a condizioni più aderenti ai flussi reali (oggi i riferimenti di frontiera pesano pur con volumi residuali). In alternativa (o in combinazione), l’ipotesi di spalmare parte dello spread su altre componenti, valutando pro e contro in termini di concorrenza e segnali di mercato.

Dal fronte dell’opposizione, l’on. Vinicio Peluffo ha legato la riduzione della dipendenza dal gas — in un mondo post “metano russo a basso prezzo” — sia alla decarbonizzazione sia alla riduzione strutturale della bolletta (GNL più caro e volatile). Sostegno dunque a rinnovabili, PPA e strumenti di lungo termine, comunità energetiche ed efficienza (tema riemerso con forza, oltre l’ondata del superbonus). Un monito infine sulla fiducia dei consumatori: l’uscita dalla tutela per alcuni è arrivata “in modo autoritativo”, tra confusione commerciale e telemarketing aggressivo; va ricostruita credibilità lungo “l’ultimo miglio” della liberalizzazione.

ARERA: disaccoppiare “cosa da cosa”, e rimuovere distorsioni

Per Massimo Ricci (ARERA), la parola “disaccoppiamento” va riportata alla sua sostanza: separare prezzi di lungo periodo da quelli di breve. Il gas non è quotato su orizzonti ventennali, quindi i meccanismi di lungo (CfD, PPA) implicano rischi tecnologici e di mercato che richiedono dosi precise e complementari al mercato spot. Nel breve, invece, il prezzo non sempre riflette il “valore della risorsa”:

• Nel gas, pesano corrispettivi di trasporto alle frontiere e l’operatività di Paesi extra-regolati: il differenziale PSV–TTF è quindi in buona parte distorsivo.
• Nell’elettrico, l’ETS incide sul prezzo marginale senza più svolgere appieno la sua funzione originaria (spingere le FER in modo neutrale), scaricando oneri aggiuntivi su clienti italiani e alimentando anche rendite di congestione verso l’estero.

L’Autorità ha già agito dove poteva (rimborso della RERET sui termoelettrici per non “caricare” il prezzo marginale) e indica altre possibili leve che però richiedono norma primaria. Sul fronte concorrenza, prosegue il monitoraggio e gli approfondimenti sui comportamenti di offerta e trattenimento di capacità, con cautela analitica vista la complessità dei mercati.

Regolazione “per” il mercato: il punto di IGET sul retail

Nella sessione retail, IGET ha rivendicato i benefici delle aste per i clienti non vulnerabili (prezzi migliori e minore concentrazione del mercato), proponendo di rivedere con precisione il perimetro dei vulnerabili per concentrare risorse su chi è davvero fragile. Sui prezzi finali, l’Italia è in linea con la media UE al netto di tasse e oneri; il problema è la stratificazione fiscale/parafiscale in bolletta: l’associazione sollecita un riordino graduale spostando in fiscalità generale gli oneri impropri.

Sul versante della fiducia, due priorità: completare in sicurezza la riforma switch 24 ore evitando “turismo energetico” e morosità opportunistica; contrastare il telemarketing fraudolento (dalla delibera anti-spoofing dell’AGCom all’albo degli intermediari della vendita).

(La discussione prosegue con il panel dedicato al retail: concorrenza, tutela dei consumatori e qualità delle pratiche commerciali restano i cardini del percorso.)

Prezzi e costi dell’energia: Analisi delle leve per la transizione energetica
L’approccio al costo effettivo per i consumatori

Quando si parla di prezzi e costi dell’energia, è fondamentale distinguere tra il prezzo teorico, quello che i fornitori applicano ai clienti per kilowattora, e il costo effettivo che i consumatori sostengono. Il prezzo include numerose componenti aggiuntive, come oneri di sistema, costi di distribuzione, e le compensazioni per particolari categorie di consumatori. Queste voci fanno sì che la cifra finale che un cliente paga sulla bolletta sia significativamente più alta del prezzo base di approvvigionamento. Il mix energetico di ogni paese gioca un ruolo cruciale in questa differenza, determinando sia il prezzo di acquisto delle materie prime sia gli oneri aggiuntivi associati alla fornitura.

In paesi come la Francia, dove l’energia nucleare costituisce una parte significativa della produzione, i costi sono contenuti. Di contro, la Spagna si avvale della mescalismo AREN, un sistema che permette ai fornitori di acquistare energia nucleare a prezzi favorevoli, riducendo quindi i costi di approvvigionamento per i clienti. Questi differenti approcci alla generazione di energia contribuiscono a variazioni nei costi finali per i consumatori, ma c’è una componente che resta comune a molti mercati: l'influenza degli oneri di rete e degli oneri generali di sistema.

Gli sgravi fiscali e le agevolazioni: Il caso della Germania

Un altro aspetto fondamentale nella determinazione del costo effettivo sono le agevolazioni governative. In Germania, ad esempio, il governo prevede una misura straordinaria dal 2026 che ridurrà il costo energetico per le famiglie, con una spesa complessiva di circa 10 miliardi di euro annui. Questo intervento ha lo scopo di alleggerire il peso degli oneri di rete, i quali rappresentano una voce considerevole della bolletta, particolarmente per i consumatori domestici. In Italia, nonostante i benefici derivanti dal sistema di compensazione, la distribuzione di queste agevolazioni non sempre raggiunge le categorie di consumatori più vulnerabili. In effetti, circa l'80% delle agevolazioni vanno a favore degli alti consumatori, mentre i consumatori domestici e le piccole e medie imprese ricevono una porzione significativamente inferiore.

L’efficacia del mercato retail in Italia: Opportunità e sfide

Nel contesto del mercato retail italiano, ci sono due questioni fondamentali. La prima riguarda l’efficacia della concorrenza. Sebbene la liberalizzazione del mercato energetico abbia portato a una maggiore concorrenza, il sistema degli oneri in bolletta continua a limitare l’efficacia del mercato. I clienti domestici sono spesso ostacolati dalla presenza di oneri fiscali e di sistema, che complicano la comprensione della struttura dei costi, riducendo la trasparenza e ostacolando l’adozione di scelte consapevoli. In secondo luogo, per rafforzare la partecipazione dei consumatori, è essenziale che vengano introdotti strumenti che permettano loro di interagire efficacemente con il mercato.

Per ottenere questo risultato, è necessario un miglioramento delle compensazioni e una redistribuzione più equa delle risorse, che non favorisca solo i consumatori ad alto consumo, ma che sia più inclusiva per le piccole imprese e le famiglie vulnerabili.

Il futuro del mercato retail: La transizione energetica e le sfide strutturali

Nei prossimi anni, il panorama dei costi energetici subirà un’evoluzione importante. Mentre l’Italia continua a puntare sulla transizione energetica, si prevede che i costi per i consumi elettrici aumenteranno nel breve e medio termine, principalmente a causa dei costi di sistema e dei nuovi oneri legati all'energia rinnovabile. Tuttavia, l’introduzione di fonti rinnovabili nel mix energetico potrebbe portare a una riduzione dei prezzi di approvvigionamento nel lungo termine, ma questo dipenderà dalla velocità con cui si concretizzeranno gli investimenti in capacità di accumulo, efficienza energetica e nelle reti intelligenti.

Le risorse per la transizione, infatti, non devono solo provenire dal cambiamento del mix energetico, ma anche da un miglioramento delle infrastrutture di rete, necessarie per ottimizzare la gestione delle fonti rinnovabili e per garantire che i consumatori possano beneficiare di prezzi stabili e sostenibili.

In un tale scenario, è essenziale che le agevolazioni fiscali e i bonus siano utilizzati in modo efficiente, privilegiando interventi strutturali per aumentare l’efficienza energetica e incentivare l’autoconsumo, evitando forme di intervento che possano danneggiare la concorrenza e distorcere il mercato.

Le leve per migliorare la competitività e l’accesso ai benefici della transizione

Secondo gli esperti, il futuro del mercato energetico dipenderà anche dalla capacità di regolare e bilanciare gli interessi tra la sostenibilità della transizione energetica e la necessità di mantenere i costi sostenibili per i consumatori finali. Tra le leve da attivare, le più significative includono:

• Fiscalizzazione degli oneri di sistema: questo potrebbe essere un passo importante per ridurre la stratificazione fiscale che aumenta i costi in bolletta, semplificando la struttura tariffaria e rendendo più comprensibile la spesa effettiva.
• Strumenti di tutela per i consumatori vulnerabili: per evitare che le misure di tutela diventino permanenti e distorcano la concorrenza, è necessario che i criteri di vulnerabilità siano temporeggiati e basati su indicatori economici oggettivi. Allo stesso tempo, è importante che le politiche non escludano totalmente dal mercato quei consumatori che potrebbero beneficiarne a lungo termine.
• Miglioramento della concorrenza nel mercato delle concessioni: le proroghe delle concessioni di distribuzione di energia devono essere ben bilanciate, affinché non si cristallizzino posizioni dominanti e non vengano rallentati gli investimenti necessari per migliorare l’efficienza delle reti e dei servizi.
• Promozione dell’efficienza energetica: l’efficientamento energetico rappresenta una delle vie principali per ridurre la spesa complessiva dei consumatori, in quanto consente di abbattere il consumo senza compromettere la qualità della vita.
• Trasparenza e stabilità regolatoria: per attrarre investimenti e stimolare la concorrenza, è essenziale che le norme siano chiare, certe e stabili nel tempo. Ciò consentirà di minimizzare l’incertezza e favorire la crescita di un mercato libero ed efficiente.

Conclusioni

In conclusione, il sistema energetico italiano è in fase di evoluzione e il futuro del mercato retail dipenderà dalla capacità di bilanciare le esigenze di transizione energetica, efficienza e competitività. Gli interventi devono essere mirati a garantire una redistribuzione equa delle agevolazioni, favorire la concorrenza e incoraggiare innovazione e investimenti in infrastrutture. La sfida principale rimane quella di garantire prezzi sostenibili per tutti i consumatori, specialmente quelli più vulnerabili, senza compromettere la competitività del mercato e la sostenibilità della transizione energetica.