Prezzo spagnolo 65 €/MWh contro 116 italiani, gas decisivo nel 66% delle ore contro il 9%
All’inizio di agosto, QualEnergia su La Nuova Ecologia metteva in fila un dettaglio che spiega quasi tutto: secondo i dati diffusi da Ember, nei primi mesi del 2026 il gas ha fissato il prezzo dell’elettricità nell’89% delle ore in Italia e solo nel 15% in Spagna. Non è statistica fine a se stessa: è il meccanismo di formazione del prezzo marginale, ed è ciò che determina chi paga quanto.
Il prezzo non lo decide il sole
Nel mercato elettrico all’ingrosso, le offerte di produzione vengono ordinate dal costo marginale più basso al più alto, e il prezzo di equilibrio in ciascuna ora coincide con il costo dell’ultima centrale necessaria a coprire la domanda: l’impianto marginale. Quando eolico e fotovoltaico non bastano, entrano le centrali a gas; e siccome il gas costa, è il gas a dettare il prezzo per tutto il parco, anche per chi produce a costo quasi zero. La distanza tra l’89% delle ore italiano e il 15% spagnolo misura esattamente quanto spesso il gas è l’ultimo a parlare, e quindi quanto spesso l’intero mercato si allinea al costo del combustibile fossile invece che al costo quasi nullo delle rinnovabili.
I numeri del 2024 lo mostrano senza ambiguità. Il prezzo medio all’ingrosso è stato di circa 65 €/MWh in Spagna contro i circa 116 €/MWh in Italia, un differenziale di circa il 44% in meno per la Spagna. E non è un fattore climatico: secondo uno studio del Banco de España, nella prima metà del 2024 il prezzo all’ingrosso spagnolo è risultato di oltre il 40% inferiore rispetto allo scenario senza l’espansione delle rinnovabili. In sostanza, senza i nuovi gigawatt i prezzi iberici sarebbero stati molto più alti. Ma come ha fatto la Spagna a ridurre così tanto le ore in cui il gas comanda?
La risposta non è nel meteo, è nella capacità
Tra il 2019 e il 2024 la Spagna ha aggiunto oltre 50 GW di nuova capacità eolica e fotovoltaica, portando le rinnovabili a coprire circa il 57% della produzione elettrica. Con una base di generazione così ampia e a costo marginale quasi nullo, il gas è stato spinto fuori dal ruolo di marginale in gran parte delle ore. L’effetto si è visto nei prezzi: nella prima metà del 2025, secondo Ember, i prezzi all’ingrosso in Spagna erano inferiori del 32% rispetto alla media UE e almeno del 30% rispetto a qualsiasi paese europeo con un grande parco di centrali a gas, come l’Italia o la Germania.
L’Italia non ha percorso la stessa strada. Il Decreto 63/2024, in vigore dal 16 maggio 2024, secondo le voci ha completamente vietato il fotovoltaico su terreni agricoli, chiudendo una delle strade più rapide per aggiungere capacità rinnovabile a basso costo. Il regime FER X successivo copre fotovoltaico, eolico a terra, idroelettrico e impianti a gas di depurazione fino al 31 dicembre 2030, sostenendo fino a 37,15 GW di capacità incentivata, ma non ha compensato il freno sul fotovoltaico a terra.
La fotografia del 2026 conferma il ritardo. Secondo un’analisi dell’Agenzia europea dell’ambiente, nel 2026 il gas ha determinato il prezzo dell’elettricità nel 66% delle ore analizzate in Italia — uno dei valori più alti dell’UE, insieme alla Polonia con il 63% — mentre in Spagna il gas ha fissato il prezzo solo nel 9% delle ore, con un prezzo medio di 43 €/MWh nel periodo. Il vantaggio spagnolo non resta confinato ai mercati all’ingrosso: si traduce in bollette industriali più leggere e in margini diversi per chi gestisce impianti.
Il conto si paga in bolletta industriale
Il differenziale non è un numero astratto: è un trasferimento di competitività. Un’analisi di CaixaBank Research mostra che tra il 2018 e il 2024 i prezzi relativi dell’energia per uso industriale si sono spostati in modo sostanziale a favore della Spagna rispetto al resto d’Europa. Nel 2018 l’industria spagnola pagava l’elettricità il 31,5% in più rispetto all’industria europea; nel 2024 pagava il 20,9% in meno. In sei anni il segno si è invertito: produrre in Spagna costa oggi meno, in termini energetici, che produrre in un paese rimasto dipendente dal gas nella formazione del prezzo.
Il divario Spagna-Italia non è un destino geografico: è il risultato di scelte impiantistiche e regolatorie. La Spagna ha costruito capacità, l’Italia ha limitato il fotovoltaico a terra e si è mossa più lentamente. Per chi progetta o gestisce impianti a energia pulita in Italia, ogni mese di ritardo nello spiazzare il gas dal ruolo di marginale si paga in bolletta e in competitività. Quanto tempo può permettersi l’Italia di restare fuori da questo gioco?
