Nel labirinto della bolletta. Aggredire il caro-energia è possibile

Lo stato prende, lo stato dà. Nello specifico, dalla bolletta dell’energia elettrica, prende. Le polemiche di questi mesi sul caroenergia sono l’epilogo di una storia iniziata molti anni fa ed esacerbata dalla terza Guerra del Golfo (oggi) o dall’invasione dell’Ucraina (ieri). Cerchiamo allora di capire quali sono le maggiori determinanti del prezzo dell’energia elettrica, come sono nate e quali spazi ci sono per intervenire a favore dei consumatori.

La bolletta ha quattro parti principali: la componente energia, che per un cliente domestico in maggior tutela nel secondo trimestre 2026 incide per circa il 60,5 per cento; la spesa per il trasporto dell’energia e la gestione del contatore (17,2 per cento); gli oneri generali di sistema (10,5 per cento); le imposte (accisa e Iva, 11,9 per cento). Le proporzioni possono variare a seconda delle tipologie di contratto, ma quelle appena riportate danno un’idea degli ordini di grandezza. In valore assoluto, nel secondo semestre 2025 (l’ultimo periodo per cui i dati Eurostat sono disponibili) le famiglie italiane spendevano all’incirca come gli altri europei (296,6 euro/MWh contro una media di 289,6), collocandosi al di sotto dei tedeschi (386,9) ma sopra gli spagnoli (266,9) e i francesi (256,1). Per le imprese la situazione è solo parzialmente diversa, anche in funzione delle loro dimensioni e caratteristiche.

Qual è la genesi di questa situazione? Per rispondere, bisogna concentrarsi sulle singole componenti. Il carico fiscale è simile agli altri paesi. Questo dipende anche dal fatto che le famiglie godono di un’aliquota Iva agevolata (10 per cento anziché 22) e dell’esenzione dal pagamento dell’accisa su una quota degli usi residenziali (che, tra l’altro, essendo recuperata sui consumi oltre tale soglia, ne scoraggia l’elettrificazione). Per le reti, gli italiani spendono meno della media Ue, nonostante gli operatori godano di rendimenti superiori ai loro pari in altri stati membri. Questo risultato positivo è frutto di una efficace regolazione da parte dell’Arera. Eppure anche lì potrebbe esserci qualche margine di miglioramento: durante lo scorso mandato, l’Autorità aveva discusso una innovazione metodologica per limitare le rendite (il cosiddetto RoRE, Return on Regulated Equity). Di fatto la sua introduzione serve a mostrare in modo trasparente in quale forcella di redditività può ricadere il margine degli operatori di rete in relazione alla loro capacità di seguire gli incentivi (“bastone e carota”) inseriti dal regolatore nel sistema tariffario. Spetta al nuovo collegio completare il lavoro.

Il grosso della differenza dipende dalla componente energia e dagli oneri generali di sistema. I dati disaggregati sulla composizione delle bollette degli europei sono disponibili solo in relazione alla media annua del 2025. Per quanto riguarda la componente energia, che include il costo della materia prima, le spese per mantenere in equilibrio il sistema elettrico e la remunerazione del venditore, l’Italia era il secondo paese più caro, con una spesa media di 180 euro/MWh (dopo l’Irlanda con 229 euro/MWh). La media Ue era di 124,6 euro, mentre spagnoli e francesi versavano, rispettivamente, 110,8 e 108,8 euro. Tale divario si è probabilmente ampliato nel corso di quest’anno, per effetto della crisi nel Golfo e del conseguente incremento dei prezzi del gas. Le differenze nella componente energia dipendono prevalentemente (anche se non esclusivamente) dal prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica e, in particolare, dal cosiddetto mercato del giorno prima (e dai costi per il bilanciamento del sistema elettrico). Questo riflette il mix di generazione e tende a essere inferiore nei paesi nei quali la richiesta di energia elettrica è soddisfatta prevalentemente da fonti a bassi costi marginali, come le rinnovabili e il nucleare. Infatti, nel mercato del giorno prima le diverse fonti vengono selezionate in funzione dei loro costi variabili: più sono alti, più pompano il prezzo.

Gli impianti a gas hanno costi marginali strutturalmente più elevati, che nelle fasi di crisi come quella che stiamo attraversando vanno alle stelle. In altri periodi storici le cose sono andate diversamente: per esempio, nel 2019, quando l’incidenza del gas era ancora più alta di oggi, il prezzo medio dell’energia sulla borsa italiana era di poco superiore ai 50 euro/MWh, contro i 116 del 2025 e i 120 di maggio 2026. Tuttavia, i costi marginali degli impianti a gas non dipendono solo dal combustibile: incorporano anche le quote di emissione. Infatti, la produzione di un MWh da gas comporta il rilascio in atmosfera di circa 0,4 tonnellate di CO2 (complessivamente, l’Ita-lia emette circa 360 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, di cui circa 70 dal settore elettrico). Se la CO2 si aggira attorno ai 75-80 euro per tonnellata (grossomodo i livelli attuali), alza i costi delle centrali a gas di circa 30 euro / MWh. Tale è il “sovrapprezzo” che il governo ha tentato di aggredire attraverso il meccanismo di sterilizzazione del decreto bollette, attualmente oggetto di un confronto con la Commissione europea per renderlo compatibile con il quadro temporaneo sugli aiuti di stato in relazione alla crisi in medio oriente (ne parleremo più diffusamente in uno studio di prossima pubblicazione per l’Istituto Bruno Leoni).

E gli oneri generali di sistema? Essi contengono numerose voci. La più importante è relativa agli incentivi per le rinnovabili, che nel 2025 hanno assorbito circa 11 miliardi di euro (di cui 5,7 per il vecchio fotovoltaico). Altri oneri sono relativi al finanziamento del bonus elettrico, cioè lo “sconto” sul prezzo dell’energia per le famiglie a basso reddito, che nel 2024 è costato circa un miliardo di euro, di cui 200 milioni dalla fiscalità generale, e i regimi tariffari speciali, cioè l’agevolazione sul costo dell’energia elettrica per le ferrovie, che nel 2024 è costata circa 1,3 miliardi. Gli andamenti del regime tariffario speciale e degli incentivi alle rinnovabili più recenti (che prevedono il riconoscimento di un prezzo fisso ai produttori green) sono fortemente sensibili all’andamento dei prezzi all’ingrosso, ma seguono direzioni opposte: gli sgravi per le ferrovie crescono quando aumentano le quotazioni dell’energia (tanto che nel 2022 hanno raggiungo la cifra record di 1,5 miliardi); al contrario, il sostegno alle rinnovabili scende quando crescono i prezzi. Questo spiega perché il fabbisogno si è ridotto durante la crisi del 2022 ma è tornato a salire l’anno scorso. E’ probabile che, nel 2026, subirà una leggera contrazione. Comunque, questi meccanismi sono destinati nel complesso a produrre oneri aggiuntivi, anche se, data la volatilità dei prezzi, non è facile stabilirne la dimensione. Ciò vale pure per altre sovvenzioni, come quelle per le batterie (il cosiddetto Macse) e gli impianti termoelettrici (il mercato della capacità, il cui costo ricade all’interno della componente energia). Vanno aggiunti anche i costi per lo sviluppo delle reti, che contano svariate decine di miliardi di euro nel prossimo decennio (23 per la trasmissione e circa 60 per la distribuzione). Come ha scritto Chicco Testa sul Foglio di sabato, più queste voci aumentano, più il prezzo di mercato perde significatività perché la bolletta finisce per essere dominata dai costi fissi del sistema, invece che dal valore effettivo dell’energia elettrica.

Insomma, le cause del caro-energia sono molteplici e hanno radici diverse. Hanno però qualcosa in comune: tutte dipendono, direttamente o indirettamente, da scelte politiche. In alcuni casi si tratta di decisioni maturate a livello europeo, o di loro conseguenze: più spesso, però, sono effetto di norme che nessuno ci ha imposto dall’esterno e che sono state prese a Roma. Quindi, è giusto contestare Bruxelles e chiedere un aggiustamento di rotta sugli eccessi del Green Deal, ma si può fare di più e prima correggendo gli errori (chiamiamoli così) made in Italy. Sul fronte europeo, l’argomento oggi di massima attualità è il futuro dell’Ets (l’Emissions Trading System). Al di là di eventuali revisioni, gran parte delle quote (circa il 60 per cento) viene venduta all’asta, generando un gettito che, per l’Italia, è di circa 2-2,5 miliardi di euro all’anno. Per legge, la metà è destinata all’abbattimento del debito pubblico; l’altra metà dovrebbe andare a progetti collegati al clima, ma si disperde in mille rivoli opachi. Peggio ancora, la nuova proposta di bilancio pluriennale della Commissione Ue prevede di trasferirne una fetta crescente a Bruxelles, per sostenere un budget in crescita del 32 per cento rispetto al periodo precedente. Come dimostra uno studio Epicenter, l’Europa non ha bisogno di risorse aggiuntive: può raggiungere i suoi obiettivi concentrando meglio le spese e rimanendo entro il confine tradizionale dell’1 per cento del reddito nazionale lordo. I denari della CO2 potrebbero e dovrebbero essere utilizzati interamente per ridurre il peso della bolletta, sgravando i consumatori di una parte del finanziamento degli oneri. Ciò sarebbe, peraltro, coerente con l’obiettivo di elettrificare i consumi. Se non lo si fa, è perché la politica italiana – e non l’Europa o i mercati – preferisce mantenere la libertà di spendere a destra e manca.

Viceversa, ridurre gli oneri dovrebbe diventare una priorità assoluta. Ci sono due passi che l’esecutivo potrebbe facilmente compiere. Il primo riguarda il graduale trasferimento di alcuni di essi verso la fiscalità generale: politiche come il bonus o i regimi tariffari speciali per le ferrovie non hanno nulla a che vedere col funzionamento del sistema elettrico; sono piuttosto politiche di più ampio respiro, che riguardano la redistribuzione del reddito e i trasporti e la finanza regionale. Ma allora perché dovrebbero essere pagate dai consumatori elettrici (in proporzione ai loro consumi) e non dai contribuenti (in proporzione al reddito)? Si dirà: serve la copertura. Non c’è dubbio; ma allora bisogna smetterla di promettere riduzioni della bolletta. Comunque, non dovrebbe essere difficile trovare un paio di miliardi tra le pieghe di un bilancio che, nel 2026, sfiorerà l’astronomica cifra di 1.200 miliardi. Secondariamente, come abbiamo visto, gran parte degli oneri generali di sistema va al finanziamento delle fonti rinnovabili. Nel prossimo decennio, il fabbisogno crollerà rapidamente, man mano che arriveranno a scadenza i meccanismi di incentivazione più risalenti nel tempo. Il governo dovrebbe impegnarsi a non varare altri sistemi di supporto: invece di approfittare del calo naturale degli oneri per tirare fuori dal cilindro nuove spese, bisognerebbe lasciare che il risparmio venga automaticamente e interamente trasferito ai consumatori. Tra l’altro, uno studio di Massimo Beccarello e altri sul funzionamento dell’Ets ha mostrato che la sua efficacia è grandemente ridotta dalla sovrapposizione con altre politiche contigue, quali appunto i sussidi alle rinnovabili, che finiscono per cannibalizzarsi a vicenda. Una forte determinazione a blindare il calo degli oneri renderebbe più efficiente l’Ets e ridurrebbe la pressione su di esso. Altre risorse ancora potrebbero venire dai canoni di concessione sugli impianti idroelettrici e le reti di distribuzione, sottodimensionati gli uni, pressoché assenti gli altri: ma questo richiede lo svolgimento delle gare (come previsto dalle norme vigenti, che andrebbero semplicemente attuate). Invece il governo sta cercando in ogni modo di rinviarle o cancellarle.

Ammesso di fare pulizia tra gli oneri generali di sistema, resta il preponderante peso del costo dell’energia all’ingrosso. Anche qui, la politica potrebbe fare molto, sia per rendere più frizzante la concorrenza, sia per cambiare il volto al nostro parco di generazione. Sul primo punto, la maggior parte dei paesi europei sta sperimentando un crollo dei prezzi dovuto alla forte penetrazione delle fonti rinnovabili, che talvolta spingono i prezzi a zero o addirittura in territorio negativo. Questo accade più raramente in Italia, nonostante le rinnovabili rappresentino ormai una fetta maggioritaria della produzione domestica di energia elettrica (circa il 60 per cento ad aprile 2026). La ragione è che le regole scoraggiano i produttori dal fare offerte aggressive: per esempio, alcuni sussidi vengono meno se i produttori offrono a prezzi negativi; inoltre i prezzi negativi sono ammessi in alcune sessioni del mercato ma non in altre (come il cosiddetto mercato dei servizi di dispacciamento). A incidere potrebbero essere anche le condotte talvolta scorrette di alcuni operatori, come ha documentato un’indagine Arera sui fenomeni di “trattenimento economico della capacità” negli anni 2023-24 (al momento rimasta senza conseguenze). Il decreto bollette cerca di intervenire sul tema ma, invece di agevolarne la soluzione, la complica, peraltro in violazione del diritto Ue: l’Arera non ha bisogno di più poteri o doveri, ma della semplice volontà di andare avanti. Burocratizzandone l’operato e moltiplicandone gli obblighi di controllo e monitoraggio, invece di renderla più forte, la si rende più impotente.

Per il resto, è evidente che, se vogliamo prezzi all’ingrosso più bassi, dobbiamo accelerare la trasformazione del parco di generazione. Purtroppo, nonostante le tante dichiarazioni in tal senso dei politici di tutti gli schieramenti, i fatti sono pochi: delle fonti diverse dal gas, due che in Europa giocano un ruolo fondamentale (carbone e nucleare) non sono di fatto ammesse in Italia. Sul nucleare il governo ha fatto qualche timido passo avanti, ma il tempo perso rende ormai pressoché impossibile raggiungere risultati concreti entro la fine della legislatura. Per quanto riguarda le rinnovabili, il paradosso è che vengono favorite dove costano di più (come l’agrivoltaico, per cui sono stati stanziati oltre tre miliardi), mentre sono vietate dove sarebbero competitive (come il grande fotovoltaico a terra). Per giunta, le regioni spesso ne ostacolano la realizzazione: i recenti scontri tra il ministro Gilberto Pichetto Fratin e la presidente della Sardegna Alessandra Todde sono forse il caso più noto di divaricazione tra la retorica pro-rinnovabili e la realtà di una politica ostruzionistica.

Invece di dare sussidi, dovremmo tagliare la burocrazia; invece di pianificare dall’alto l’installazione delle rinnovabili, dovremmo lasciare le imprese libere di individuare i siti più adatti e di assumersi il rischio delle relative produzioni; invece di imbottire la bolletta di “meccanismi di supporto” (come pudicamente vengono definiti), che ormai riguardano rinnovabili, centrali a gas, batterie e potenzialmente le centrali a carbone che l’esecutivo sembra voler pagare purché non producano (!), dovremmo elargire meno prebende; invece di regolamentare minuziosamente i mercati all’ingrosso e al dettaglio, dovremmo “lasciare libero chi ha voglia di fare”; invece di “tutelare” i consumatori ingessando i mercati, dovremmo stimolarli affinché ne diventino protagonisti attivi (anche utilizzando per la flessibilità gli accumuli generosamente sussidiati col Superbonus, che oggi non possono essere impiegati per questioni burocratiche). Il funzionamento di qualunque mercato presuppone che chi offre ai clienti ciò di cui hanno bisogno sia premiato con i profitti. Ma, simmetricamente, chi sbaglia dovrebbe perdere soldi e, al limite, fallire. Invece noi abbiamo creato un mercato in cui chi guadagna viene punito, chi perde risarcito; anzi, in cui nessuno può perdere (perché sussidiato da tutti i lati) e chi fa profitti eccessivi viene extra-tassato. Se i principi del mercato vengono capovolti, non c’è niente da stupirsi se – poi – esso funziona male e produce extra-costi.