Decoupling nel mercato elettrico: un percorso lento ma già avviato

Perché l'elettricità segue il gas?

Nei mercati elettrici europei il prezzo all’ingrosso si forma secondo il principio del marginal pricing: l’asta viene vinta dall’offerta più economica, ma tutti i produttori vengono pagati al prezzo dell’unità più costosa accettata — quella che chiude il mercato. In Italia, questa unità marginale è spesso una centrale a gas. Ne consegue che quando il gas diventa più caro, il prezzo dell’elettricità sale di pari passo, anche se gran parte dell’energia viene nel frattempo prodotta da fotovoltaico o idroelettrico, tecnologie con costo variabile prossimo a zero.

La correlazione non è però uniforme in tutta Europa. Nei Paesi dove le rinnovabili dominano il mix — Scandinavia, Spagna — il prezzo elettrico si è già parzialmente sganciato da quello del gas. In Italia il percorso è iniziato ma è ancora incompleto: il termoelettrico a gas rimane la tecnologia marginale più frequente, soprattutto d’inverno, quando la domanda aumenta e la produzione solare si riduce.

È possibile intervenire su questo legame? La risposta è sì, ma occorre distinguere tre tipi di azione: interventi tampone (come il recente DL Bollette), modifiche al disegno del mercato con effetti strutturali quasi immediati, e politiche di lungo termine che trasformano gradualmente il mix di generazione. La storia degli ultimi mesi offre esempi concreti di tutti e tre.

Un inverno difficile: siccità, gas e aste a 15 minuti

L’inverno 2025-26 ha messo sotto pressione il sistema per più ragioni. L’idroelettrico è sceso di circa il 10% rispetto all’anno precedente a partire da ottobre, costringendo il sistema a ricorrere maggiormente al termoelettrico. Il peso del gas nel mix è salito dal 3,3% di ottobre al 7,6% a dicembre. Nel frattempo, il fotovoltaico ha continuato a crescere in modo strutturale — ma non abbastanza da compensare la carenza idrica nelle ore serali e notturne.

Proprio in questo contesto si è inserita l’introduzione — il 1° ottobre 2025, in tutta Europa simultaneamente — delle aste a 15 minuti (Market Time Unit, MTU) sul mercato del giorno prima. La logica della riforma è chiara: una granularità temporale più fine consente di valorizzare meglio l’energia rinnovabile intermittente, riduce gli squilibri tra domanda e offerta e migliora l’efficienza allocativa. Tuttavia, sulla stampa è circolata la tesi che proprio queste aste abbiano causato l’aumento del PUN.

L’analisi: le aste a 15 minuti non sembrano aver aumentato la correlazione coi prezzi del gas

Per rispondere a questa domanda, il Position Paper presenta un’analisi econometrica su circa 19.000 osservazioni orarie relative al periodo gennaio 2024 – febbraio 2026. Il modello stima come varia il PUN al variare del prezzo del gas (PSV), controllando per tutte le principali variabili di sistema: produzione da ciascuna fonte energetica, prezzo della CO₂, import netto, stagionalità oraria e mensile.

Il risultato principale è significativo: prima della riforma, un aumento di 1 € nel prezzo del gas si traduceva in un aumento medio di circa 1,98 € nel PUN. Dopo l’introduzione delle aste a 15 minuti, questo valore scende a circa 1,71 €: una riduzione statisticamente significativa del pass-through. In altre parole, le aste quartorarie hanno attenuato la trasmissione del prezzo del gas al mercato elettrico nel periodo analizzato.

Il modello spiega l’84% della variabilità del PUN, valore molto elevato per questo tipo di analisi. L’aumento del prezzo dell’elettricità osservato nell’inverno appena trascorso va dunque attribuito ai fondamentali — idroelettrico debole, domanda in crescita (+1,7% a novembre), volatilità del prezzo del gas — non alla riforma delle aste.

Una nota metodologica importante: l’effetto stimato non si è stabilizzato immediatamente. Nelle prime settimane post-riforma il coefficiente appariva instabile. Solo da gennaio 2026 il valore si è consolidato su livelli negativi e statisticamente significativi. Sarà necessario ripetere l’analisi con almeno un anno completo di dati post-riforma per conferme più robuste.

Una proposta dalla letteratura scientifica: il mercato a due segmenti

La letteratura scientifica più recente ha proposto un’alternativa strutturale al meccanismo attuale: il Segmented Pay-as-Clear (SPaC). L’idea è creare due sotto-mercati paralleli — uno per le tecnologie a costo marginale basso (rinnovabili) e uno per quelle ad alto costo variabile (termoelettrico) — ciascuno con il proprio prezzo marginale. Simulazioni con algoritmi di reinforcement learning su dati di 595 impianti italiani mostrano un risparmio potenziale di sistema del 22% rispetto all’attuale Pay-as-Clear.

Il modello è intellettualmente elegante, ma presenta criticità operative significative:

• La minimizzazione dei costi di sistema potrebbe ridurre la redditività degli impianti, spingendo gli operatori ad alzare i prezzi in offerta per compensare i mancati ricavi.
• Bassi prezzi di equilibrio nel mercato delle rinnovabili porterebbero ad un aumento degli oneri di sistema per compensazioni rispetto allo strike price dei CfD.
• Alcune offerte di impianti rinnovabili con prezzo inferiore all’equilibrio potrebbero essere rifiutate dal meccanismo, complicando il raggiungimento degli obiettivi climatici.
• L’integrazione con il market coupling europeo richiederebbe modifiche all’algoritmo EUPHEMIA — un’operazione complessa sia tecnicamente che politicamente.

Proprio quest’ultimo punto rende il modello SPaC difficilmente praticabile nel breve e medio termine, soprattutto in un contesto in cui l’Italia e l’Europa hanno già imboccato una strada diversa: quella dei Contratti per Differenza (CfD) tramite aste competitive.

La strada già tracciata: un decoupling strutturale, lento ma reale

Il vero decoupling non è un interruttore da azionare: è un processo strutturale in corso da anni, che si compirà man mano che le rinnovabili sostituiranno il gas come tecnologia marginale. I primi segnali concreti sono già visibili: nel 2025 l’Italia ha registrato le prime ore con prezzo zero anche al Nord, e ottobre — il primo mese con aste a 15 minuti — ha mostrato numerosi quarti d’ora a prezzo nullo. Nel 2026, prezzi nulli si sono già verificati a febbraio e marzo, anticipando la tendenza dell’anno precedente.

Il 2030 si profila come anno chiave su due fronti. Il primo riguarda l’entrata in esercizio degli impianti aggiudicatari delle aste FER-X, i quali godranno di CfD con uno strike price medio intorno ai 72 €/MWh: ogni volta che il prezzo di mercato supera questo livello, i produttori restituiranno la differenza ai consumatori, funzionando di fatto come un’assicurazione contro i picchi. Il secondo fronte riguarda la fine progressiva dei Conti Energia: questi incentivi a feed-in premium, introdotti tra il 2005 e il 2012, pesano per quasi il 50% della componente Asos in bolletta e — a differenza dei CfD — non offrono alcun effetto compensativo al rialzo dei prezzi. La loro scadenza tra il 2030 e il 2033 rappresenterà un alleggerimento strutturale permanente.

Il DL Bollette, che tra le altre misure prevede il rimborso ai produttori del costo dei permessi di emissione (ETS) con l’obiettivo di abbassare il prezzo marginale, rappresenta invece un esempio di intervento tampone. La misura è comprensibile da un punto di vista politico, ma introduce rischi non trascurabili: in un mercato integrato a livello europeo, alterare il prezzo marginale solo in Italia potrebbe aumentare le ore di export netto, riducendo la pressione competitiva e trasferendo parte del beneficio ai consumatori esteri. È un’ulteriore conferma che in contesti interconnessi, le correzioni di breve termine ai meccanismi di formazione del prezzo possono avere conseguenze opposte a quelle attese.

Un ulteriore elemento di policy merita attenzione: la tempistica di trasferimento dei benefici dei CfD al consumatore finale. L’attuale meccanismo trimestrale di aggiornamento della componente Asos è adeguato in condizioni normali, ma lascia aperta una finestra troppo larga nei momenti di shock. Ridurre la cadenza di aggiornamento fino al limite tecnico mensile — man mano che cresce la quota di impianti incentivati a CfD — permetterebbe ai consumatori di percepire più rapidamente l’effetto assicurazione delle rinnovabili.

In sintesi

Il decoupling tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricità non è un’illusione né una soluzione a portata di mano: è un processo già in corso, che l’analisi quantitativa documenta nei suoi progressi e nei suoi limiti. Le aste a 15 minuti non sembrano aver contribuito negativamente. Il modello SPaC mostra potenziali vantaggi ma difficoltà operative rilevanti. La vera soluzione di lungo periodo è già stata imboccata: più rinnovabili, più contratti CfD, esaurimento progressivo dei Conti Energia.

Ciò che manca è la percezione di questo processo da parte dei consumatori finali. L’opinione pubblica — comprensibilmente — reagisce agli shock di prezzo, non alle tendenze pluriennali. La risposta corretta non è accelerare con interventi tampone che rischiano di destabilizzare il mercato, ma avvicinare il più possibile i benefici della transizione alla bolletta in tempo reale, garantire il successo delle prossime aste FER-X e prepararsi al dividendo strutturale che verrà con la fine dei Conti Energia.

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