Oggi in Spagna l’elettricità costa un terzo rispetto all’Italia, grazie alle rinnovabili

Nei primi quattro mesi del 2026 il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità in Spagna è stato pari a 44 euro/MWh. In Italia, nello stesso periodo, è arrivato a 127 euro/MWh; in Germania a 96 euro/MWh e nel Regno Unito a 103 euro/MWh. Il risultato è che oggi il mercato elettrico spagnolo è tra i più economici d’Europa, con un prezzo pari a circa un terzo di quello italiano.

A spiegare come sia avvenuto questo cambio di passo è Jan Rosenow, professore di Energy and climate policy all’Università di Oxford, che legge il caso spagnolo come uno degli esempi più chiari in Europa dell’effetto delle rinnovabili sui prezzi elettrici. «La storia dietro questa classifica è, in apparenza, semplice. La Spagna ha progressivamente spinto il gas fuori dalla propria offerta elettrica, e il prezzo dell’elettricità l’ha seguita», osserva Rosenow.

Venticinque anni fa un terzo dell’elettricità spagnola arrivava dal carbone, oggi di fatto scomparso, mentre in Italia il Governo Meloni vuole tenere a galla le centrali rimaste fino al 2038. Il gas, cresciuto negli anni Duemila come fonte sostitutiva, aveva superato il 30% della generazione alla fine di quel decennio, mentre oggi è sceso intorno al 19%. Il nucleare è rimasto stabile attorno al 19%, idroelettrico e bioenergie insieme valgono circa il 14%, mentre lo spazio lasciato dalle fonti fossili è stato progressivamente occupato da eolico e fotovoltaico.

Nel 2025 l’eolico ha fornito da solo il 20% della generazione elettrica spagnola e il solare, che all’inizio degli anni Dieci era ancora marginale, è arrivato al 22%. Insieme, queste due tecnologie producono oggi più elettricità di qualunque altra categoria del sistema, inclusa la flotta nucleare che per anni ha rappresentato la base della produzione (mentre il Governo spagnolo ha adesso deciso di procedere alla chiusura delle centrali nucleari rimaste, con un iter progressivo dal 2027 al 2035).

Ancora più importante del quantitativo assoluto di elettricità prodotta da rinnovabili, è la quota parte disponibile per fissare il prezzo marginale – il meccanismo che definisce il costo all’ingrosso dell’elettricità, in Spagna come in Italia – in una quota crescente di ore, spiazzando i combustibili fossili. In Spagna, infatti, il gas fissa il prezzo sempre meno spesso: era l’impianto marginale nel 55% delle ore nel 2022, nel 27% nel 2024 e appena nel 9% nei primi quattro mesi del 2026 (mentre in Italia nella prima parte dell’anno è arrivato a quota 89%).

Questo non significa che il gas sia scomparso. Continua a coprire circa un quinto dell’elettricità spagnola, più o meno quanto il nucleare. Ma il suo ruolo nella formazione del prezzo si è ridotto molto più rapidamente del suo peso nel mix energetico. È qui che si vede il vantaggio delle rinnovabili: più ore con eolico e solare disponibili significano meno ore in cui il prezzo dipende dal gas, e dunque minore esposizione agli shock geopolitici e ai rincari dei combustibili fossili.

L’analisi di Rosenow invita anche a non confondere prezzo all’ingrosso e bolletta finale. I 44 euro/MWh indicano quanto viene riconosciuto ai produttori nel mercato day-ahead, non quanto pagano le famiglie. Sulla bolletta si sommano oneri di rete, costi di sistema, margini dei fornitori, tasse e prelievi, che possono raddoppiare o triplicare il valore iniziale. Non a caso, nonostante prezzi all’ingrosso tra i più bassi d’Europa, nel 2025 le famiglie spagnole pagavano ancora più della media Ue, con 0,265 euro/kWh, anche per il peso di imposte e oneri sull’elettricità (in ogni caso, il costo all’ingrosso dell’energia resta di gran lunga la componente maggioritaria in bolletta, come conferma anche la Bce).

C’è però un secondo tema centrale: la stabilità del sistema. Aumentare eolico e solare riduce i prezzi medi, ma non elimina da solo la volatilità. Come ricorda in parallelo un’analisi dell’Oxford Institute for Energy Studies, quando le rinnovabili crescono e spiazzano la generazione termoelettrica, il gas lavora meno ore, ma può restare decisivo nei momenti di bassa produzione rinnovabile o alta domanda. In quei casi, se la flessibilità continua a essere fornita soprattutto da impianti fossili, i picchi di prezzo possono concentrarsi in meno ore ma diventare più intensi. La lezione non è rallentare le rinnovabili, ma accompagnarle con accumuli, domanda flessibile, interconnessioni e generazione low carbon programmabile, compresa una riserva termoelettrica alimentata con combustibili verdi per l’accumulo stagionale, come aggiunge il dirigente di ricerca del Cnr Luigi Moccia.