Ora che al Sud l’energia costa meno arriva il prezzo che stanga il Nord

Il mercato elettrico all’ingrosso italiano è oggi articolato in sette macro-zone geografiche (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna), ma il prezzo finale per i consumatori con contratti indicizzati resta ancorato al Pun Index Gme, una media ponderata dei prezzi zonali che attenua le differenze territoriali.

Con l’espansione del fotovoltaico al Sud, il prezzo spot nelle ore centrali può crollare sistematicamente, anche fino a zero, per l’eccesso di offerta rispetto alla domanda della zona. La riforma viene presentata come un beneficio per i consumatori meridionali, che pagherebbero meno grazie all’abbondanza di rinnovabili locali, mentre la grande massa degli energivori e la maggior parte dei consumi domestici si concentra nel Centro Nord.

Una premessa necessaria riguarda la natura stessa delle zone di mercato. Queste esistono perché la rete non ha capacità sufficiente a permettere un libero flusso dell’energia tra aree di produzione e di consumo. La congestione è un’inefficienza del sistema, e la risposta razionale consiste nell’eliminarla con investimenti di rete e connessioni più robuste tra zone.

Applicare un prezzo differenziato significa invece istituzionalizzare il sotto investimento, trasformando una carenza infrastrutturale in una variabile strutturale permanente. Terna ha un Piano di sviluppo 2025-2034 da oltre 23 miliardi proprio per integrare le rinnovabili e aumentare la capacità di scambio tra zone, con stime che la porterebbero da circa 16 Gw a circa 39 Gw. Se il piano industriale della rete è concepito per sbloccare le zone, il prezzo zonale non può essere presentato come assetto stabile e definitivo. La riforma perderebbe di senso.

Ciò detto, il Pun nacque in un’epoca in cui le zone nel Sud del Paese erano le più care del mercato elettrico italiano, per la bassa domanda, la dipendenza da impianti termoelettrici obsoleti e la scarsità di interconnessione con il Nord. La media ponderata dei prezzi zonali applicata uniformemente a tutto il consumo nazionale rispondeva a una logica di coesione, con il Nord che contribuiva implicitamente a sussidiare il costo energetico più elevato del Mezzogiorno.

Ad esempio, nel 2024 il Pun è convenuto ai consumatori siciliani, che con il prezzo zonale avrebbero sborsato di più, come si vede nel grafico. Eventualità smorzata grazie alla ponderazione dei valori con la zona Nord e le altre zone.

Oggi che le rinnovabili tendono a rovesciare la gerarchia storica dei prezzi, rendendo il Sud potenzialmente più economico (almeno nelle ore centrali del giorno), la stessa logica richiederebbe di conservare lo strumento che quella coesione garantisce. Di fatto, quando l’energia al Sud costava di più si applicava il prezzo unico nazionale e il Nord contribuiva a sostenere il divario. Proprio ora che le zone a Sud potrebbero iniziare ad abbassare i prezzi anche per le zone più a Nord, si scopre il principio zonale.

Va detto che la rete di trasmissione è nazionale, finanziata in tariffa da tutti gli utenti. Gli incentivi alle rinnovabili poi sono pagati da tutte le bollette nazionali, con gli oneri della componente Asos che gravano per la gran parte sui consumi del Centro-Nord, proprio per i volumi maggiori. Il capacity market, la riserva di potenza e il dispacciamento sono organizzati su scala nazionale. Se tutte le componenti di costo e di garanzia del sistema rimangono mutualizzate, concentrare il beneficio del prezzo spot basso nelle sole zone produttrici creerebbe una asimmetria in cui si socializzano i costi e si territorializzano i vantaggi.

Il prezzo basso delle rinnovabili resterebbe confinato in aree a scarsa presenza manifatturiera, mentre le zone del Centro-Nord, dove le industrie competono sui mercati internazionali contro aziende francesi, tedesche e spagnole, si troverebbero a pagare prezzi zonali superiori alla già elevata media nazionale. L’argomento per cui i prezzi zonali indurrebbero un’allocazione geograficamente efficiente degli investimenti industriali presuppone una mobilità dei fattori produttivi che nella realtà non esiste. Un consumatore energivoro lombardo, veneto o emiliano non può semplicemente spostare lo stabilimento in Puglia, ad esempio, perché lì il prezzo zonale è più basso. Il risultato sarebbe un’imposta implicita sui distretti industriali esistenti.

C’è anche un tema di coperture finanziarie. Con il riferimento unico nazionale, un’impresa si copre dai rischi di prezzo su un benchmark liquido e profondo. Con il prezzo zonale non è detto che queste coperture siano così disponibili, e un primo effetto probabile sarebbe un aumento dei costi di copertura per le zone del Centro-Nord. Inoltre, se il prezzo crollasse sistematicamente nelle zone ad alta produzione rinnovabile, come peraltro già accade, il segnale agli investitori è un disincentivo a investire proprio dove la risorsa è migliore, perché il problema reale è la mancanza di rete per esportare la produzione, la carenza di accumuli e la mancanza di domanda industriale per assorbire l’energia localmente. L’eccesso di offerta che schianta i prezzi a zero sta già facendo fallire diversi operatori in Spagna.

Ciò che manca nel dibattito è una distinzione che sarebbe decisiva sul piano della politica energetica. I prezzi zonali possono svolgere una funzione utile come segnale tecnico per Terna, per Arera e per i pianificatori degli investimenti infrastrutturali, orientando la localizzazione degli accumuli e le priorità di sviluppo della rete. Ma trasformarli nel prezzo finale pieno per consumatori e imprese, prima che le congestioni siano rimosse dagli investimenti già programmati, significherebbe scaricare sul mercato il costo di un ritardo infrastrutturale, proprio nel momento in cui la direzione del sussidio implicito sta per capovolgersi e andare da Sud verso Nord.