L'illusione del prezzo dell'elettricità: perché il gas a basso costo non riduce la bolletta

Mercato della capacità dal 2026: perché presto pagherete per centrali elettriche che non sono nemmeno in funzione

Sollievo solo dal 2030 in poi? Il grave errore di calcolo nella strategia del gas

La ministra federale dell'Economia, Katherina Reiche, promette un significativo calo dei prezzi dell'elettricità entro il 2030, basandosi su una speranza illusoria: il gas importato a basso costo. Tuttavia, un'analisi più approfondita del futuro assetto del mercato energetico tedesco rivela che questo calcolo non funzionerà. Quando, a partire da settembre 2026, verranno messe a gara le prime nuove centrali a gas per la produzione di picco di energia elettrica nell'ambito del cosiddetto mercato della capacità, la logica economica cambierà radicalmente. Queste centrali rimarranno inattive per circa l'85% dell'anno e funzioneranno esclusivamente come riserve di emergenza. La remunerazione non si baserà più principalmente sull'elettricità prodotta, bensì sulla semplice disponibilità delle centrali: un modello ad alta intensità di capitale in cui il prezzo effettivo del gas diventa una considerazione secondaria. Invece di beneficiare di minori costi del combustibile, i consumatori privati ​​e commerciali si troveranno ad affrontare oneri finanziari aggiuntivi considerevoli sulle bollette elettriche a causa dei costi fissi di disponibilità. Mentre esempi internazionali e studi recenti dimostrano da tempo che un mix flessibile di energie rinnovabili e sistemi di accumulo sarebbe la soluzione di gran lunga più economica, i responsabili politici si ostinano a perseguire un costoso progetto a lungo termine basato sui combustibili fossili.

Quando la politica si affida alla speranza anziché alla fisica: riserve costose invece di elettricità a basso costo – Chi paga il vero conto per le centrali elettriche?

La ministra federale dell'Economia, Katherina Reiche, in un'intervista all'agenzia di stampa tedesca dpa, ha espresso un'aspettativa che probabilmente deluderà molti consumatori: non ci si aspetta una riduzione significativa dei prezzi dell'elettricità prima del 2030. Ha esplicitamente indicato l'importazione di gas a basso costo, e non l'ulteriore espansione delle energie rinnovabili, come leva fondamentale per la riduzione dei prezzi dell'elettricità in futuro. Questa dichiarazione è stata diffusa tramite il notiziario della dpa ed è quindi apparsa, talvolta senza modifiche, su decine di testate giornalistiche, tra cui la Süddeutsche Zeitung, che ne ha indicato la versione come riprodotta integralmente. L'affermazione centrale è essenzialmente questa: più i paesi importatori di gas possono acquistare gas a prezzi inferiori, minori saranno i costi di produzione dell'elettricità e meglio i consumatori potranno assorbire le fluttuazioni dei prezzi.

A prima vista, questa logica sembra plausibile. Chi non è del settore, pensando alle centrali elettriche a gas, immagina impianti che bruciano gas in modo continuo per generare elettricità, con il prezzo di acquisto del combustibile che rappresenta la voce di costo maggiore. In questo scenario, un prezzo del gas più basso avrebbe effettivamente un impatto diretto sui costi dell'elettricità. Il problema: questa visione non si adatta alle centrali elettriche che saranno effettivamente messe a gara a partire da settembre 2026.

Perché una centrale elettrica che funziona a malapena sconvolge la logica dei prezzi del gas

A partire da settembre 2026, il governo federale tedesco pubblicherà bandi di gara per nuove centrali elettriche a gas per la gestione dei picchi di domanda, che saranno realizzate nell'ambito di un mercato della capacità di nuova creazione. La prima scadenza per la presentazione delle offerte per questo mercato della capacità è fissata all'8 settembre 2026, come indicato nella newsletter del Ministero federale dell'Economia e dell'Energia. La base giuridica è la legge sulla garanzia della sicurezza dell'approvvigionamento elettrico e sulla creazione di nuove capacità (StromVKG), approvata dal Bundestag il 9 luglio 2026. Lo scopo di questi impianti è chiaramente definito: intervenire quando l'energia solare, eolica, i sistemi di accumulo a batteria e gli impianti idroelettrici a pompaggio non sono sufficienti a soddisfare la domanda di elettricità.

Il tempo di funzionamento previsto per queste centrali elettriche è di circa il 15% dell'anno, il che significa che gli impianti rimangono inattivi per circa l'85% del tempo. Questo basso tasso di utilizzo ha una conseguenza economica cruciale: per una centrale elettrica che non è in funzione per la maggior parte del tempo, i costi fissi di investimento per la costruzione e la manutenzione diventano predominanti, mentre il prezzo del gas diventa una considerazione secondaria. Il fisico ed esperto di trasformazione energetica Mario Buchinger ha sottolineato proprio questo punto nella sua analisi dell'intervista: i costi principali di queste cosiddette centrali a carico residuo si sostengono indipendentemente dal numero effettivo di ore di funzionamento, perché si tratta di costi fissi di investimento, mentre i costi operativi correnti, che includono il prezzo del gas, assumono un ruolo secondario con un tempo di funzionamento di appena il 15% all'anno.

Il modello di pagamento basato sul principio dei vigili del fuoco

Per comprendere perché il prezzo del gas sia pressoché irrilevante per la redditività di queste centrali elettriche, è utile esaminare il modello di remunerazione. Il pagamento non si basa principalmente sulla quantità effettiva di elettricità prodotta, bensì sulla disponibilità a fornire energia quando necessario, in modo simile al principio dei vigili del fuoco, che vengono pagati anche in assenza di incendi. Questa forma di remunerazione opera attraverso un cosiddetto meccanismo di capacità o mercato della capacità.

Il quadro giuridico per questo è già stato definito nel dettaglio. Secondo la legge sulla fornitura di energia elettrica (StromVKG), gli operatori ricevono un compenso per mantenere operative capacità come centrali elettriche, impianti di stoccaggio o carichi flessibili, indipendentemente dal fatto che tale capacità venga effettivamente utilizzata. Nello specifico, sono inizialmente previste due aste da 4,5 gigawatt ciascuna, per un totale di nove gigawatt, corrispondenti a circa 20 centrali elettriche. Un'ulteriore asta per due gigawatt è prevista per maggio 2027. Nel complesso, il governo tedesco prevede capacità significativamente maggiori nel medio termine: un documento interno del governo tedesco e della Commissione europea menziona ulteriori 21-26 gigawatt nel 2027, seguiti da un'altra asta da tre a otto gigawatt nel 2029. Complessivamente, gli osservatori parlano di una cifra di oltre 40 gigawatt di nuova capacità di centrali a gas, approvata dall'accordo di principio con la Commissione europea.

Un altro dettaglio aggrava la discrepanza tra annuncio e impatto economico: per i dieci gigawatt della prima gara d'appalto, si applica un criterio a lungo termine che prevede che gli impianti aggiudicati debbano essere in grado di erogare a piena capacità per almeno dieci ore consecutive, indipendentemente dal fatto che tale capacità venga effettivamente utilizzata. Le capacità devono essere mantenute disponibili per un periodo di 15 anni ed essere operative entro il 2031. Chi investe in questo segmento, quindi, calcola principalmente sulla base di una garanzia di pagamento di 15 anni per la fornitura di capacità, e non sulla base dell'attività di scambio giornaliera sul mercato del gas.

Chiunque finisca per pagare il conto

I costi di questo nuovo sistema non scompariranno semplicemente nel bilancio nazionale, ma saranno trasferiti direttamente sulle bollette elettriche dei consumatori privati ​​e commerciali. Fino al 2032, il governo federale fornirà inizialmente fondi pubblici per finanziare la costruzione delle centrali elettriche tramite un prestito, che dovrà essere rimborsato una volta che il meccanismo di piena capacità sarà pienamente operativo. Dal 2032 in poi, i consumatori di energia elettrica, sia famiglie che industrie, sosterranno i costi della capacità riservata in aggiunta al normale prezzo dell'elettricità. Inoltre, è prevista la creazione di un mercato della capacità completo nel 2032, che garantirà la disponibilità permanente di una capacità controllabile sufficiente all'interno del sistema.

Dal punto di vista legale, la granularità del sistema di fatturazione è notevole. Tutti i fornitori di capacità devono pagare al gestore del sistema di trasmissione la differenza, moltiplicata per la loro produzione ridotta, per ogni 15 minuti in cui il prezzo del mercato spot supera il prezzo di esercizio concordato, indipendentemente dal fatto che venga effettivamente generata energia elettrica. Chi si impegna a lungo termine deve inoltre rispettare soglie minime di investimento, come ad esempio 201.000 euro per megawatt di capacità riservata per un impegno di sette anni e 431.000 euro per megawatt per un impegno di 15 anni. Queste cifre dimostrano che si tratta di un sistema di sostegno a lungo termine ad alta intensità di capitale, i cui costi vanno ben oltre il semplice approvvigionamento di combustibile.

La seguente panoramica riassume gli aspetti chiave del mercato della capacità:

La narrazione delle energie rinnovabili come fattori determinanti dei prezzi

Un tema ricorrente nella comunicazione pubblica del Ministro federale dell'Economia è la rappresentazione implicita delle energie rinnovabili come fattore di costo e di determinazione dei prezzi nel mercato elettrico, mentre l'impatto delle crisi dei combustibili fossili sui prezzi dell'energia viene a malapena affrontato. Eppure, molti esperti vedono l'abbandono graduale della combustione di combustibili fossili come un'opportunità per diventare meno dipendenti da futuri shock di prezzo geopolitici e di mercato. È inoltre significativo che, nell'intervista, il Ministro citi come risultato del suo mandato la continua legalizzazione degli impianti di riscaldamento a gas e a gasolio per i consumatori, il che sottolinea l'orientamento fondamentale della politica energetica del Ministero.

Allo stesso tempo, esiste già una normativa che opera in direzione esattamente opposta: la legge sul picco di produzione solare, in vigore dal febbraio 2025, pone fine al compenso per i kilowattora non utilizzati dagli impianti fotovoltaici quando i prezzi dell'elettricità sono negativi. Chiunque, da un lato, neghi alle energie rinnovabili questo meccanismo di compensazione già di per sé ridotto, e dall'altro progetti un meccanismo di capacità completo e fortemente sovvenzionato per le centrali elettriche di riserva a combustibili fossili che remunera la semplice fornitura di energia, applica standard diversi a due fenomeni di mercato comparabili. Questa asimmetria nella regolamentazione delle politiche energetiche solleva interrogativi sui criteri effettivamente utilizzati per determinare l'ammissibilità ai sussidi nel sistema energetico tedesco.

Cosa dimostrano gli esempi internazionali in merito a costi e spostamenti di mercato

Un argomento chiave che contraddice la narrazione ufficiale proviene dai confronti internazionali. In California e in Spagna, possiamo già osservare come la combinazione di energie rinnovabili e sistemi di accumulo a batteria stia progressivamente soppiantando le centrali a gas sul mercato, perché questa combinazione risulta semplicemente più conveniente in molte situazioni operative. Questa dinamica di mercato contraddice l'assunto fondamentale secondo cui il gas importato a basso costo sia il fattore determinante per la riduzione dei prezzi dell'elettricità. Al contrario, l'esperienza internazionale suggerisce che l'espansione accelerata dell'energia solare, dell'energia eolica e delle tecnologie di accumulo sarebbe l'approccio più efficace e, nel lungo periodo, più conveniente.

Nel contesto tedesco, l'Istituto Fraunhofer per i sistemi di energia solare (Fraunhofer ISE) fornisce una base scientifica dettagliata. In uno studio pubblicato nel giugno 2026 sulla trasformazione economicamente ottimale del sistema energetico tedesco entro il 2045, gli autori hanno calcolato come dovrebbe essere un sistema energetico per garantire simultaneamente una sicurezza continua dell'approvvigionamento, un'elevata resilienza alle interruzioni e costi trasparenti e comprensibili. In questo modello, il ruolo della capacità di riserva non è svolto principalmente da nuove centrali a gas, bensì da una combinazione di impianti a biogas, cogenerazione (CHP) e diverse tecnologie di accumulo, che costituiscono la spina dorsale per la copertura del carico residuo. Un'analisi che accompagna questa ricerca del Fraunhofer riassume in modo conciso il messaggio centrale: un cambiamento di sistema nel corso della transizione energetica è già tecnicamente ed economicamente fattibile; l'unico fattore cruciale è la volontà politica di attuarlo.

La strategia relativa alle centrali elettriche come progetto politico a lungo termine

La storia dell'attuale procedura di gara risale a molto prima della recente intervista del ministro. Ancor prima dell'insediamento di Katherina Reiche, il governo tedesco aveva adottato i punti chiave di una cosiddetta strategia per le centrali elettriche, concepita per incentivare la costruzione di nuove centrali a gas alimentate a idrogeno e altre tecnologie per la generazione di energia elettrica programmabile. In origine, il piano prevedeva di indire gare d'appalto per nuove capacità programmabili di dieci gigawatt, integrate da ulteriori incentivi per la conversione all'idrogeno, pari a due gigawatt entro il 2040 e altri due gigawatt entro il 2043. Per tutte le centrali elettriche costruite nell'ambito di questa strategia vige un termine vincolante: devono essere completamente decarbonizzate, ovvero gestite in modo climaticamente neutro, entro il 2045 al più tardi.

La tempistica di attuazione pratica è stata ripetutamente posticipata. Sebbene il ministro avesse inizialmente previsto di avviare le prime gare d'appalto nel 2025, gli esperti politici del suo stesso partito, la CDU/CSU, hanno ritenuto questa previsione irrealistica, puntando invece al primo trimestre o alla prima metà del 2026. L'Agenzia federale per le reti, a sua volta, ha sottolineato che sarebbero potuti trascorrere diversi mesi tra l'adozione della legislazione di riferimento e la prima gara d'appalto effettiva. Solo nel gennaio 2026 è stato raggiunto un accordo di principio con la Commissione europea in merito alla conformità del progetto alle norme sugli aiuti di Stato, sebbene la procedura formale in materia di aiuti di Stato non fosse ancora stata completata. Solo le centrali elettriche a gas di nuova costruzione sono ammesse alla prima tornata di gare d'appalto; gli impianti esistenti non possono partecipare a questa asta iniziale. Le centrali a carbone sono l'unica tipologia di centrale elettrica categoricamente esclusa, mentre la gara d'appalto è formalmente neutrale dal punto di vista tecnologico.

Degna di nota è anche la prevista distribuzione regionale dei nuovi impianti. Un terzo delle centrali elettriche sarà costruito nella Germania settentrionale, la regione definita "nord" in termini di tecnologia di rete, mentre i restanti due terzi sono destinati alla Germania meridionale, per la quale un cosiddetto "bonus di rete" funge da meccanismo di incentivazione. Questa concentrazione regionale sulla Germania meridionale è probabilmente legata al fatto che la Renania Settentrionale-Vestfalia e gli altri stati della Germania occidentale prevedono di dismettere completamente le loro attuali centrali a carbone entro il 2030, non appena sarà disponibile una capacità di picco sufficiente.

Il framing come strategia politica e i suoi limiti

La strategia comunicativa della Ministra federale dell'Economia rivela uno schema ricorrente: si presenta come la prima funzionaria a promuovere una maggiore integrazione delle energie rinnovabili nel mercato, ignorando di fatto le normative esistenti, come la legge sul picco di produzione solare, durante le sue presentazioni pubbliche. Osservatori critici, come la redazione di Top Agrar, hanno già esplicitamente definito fuorviante l'affermazione secondo cui il gas, grazie a prezzi più bassi, porterebbe a una riduzione del costo dell'elettricità. Sembra inoltre probabile che parte della giustificazione dei contratti di fornitura di gas a lungo termine, come quello concluso dalla società energetica Uniper poco dopo l'intervista, sia dettata principalmente da interessi commerciali e geopolitici di copertura, piuttosto che da un modello di prezzo trasparente e orientato al consumatore.

L'obiezione metodologica decisiva all'argomentazione del ministro, tuttavia, non risiede nelle motivazioni politiche, bensì nella semplice struttura economica delle centrali elettriche in questione. Una centrale che rimane inattiva per l'85% del tempo e la cui remunerazione si basa principalmente su un premio fisso per la disponibilità difficilmente può migliorare la propria redditività attraverso un prezzo di acquisto del combustibile inferiore, poiché quest'ultimo riveste un ruolo secondario nel calcolo complessivo. I contratti a lungo termine per il gas con paesi fornitori come il Qatar o il Canada possono essere sensati per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento e di diversificazione geopolitica. Tuttavia, come argomento a favore di una riduzione significativa delle bollette elettriche per le famiglie tedesche nei prossimi anni, questa giustificazione non regge alla logica economica intrinseca del mercato della capacità pianificato.

Cosa significa questo per il dibattito sull'energia a prezzi accessibili in Germania?

La vera questione che emerge da questa analisi non riguarda tanto la necessità, per la Germania, di nuove centrali elettriche programmabili nei prossimi anni, quanto piuttosto quale tecnologia dovrebbe assumere questo ruolo di riserva in modo più economicamente vantaggioso. Lo studio del Fraunhofer ISE suggerisce che un mix di biogas, cogenerazione (CHP) e vari sistemi di accumulo, all'interno di un sistema complessivo ottimizzato in termini di costi, potrebbe svolgere un ruolo significativamente più importante di quanto l'attuale attenzione politica verso le nuove centrali a gas lascerebbe intendere. Per gli investitori, i gestori di rete e, in definitiva, i consumatori privati, un'analisi costi-benefici trasparente e neutrale dal punto di vista tecnologico sarebbe più utile di una comunicazione pubblica che si basa principalmente sui prezzi del gas per spiegare i futuri andamenti dei prezzi dell'elettricità.

Fino a quando il mercato della capacità non sarà pienamente operativo nel 2032 e oltre, i costi di costruzione di queste nuove capacità di riserva saranno gradualmente trasferiti sulle bollette elettriche dei consumatori. Resta da vedere se e in che misura il calo dei prezzi di acquisto del gas fornirà effettivamente un sollievo tangibile, data la struttura dei costi descritta, caratterizzata prevalentemente da costi di fornitura fissi e poche ore di funzionamento. Chiunque cerchi previsioni affidabili sui futuri prezzi dell'elettricità dovrebbe quindi concentrarsi meno sulle singole dichiarazioni rilasciate durante le interviste e più sulla struttura effettiva delle condizioni di gara, sul livello dei premi di capacità e sul ritmo con cui alternative più economiche come le energie rinnovabili, lo stoccaggio e la cogenerazione vengono integrate nel sistema.