I miei conti sul prezzo del kWh: “truffa legalizzata” da 15 miliardi annui?

«Se il PUN fosse calibrato sugli effettivi costi di produzione dell’energia in italia il prezzo calerebbe del 30% per famiglie ed imprese (e per lo Stato)». Con l’aiuto dell’IA Bruno Campanino, il lettore che ci scrive, ha fatto due calcoli su come si forma il prezzo di un kWh. E ha concluso: «Una “truffa legalizzata” da STATO ed EUROPA». Perchè allora «spacciare il nucleare come la soluzione di tutti i mali o cercare algoritmi complessi per diminuire il PUN nelle finanziarie di 1 o 2 cent al kwh. Cosa ne pensate? Sbaglio?». Per scriverci: info@vaielettrico.it.

Ed ecco in dettaglio il suo calcolo ricavato da dati ufficiali di Terna e del GSE

Quanto pesano le rinnovabili e quanto costa il gas

1. Produzione interna lorda/netta Si aggira complessivamente intorno ai 270 TWh all’anno.
2. Contributo delle fonti rinnovabili (FER complessive) Considerando tutte le rinnovabili (quindi non solo solare, eolico e idroelettrico, ma aggiungendo anche bioenergie e geotermia), la produzione si attesta solitamente in un intervallo compreso tra il 45% e il 49% della produzione nazionale (e intorno al 40-41% se si calcola la copertura sul fabbisogno totale italiano, che viene integrato anche dalle importazioni dall’estero).
3. Solare, eolico e idroelettrico Presi singolarmente o sommati, non superano stabilmente il 50% della produzione totale italiana, oscillando storicamente tra una quota del 40% e il 48% a seconda dell’annata idrologica (l’idroelettrico, infatti, oscilla molto in base alle precipitazioni).

Tabella di riscontro della produzione elettrica in Italia

Dati medi di riferimento

Fonte / Categoria

TWh annui indicativi

Percentuale sulla produzione interna

Totale Rinnovabili (Idro, Solare, Eolico, Bio, Geo)

125–135 TWh

45%–49%

Termoelettrico (principalmente gas naturale)

130–140 TWh

48%–52%

Altre fonti (es. residui/carbone residuale)

5–10 TWh

2%–3%

Prezzo marginale e costo reale di produzione a confronto

Analizziamo lo scenario ipotetico proposto (su un totale di 270 TWh, il 60% coperto da turbogas pari a 162 TWh e il 40% coperto da rinnovabili pari a 108 TWh) confrontando il prezzo determinato dal criterio marginale (il PUN teorico basato unicamente sul costo del gas) con il prezzo medio ponderato reale basato sui costi effettivi di produzione delle singole fonti.

Costo di produzione del turbogas (con gas a ~90 €/MWh)

1. Costo del combustibile (materia prima)

Considerando un’efficienza media delle centrali a ciclo combinato (CCGT) del 55-60%, servono circa 1,7–1,8 MWh termici di gas per produrre 1 MWh elettrico.

Con il gas a 90 €/MWh, il solo costo della materia prima sale a circa 153–162 €/MWh.

2. Costi ETS (quote di emissione CO₂)

Circa 0,35–0,40 tonnellate di CO₂ per MWh elettrico. Con i permessi di emissione stabili intorno ai 65–75 €/ton, l’impatto della CO₂ resta sui 24–28 €/MWh.

3. Costi fissi e di gestione (O&M)

Intorno ai 10–15 €/MWh.

Confronto con i costi di produzione delle rinnovabili

A differenza del gas, le fonti rinnovabili non hanno costi di combustibile né costi per le quote CO₂, quindi il costo di produzione è determinato prevalentemente dall’ammortamento dell’investimento iniziale (CapEx) e dai costi di manutenzione (OpEx).

Con il gas su questi livelli, il costo per generare un megawattora con il termoelettrico a gas lievita notevolmente, ampliando enormemente il divario di costo rispetto alle fonti rinnovabili:

Fonte energetica

Costo di produzione (€/MWh)

Costo di produzione (€/kWh)

Note

Solare fotovoltaico (utility-scale)

45–60

0,045–0,060

Altamente competitivo durante le ore di sole.

Eolico (onshore)

40–55

0,040–0,055

Tra le fonti più economiche in assoluto.

Idroelettrico (esistente)

30–50

0,030–0,050

Impianti storici ammortizzati con costi molto bassi.

Turbogas (ciclo combinato)

185–205

0,185–0,205

Dipende dal prezzo delle materie prime e della CO₂.

Il costo per generare 1 kWh di energia elettrica tramite impianti turbogas a metano è più del doppio rispetto al costo medio di produzione da impianti solari ed eolici di grande scala. La ragione principale per cui gli impianti turbogas rimangono indispensabili risiede nella loro programmabilità e flessibilità, essenziali per bilanciare la rete elettrica nei momenti in cui sole e vento non sono disponibili.

Ipotesi di partenza e costi di riferimento (con gas a ~90 €/MWh)

Turbogas (60% della produzione / 162 TWh): costo di produzione stimato in 195 €/MWh (valore centrale della forbice 185-205 €/MWh, che include gas, CO₂ e O&M).

Rinnovabili (40% della produzione / 108 TWh): costo medio ponderato di produzione (solare, eolico, idro) stimato intorno a 50 €/MWh.

1. Il PUN basato sul prezzo marginale (regola del mercato elettrico)

Nel mercato elettrico italiano ed europeo (Marginal Pricing), il prezzo all’ingrosso (il PUN) non è la media dei costi di tutte le centrali, bensì è fissato dall’impianto più costoso necessario a coprire l’ultima unità di domanda (l’impianto marginale).

Nello scenario in cui il 60% è coperto a gas e il 40% da rinnovabili, per gran parte delle ore della giornata (specialmente quando la domanda è alta o il fotovoltaico non produce, es. ore serali), a dettare legge è la centrale a gas.

PUN teorico marginale: poiché il gas fissa il prezzo di mercato per tutte le tecnologie quando è attivo, il prezzo di vendita pagato per ogni MWh scambiato sul mercato si allinea al costo dell’impianto a gas.

Valore del PUN: 195 €/MWh (0,195 €/kWh).

In questo regime, anche l’energia prodotta dalle rinnovabili (che costa 50 €/MWh da produrre) viene “prezzata” sul mercato al costo del gas (~195 €/MWh), generando un forte extra-profitto per i produttori rinnovabili.

2. Il PUN calcolato pesando correttamente i costi di produzione (media ponderata)

Se invece immaginiamo un sistema in cui l’energia viene remunerata esattamente in base al costo industriale di produzione (cost-plus) ponderato sulle quantità reali:

Sostituendo i valori dello scenario:

Costo totale della generazione:

Prezzo medio ponderato risultante:

Tabella comparativa di sintesi

Parametro / Metodo

PUN a prezzo marginale (regime attuale)

PUN a costo medio ponderato (reale/misto)

Costo meno caro / basso

195 €/MWh (0,195 €/kWh)

137 €/MWh (0,137 €/kWh)

Chi fissa il prezzo

Il costo marginale dell’ultimo impianto (gas)

La media ponderata di tutte le tecnologie

Impatto economico sul sistema (su 270 TWh)

~52,6 miliardi di euro di spesa teorica all’ingrosso

~37,0 miliardi di euro di spesa effettiva di produzione

Differenza / Margine

—

Un risparmio teorico di oltre 15 miliardi di euro che nel mercato attuale viene assorbito sotto forma di rendite marginali/extra-profitti.

Per le famiglie e le imprese: un impatto enorme

Un risparmio del 30% sul costo dell’energia all’ingrosso non è affatto un dettaglio marginale:

Passare da 0,195 €/kWh a 0,137 €/kWh significa togliere 58 € a Megawattora.

Per una famiglia media con un consumo di 2.700 kWh/anno, significa risparmiare circa 150–160 € all’anno sulla sola materia prima (a cui si sommano IVA e imposte proporzionali).

Per un’azienda o un’industria manifatturiera che consuma gigawattora, una differenza del 30% rappresenta la linea di demarcazione tra essere competitivi sul mercato globale o andare fuori mercato.

Per Stato e mercato: il nodo delle rendite marginali

I 15 miliardi di euro di scostamento emersi dal calcolo rappresentano un trasferimento di ricchezza colossale.

In un sistema a prezzo marginale, questi 15 miliardi non vanno a coprire costi industriali reali di produzione, ma diventano rendite di posizione (extra-profitti) per chi produce con impianti rinnovabili che hanno costi fissi già ammortizzati o molto bassi.

Un meccanismo da ritoccare. Ma l’alternativa?

È certamente vero che le rinnovabili hanno costi di produzione generalmente inferiori a quelli del gas. Ed è vero che il meccanismo del prezzo marginale può generare rendite inframarginali per gli impianti che producono a costi inferiori rispetto alla tecnologia che determina il prezzo di mercato.

Tuttavia da questa premessa non discende che esistano automaticamente 15 miliardi di euro di extra-profitti.

Il primo problema è che si assume che il gas determini il prezzo per tutta l’energia prodotta, mentre il prezzo marginale viene stabilito in ciascun intervallo di mercato e nelle diverse zone geografiche. Non è il mix annuale di produzione a determinare quante ore il gas risulta marginale. Con una forte produzione fotovoltaica ed eolica, per esempio, il prezzo può scendere sensibilmente anche quando il gas rappresenta una quota importante della produzione annuale.

La matematica funziona, le unità di misura no

Il secondo problema è il confronto tra grandezze economiche diverse. I 195 €/MWh del turbogas sono una stima del costo di generazione in determinate condizioni di prezzo del gas e della CO₂. I 50 €/MWh delle rinnovabili sono invece una stima del costo medio di produzione, che comprende anche l’investimento iniziale. Non sono grandezze direttamente omogenee.

Il terzo problema riguarda i 15,66 miliardi di euro. Il calcolo matematico è corretto se assumiamo che il 60% dell’energia costi 195 €/MWh, che il restante 40% costi 50 €/MWh e che tutti i 270 TWh vengano remunerati a 195 €/MWh. Ma si tratta di un esercizio teorico, non di una misura degli extra-profitti realmente incassati. Per arrivare a quest’ultima cifra servirebbe conoscere quanto viene effettivamente venduto sul mercato spot, a quale prezzo, attraverso quali contratti e con quali costi e oneri a carico dei produttori.

Il prezzo marginale coordina domanda e offerta

C’è infine una questione di fondo: il prezzo marginale non è stato concepito per remunerare ogni impianto al suo costo medio, ma per coordinare domanda e offerta e garantire che venga sempre prodotta l’energia necessaria. E’ normale che nei momenti di maggior stress per la rete, quindi a rischio di blackout, il sistema sia disposto a pagare di più il fornitore che garantisce la quota aggiuntiva. E’ una banale legge di mercato.

Espansione delle rinnovabili e disaccoppiamento dal prezzo del gas per un futuro sostenibile

Quindi, legittimo discutere se questo meccanismo debba essere integrato o corretto, soprattutto in un sistema dove le rinnovabili assumono un peso crescente. Ma un’alternativa basata sul costo medio di produzione non può essere considerata automaticamente più efficiente, meno costosa e soprattutto altrettanto sicura. Quanto meno in un sistema di libera concorrenza tra produttori privati. Non a caso tra le diverse ipotesi si valuta anche la possibilità di “nazionalizzare” le centrali turbogas, fino a quando saranno ancora indispensabili al bilanciamento della rete.

In definitiva, condividiamo la tesi secondo cui una maggiore penetrazione delle rinnovabili può ridurre il costo medio dell’energia e la dipendenza dal gas. Non la conclusione secondo cui il sistema attuale comporterebbe necessariamente 15 miliardi di euro di extra-profitti trasferiti ai produttori rinnovabili. Per dimostrarlo servono dati di mercato reali, non soltanto una simulazione costruita su due costi medi.

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