Il sistema energetico italiano in cifre

Quanta energia consuma l'Italia

Il primo errore comune nel dibattito energetico è parlare solo di elettricità. L'elettricità è importante, ma è solo una parte del consumo energetico totale dell'Italia. Esistono tre livelli distinti:

Fonti: Terna, Rapporto Mensile Dicembre 2025 → · MASE, Bilancio Energetico Nazionale 2023 → · IEA, Italy Energy Profile →

Da dove viene l'elettricità italiana

Il mix elettrico italiano nel 2025, secondo il GSE Fuel Mix 2025 e i dati Terna:

Gas naturale, carbone e prodotti petroliferi: dati esatti GSE Fuel Mix 2025. La scomposizione delle singole fonti rinnovabili è stimata applicando al totale rinnovabili GSE (49,38%) le quote reciproche pubblicate da Terna per il 2025.🟡 Il GSE Fuel Mix non pubblica la ripartizione delle rinnovabili per singola fonte. Il valore applica al totale ufficiale GSE le proporzioni interne che Terna calcola per la propria categoria FER: fotovoltaico 34,61%, idroelettrico 32,32%, eolico 16,69%, biomasse 12,27%, geotermico 4,11% (Terna, Rapporto Mensile Dicembre 2025). Fonte Terna →

Quanto ci costa l'energia oggi

Le componenti della bolletta elettrica

Ripartizione percentuale riferita al prezzo di 31,63 c€/kWh in vigore dal 1° luglio 2026 per il cliente vulnerabile in maggior tutela, consumo 2.000 kWh/anno. Fonte: ARERA, aggiornamento tariffe III trimestre 2026 (25 giugno 2026) →

Perché l'Italia paga il doppio della Spagna?

Il confronto con i Paesi confinanti è immediato: Italia 115,9 €/MWh, Spagna 65,3 €/MWh, Francia 61,1 €/MWh (ARERA, Relazione annuale 2026). Quasi il doppio. I motivi sono quattro e si sommano tra loro.

Per approfondire il meccanismo del prezzo marginale e il ruolo del gas, vedi la sezione 08 del dibattito →

Quanto potrebbe costare domani con le rinnovabili

Quanto della domanda elettrica potrebbero coprire le rinnovabili?

Il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC 2024) fissa l'obiettivo di raggiungere il 79% di rinnovabili nella generazione elettrica entro il 2030. (MASE, PNIEC 2024 →)

Nel 2025 le rinnovabili hanno già coperto il 48% della produzione elettrica nazionale (ARERA) — un punto di partenza significativo ma ancora distante dall'obiettivo. Sul fabbisogno/consumo, la quota è più bassa: 41,1% (Terna), perché il denominatore include anche l'import.

A che costo?

Il costo di produzione (LCOE — Levelized Cost of Energy) delle rinnovabili è in calo costante. Secondo IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2025:

Fonte: IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2025 →. I valori sono medie mondiali ponderate degli impianti entrati in esercizio nel 2025, non intervalli: variano sensibilmente da paese a paese. Per l'eolico onshore, IRENA indica 27 $/MWh in Cina e 52 in Germania, contro una media mondiale di 33.

Cosa resta da risolvere anche nello scenario migliore

Anche con una quota rinnovabili molto alta, rimangono sfide strutturali:

Intermittenza: sole e vento non producono sempre — servono accumuli (batterie, pompaggio idrico) e reti più intelligenti. L'Italia ha già ~7,3 GW di pompaggio idrico installato.

Calore industriale: fonderie, cementifici e industria chimica richiedono temperature molto alte, difficili da raggiungere con l'elettricità nel breve termine.

Trasporti pesanti: navi, aerei e camion a lungo raggio richiedono soluzioni diverse dall'elettrico diretto (idrogeno, biometano, SAF per l'aviazione).

Accumulo stagionale: spostare energia dall'estate all'inverno su scala nazionale è ancora tecnologicamente difficile e costoso.

PNIEC e MACSE: quanto siamo lontani dagli obiettivi 2030?

Il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC 2024), consegnato alla Commissione Europea il 1° luglio 2024, fissa gli obiettivi italiani al 2030. Il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico), introdotto dal D.Lgs. 210/21, è lo strumento operativo per raggiungere gli obiettivi sugli accumuli attraverso aste competitive organizzate da Terna.

Questa tabella mostra obiettivi, stato attuale e gap da colmare — tutto con fonte verificata.

* 10 GWh aggiudicati nella prima asta MACSE del 30 settembre 2025, consegna 2028. Si aggiungono ai 17 GWh già esistenti. Prossima asta: 16 GWh approvati da ARERA. Obiettivo totale al 2030: ~70 GWh di nuova capacità (Terna, DDS 2024).

Il MACSE — come funziona il meccanismo accumuli

Il MACSE è un meccanismo a termine: Terna organizza aste competitive in cui gli operatori si aggiudicano contratti di lungo periodo per fornire capacità di accumulo al sistema elettrico. Chi vince l'asta riceve un premio fisso annuo in cambio dell'obbligo di mettere la batteria a disposizione della rete.

I risultati della prima asta (30 settembre 2025): aggiudicati 10 GWh di batterie al litio, con domanda 4 volte superiore all'offerta — segnale di forte interesse del mercato. Prezzo medio ponderato: 12.959 €/MWh-anno, ben al di sotto del premio massimo di 37.000 €/MWh-anno. Gli impianti entreranno in funzione nel 2028. (Fonte: Terna, Lightbox →)

Fonti: MASE, PNIEC 2024 → · Terna, Rapporto Adeguatezza Italia 2025 → · ECCO, Progress Report PNIEC 2025 →

Come si costruisce il prezzo finale del kWh

Il costo di produzione di un impianto fotovoltaico di grande taglia e' di 44 $/MWh (media mondiale ponderata, IRENA 2025), mentre il prezzo finale in bolletta e' di 31,63 c€/kWh, cioe' 316,3 €/MWh. Le due cifre non sono direttamente confrontabili — una e' un costo di produzione mondiale in dollari, l'altra un prezzo italiano al consumo in euro che comprende rete, oneri e imposte. Questa sezione spiega come si costruisce quel divario, passo per passo.

Passo 1 — Il mercato del giorno prima (MGP)

Ogni giorno entro le ore 12:00, produttori di energia e grossisti presentano le loro offerte sul Mercato del Giorno Prima (MGP), gestito dal GME (Gestore dei Mercati Energetici). Si offre energia ora per ora per il giorno successivo: chi produce a 30 €/MWh offre 30, chi produce a 150 offre 150.

Il GME ordina tutte le offerte dal più economico al più caro — questa si chiama curva di merito (in inglese merit order). Poi "riempie" la domanda partendo dall'offerta più economica fino a soddisfare tutto il fabbisogno dell'ora. Il prezzo dell'ultima offerta accettata — quella che chiude il bilancio — diventa il prezzo per tutti.

Il risultato è il Prezzo Unico Nazionale (PUN) — la media ponderata dei prezzi zonali delle 7 zone italiane per quell'ora.

Passo 2 — I contratti per differenza (CfD) e gli incentivi alle rinnovabili

Il meccanismo del prezzo marginale crea un problema per le rinnovabili: se il PUN crolla (perché c'è troppo solare), il fotovoltaico e l'eolico guadagnano pochissimo — il che scoraggia gli investimenti. Per risolvere questo problema, lo Stato usa i contratti per differenza (CfD).

Il CfD funziona così: viene fissato un prezzo di esercizio (strike price) — ad esempio 80 €/MWh per il fotovoltaico nel 2026. Poi:

È per questo che negli anni 2022-2023, con il PUN a 200-300 €/MWh per la crisi del gas, i produttori di rinnovabili incentivati hanno restituito miliardi di euro al GSE — non hanno guadagnato dalla crisi energetica. Il meccanismo è bidirezionale per legge. (Fonte: GSE, decreto FER X →)

I prezzi di riferimento sono fissati dal decreto FER X — decreto MASE n. 194 del 18 giugno 2026, in vigore dal 7 agosto 2026: 80 €/MWh per il fotovoltaico, 85 €/MWh per l'eolico. [DA VERIFICARE: i due valori vanno letti nell'Allegato 1 del decreto pubblicato dal MASE; qui sono ripresi da resoconti di settore] I produttori fanno offerte al ribasso nelle aste GSE — vince chi chiede meno. (Greenreport, fonte di settore riportata per orientamento →)

Passo 3 — Dal PUN alla bolletta

Il PUN è il prezzo all'ingrosso. Tra quello e la bolletta finale si aggiungono strati successivi:

I valori della tabella sono indicativi per cliente domestico tipo (I trimestre 2026). La ripartizione esatta varia per tipo di contratto e consumo. Fonte: ARERA →

Cosa paghi davvero in bolletta — voce per voce

Il prezzo di riferimento ARERA per il cliente vulnerabile in Maggior Tutela nel III trimestre 2026 è di 31,63 c€/kWh tasse incluse. Ecco come si divide ogni centesimo che paghi.

Cliente tipo vulnerabile in Maggior Tutela, consumi 2.000 kWh/anno, potenza 3 kW. Fonte: ARERA, aggiornamento III trimestre 2026 →

Cosa c'è dentro la "materia energia"

Non è un prezzo solo. Per il cliente in maggior tutela l'ARERA la compone di cinque elementi, che in bolletta compaiono sommati.

Il prezzo dell'energia (PE) copre l'acquisto di quello che consumi, e comprende le perdite di rete: l'energia che si disperde lungo il percorso e che qualcuno paga comunque.

Il prezzo del dispacciamento (PD) copre il servizio che garantisce, in ogni momento della giornata, l'equilibrio fra l'energia immessa nelle reti e quella prelevata dai clienti🟡 L'elettricità non si immagazzina in quantità apprezzabili: quanto entra e quanto esce dalla rete devono coincidere istante per istante, altrimenti la frequenza si allontana dai 50 Hz. Mantenere quell'equilibrio richiede impianti pagati per stare pronti a salire o scendere di potenza su richiesta. Come funziona il sistema e che cosa succede quando la frequenza scende è spiegato nella sezione 08 di questa pagina →.. È il costo di tenere in piedi il sistema, non di produrre energia.

La perequazione (PPE) riallinea a consuntivo quanto è stato pagato con quanto è costato davvero: può avere segno positivo o negativo, quindi tornare indietro al cliente quando i costi effettivi risultano inferiori a quelli previsti.

La commercializzazione (PCV) e la componente DispBT coprono la gestione commerciale del cliente. La prima è parametrata ai costi medi delle imprese che operano sul mercato libero, la seconda compensa la differenza fra quel parametro e i costi riconosciuti in regime di tutela. (Fonte: ARERA, Guida alla lettura delle voci di spesa →)

I valori unitari delle singole componenti cambiano ogni trimestre e non sono riportati qui: in pagina compare solo il totale, con la data a cui si riferisce.

Cosa puoi e non puoi cambiare

La tabella qui sopra descrive un caso preciso: il cliente vulnerabile nel servizio di Maggior Tutela, dove il prezzo dell'energia lo fissa l'ARERA ogni tre mesi. In quel regime solo una voce dipende dal fornitore, la commercializzazione al dettaglio (6,7%): tutto il resto — l'approvvigionamento, la rete, gli oneri, le imposte — è uguale per tutti gli operatori.

Sul mercato libero il quadro cambia, e cambia proprio nella voce più pesante.🟡 Nel servizio di tutela la componente di approvvigionamento è un valore amministrato, aggiornato trimestralmente dall'ARERA sulla base dei prezzi all'ingrosso. Sul mercato libero è invece il prezzo scritto nel contratto: nelle offerte a prezzo variabile è tipicamente un indice all'ingrosso più una maggiorazione fissa per unità di energia, in quelle a prezzo bloccato un valore fermo per la durata concordata. Le altre voci restano fuori dalla trattativa: rete e oneri li fissa l'ARERA, le imposte il fisco. La parte contrattata non è più la più leggera della bolletta, ma quella che da sola vale circa metà del totale. È la ragione per cui due famiglie con gli stessi consumi, nello stesso Comune e con lo stesso contatore possono pagare cifre diverse.

Questo sito non confronta le offerte commerciali e non indica fornitori. Lo strumento pubblico per farlo è il Portale Offerte dell'ARERA →, che raccoglie per legge le proposte degli operatori.

Gli oneri di sistema — cosa finanziano davvero

Gli oneri di sistema (10% della bolletta) sono divisi in due componenti da ARERA:

ASOS (94,59% degli oneri totali): finanzia principalmente gli incentivi alle fonti rinnovabili. Di questa quota: il 69,34% va agli incentivi FER (ex componente A3), il 25,25% alle agevolazioni per le imprese energivore. La componente ASOS pesava molto di più negli anni scorsi — gli incentivi del primo Conto Energia (2005-2007) stanno terminando e ARERA stima un risparmio di circa 1–1,5 miliardi di euro all'anno a partire dal 2027.

ARIM (5,41% degli oneri totali): copre i rimanenti oneri generali — tariffe speciali per il servizio ferroviario (4,75%), promozione dell'efficienza energetica (0,66%). Dal 1° gennaio 2023 gli oneri nucleari (smantellamento centrali e gestione rifiuti radioattivi) sono stati fiscalizzati — rimossi dalla bolletta e trasferiti alla fiscalità generale. Non sono spariti: li paghi ancora, ma attraverso le tasse invece che in bolletta. Dal 1° gennaio 2024 è uscito dalla componente anche l'elemento che finanziava gli impianti alimentati a rifiuti non biodegradabili, perché non si prevedono più costi da coprire. In due anni ARIM ha quindi perso tre elementi su sette. (Fonte: ARERA, Oneri generali di sistema e ulteriori componenti →)

[DA VERIFICARE: le percentuali di ripartizione interna di ASOS e ARIM riportate qui sopra non hanno un documento di riferimento collegato. Vanno riscontrate nei provvedimenti tariffari ARERA o rimosse.]

Le accise — l'imposta invisibile

Le accise sull'elettricità sono imposte indirette definite dal Testo Unico delle Accise (D.Lgs. 504/1995) e incassate dai fornitori per conto dell'erario. Per le utenze domestiche residenti:

Esenzione totale sui primi 150 kWh/mese (circa 1.800 kWh/anno) per le abitazioni con potenza fino a 3 kW. Sopra questa soglia si applicano accise crescenti. Le utenze non residenti (seconde case) pagano accise più alte e IVA al 22% invece del 10%.

L'effetto a cascata dell'IVA: l'IVA si applica sull'intero importo della bolletta, compresi gli oneri di sistema e le accise stesse. Questo significa che paghi l'IVA anche sulle altre imposte — un meccanismo che amplifica il peso fiscale totale.

Il canone RAI — la voce spesso dimenticata

Dal 2016 il canone RAI (90 €/anno) è incluso nelle bollette elettriche dei clienti domestici residenti, in 10 rate da 9 € da gennaio a ottobre. Non è una componente energetica — è un'imposta sul possesso di apparecchi televisivi — ma compare in bolletta per semplificarne la riscossione. Fonti: ARERA → · Agenzia delle Entrate →

Quanto pesa la bolletta, e su chi

Le due sezioni precedenti dicono quanto costa un kilowattora e come si divide ogni centesimo. Non dicono quanto quella spesa pesi sul bilancio di chi la paga. Sono due grandezze diverse, e la distinzione è la stessa che vale per le emissioni: il totale di un Paese e il valore per abitante misurano cose differenti. Il prezzo del kilowattora è uguale per tutti i clienti dello stesso tipo contrattuale; il peso di quel prezzo no.

La misura ISTAT: la povertà energetica

L'ISTAT pubblica dal Rapporto annuale un indicatore di povertà energetica, definita nel glossario del Rapporto riprendendo la Direttiva europea sull'efficienza energetica 2023/1791🟡 La direttiva definisce la povertà energetica come l'impossibilità per una famiglia di accedere ai servizi energetici essenziali che garantiscono livelli e standard di vita e di salute dignitosi — riscaldamento, acqua calda, raffrescamento, illuminazione ed energia per gli apparecchi — per una combinazione di fattori che comprende almeno l'inaccessibilità economica, un reddito disponibile insufficiente, spese elevate per l'energia e la scarsa efficienza energetica delle abitazioni. Non è quindi una soglia di spesa, ma una condizione di accesso. Fonte: ISTAT, Glossario del Rapporto annuale 2026 →. Non è una soglia di spesa in euro: è l'impossibilità di accedere ai servizi energetici essenziali, dal riscaldamento all'illuminazione, per una combinazione di fattori che comprende il reddito, il prezzo dell'energia e l'efficienza dell'abitazione.

L'ISTAT dichiara che il fenomeno è in aumento su tutto il territorio e che ricalca il profilo socio-demografico e territoriale della povertà assoluta. I valori più alti pubblicati nell'infografica del Rapporto riguardano le Isole (14,6%), le coppie con tre o più figli (12,3%) e le famiglie con persona di riferimento straniera (22,3%).

Nella stessa rilevazione, riferita al 2025, il 35,9% degli individui dichiara che le spese per l'abitazione sono un onere economico pesante, il 22,4% arriva a fine mese con difficoltà o grande difficoltà e il 47,7% non è riuscito a risparmiare nell'ultimo anno. Sono indicatori soggettivi e riguardano l'abitazione nel suo insieme, non la sola energia: non si sommano all'indicatore di povertà energetica e non lo sostituiscono🟡 L'indicatore di povertà energetica è calcolato sull'Indagine sulle spese delle famiglie e si riferisce al 2024; le percezioni sull'onere abitativo derivano dall'indagine sulle condizioni di vita e si riferiscono al 2025. Basi, anni e natura del dato sono diversi. Fonte: ISTAT, Rapporto annuale 2026 →.

[DA VERIFICARE: la quota della spesa familiare destinata all'energia per fascia di spesa o di reddito non compare, in questa forma, nei documenti ISTAT qui aperti. Il dato esiste nell'Indagine sulle spese delle famiglie ma va estratto dalla banca dati, non da elaborazioni di terzi.]

La misura ARERA: chi riceve il bonus sociale

Il bonus sociale elettrico e gas riduce la bolletta delle famiglie sotto una soglia di ISEE. Dal 1° gennaio 2021 è automatico: basta presentare la Dichiarazione Sostitutiva Unica all'INPS e, se l'ISEE risulta sotto soglia, il Sistema Informativo Integrato verifica la fornitura e lo sconto compare in fattura. Prima del 2021 il bonus andava chiesto ogni anno e, scrive l'ARERA, nonostante le campagne informative solo un terzo degli aventi diritto lo utilizzava🟡 Nel regime "a domanda" in vigore dal 2008 al 2020 il cittadino doveva presentare ogni anno una certificazione di disagio economico ai CAF o al Comune. Nel 2020 i bonus erogati erano 1,36 milioni; nel 2021, primo anno di automatismo, 4,03 milioni. Fonte: ARERA, Rapporto 436/2025/I/com →.

Bonus per disagio economico riconosciuti nell'anno, nuclei familiari. Nel 2020 la fonte conta a parte 8.551 titolari di Carta Acquisti, qui non sommati alla riga: dal 2021 quei beneficiari rientrano nel regime automatico e non sono più distinguibili. Non sono compresi i 77.175 nuclei titolari al 31 dicembre 2024 del bonus elettrico per disagio fisico, che spetta a chi usa apparecchiature elettromedicali per il mantenimento in vita e prescinde dal reddito. Fonte: ARERA, Rapporto 436/2025/I/com, Tabella 2 →

La caduta del 2024 — meno 38,7% sull'elettrico e meno 42,9% sul gas — non misura un miglioramento delle condizioni delle famiglie. Misura il ritorno della soglia ISEE al valore ordinario di 9.530 euro, dopo l'innalzamento straordinario deciso negli anni della crisi dei prezzi. Cambiando la soglia cambia la platea, a parità di tutto il resto: è la stessa ragione per cui una serie storica di questo tipo non si legge come un andamento, ma come una successione di perimetri diversi. Dal 1° gennaio 2026 la soglia è stata aggiornata a 9.796 euro →.

Anche dentro lo stesso anno il conteggio non è unico. Nel 2024 le famiglie che hanno presentato una DSU con ISEE sotto soglia — i potenziali beneficiari — erano circa 4,1 milioni, ma i bonus elettrici riconosciuti sono stati 2,81 milioni: essere sotto soglia non basta🟡 Il Sistema Informativo Integrato verifica che un componente del nucleo sia titolare di una fornitura elettrica o gas attiva a uso domestico, o che usufruisca di una fornitura condominiale. Chi non ha una fornitura intestata non riceve il bonus in automatico. Le forniture sospese per morosità pesano lo 0,3% di quelle agevolabili nell'elettrico e lo 0,2% nel gas. Fonte: ARERA, Rapporto 436/2025/I/com →.

Quanto vale, e chi lo paga

La riduzione è fissata dalla normativa nel 30% della spesa dell'utente elettrico medio al lordo delle imposte e nel 15% della spesa al netto delle imposte dell'utente tipo per il gas. Non è proporzionale ai consumi effettivi: l'importo è determinato in base alla numerosità del nucleo e, per il gas, all'uso e alla zona climatica, e viene ripartito in quote giornaliere costanti. L'ARERA dichiara la ragione di questa scelta: così il bonus non diventa un incentivo implicito ad aumentare i consumi né altera la convenienza fra i fornitori.

Nel 2024 il costo complessivo dei bonus elettrico e gas erogabili è stato di 964,4 milioni di euro, di cui 741,2 milioni per il bonus elettrico. Questo importo è a carico dell'intera platea dei consumatori, non del bilancio dello Stato🟡 Il finanziamento avviene attraverso un prelievo in bolletta a carico dei clienti non beneficiari e, per il gas, dei consumatori non domestici. Nel Rapporto l'ARERA scrive di avere sottolineato più volte che il finanziamento dei bonus sociali andrebbe più opportunamente garantito attraverso il bilancio dello Stato, come avviene per gli altri strumenti di politica sociale. Fonte: ARERA, Rapporto 436/2025/I/com →. È lo stesso meccanismo degli oneri di sistema descritto nella sezione precedente: una voce di politica sociale che compare nella bolletta di tutti.

La distribuzione territoriale dei bonus elettrici del 2024 vede in testa Campania (16,8% del totale nazionale), Sicilia (15,0%) e Lombardia (11,1%). Rapportati alle forniture domestiche della singola regione, e non al totale nazionale, i valori più alti restano al Sud e nelle Isole. Le due letture rispondono a domande diverse: quante famiglie in una regione, e quanto pesa quella regione sul totale.

[DA VERIFICARE: manca una fonte istituzionale che metta in relazione, sulla stessa base, la spesa energetica delle famiglie e la capacità di spesa complessiva. Le due misure qui riportate restano separate perché separate sono alla fonte.]

Perché il prezzo all'ingrosso non è uguale in tutta Italia

Le sezioni precedenti trattano il prezzo del kilowattora come un numero unico nazionale. All'ingrosso non lo è: il mercato elettrico italiano è diviso in zone🟡 Una zona di mercato è una porzione della rete al cui interno l'energia può circolare senza congestioni rilevanti. Il GME pubblica gli esiti del Mercato del Giorno Prima per sette zone nazionali: Nord, Centro Nord, Centro Sud, Sud, Calabria, Sicilia, Sardegna. Il confine fra zone non è amministrativo ma fisico: dipende dalla capacità di trasporto della rete, non dai confini regionali. Fonte: GME, Relazione Annuale 2025 → e in ciascuna zona, ogni quarto d'ora, si forma un prezzo diverso. Quello che arriva in bolletta oggi è invece un valore unico per tutto il Paese. Questa sezione spiega perché, e che cosa sta cambiando.

Che cosa è cambiato il 1° gennaio 2025

Fino al 2024 gli acquisti sul Mercato del Giorno Prima erano valorizzati al Prezzo Unico Nazionale, la media dei prezzi zonali ponderata per le quantità acquistate in ciascuna zona. L'articolo 13 del decreto legislativo 210/2021, modificato dall'articolo 19 del decreto-legge 181/2023, ha dato mandato al Ministro dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica di stabilire condizioni e criteri per applicare i prezzi zonali; il decreto ministeriale del 18 aprile 2024 li ha fissati e la delibera ARERA 304/2024/R/eel li ha attuati dentro il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico.

Dal 1° gennaio 2025 le offerte di acquisto sul Mercato del Giorno Prima sono valorizzate al prezzo della zona in cui l'energia viene prelevata. Il GME calcola e pubblica un prezzo di riferimento, il PUN Index GME🟡 È calcolato come media dei prezzi zonali ponderata per le quantità acquistate relativamente ai portafogli zonali in prelievo in ciascuna zona: la stessa formula del Prezzo Unico Nazionale precedente. Cambia il momento in cui interviene, non il modo in cui si ottiene: prima era il prezzo a cui si comprava, ora è un indice calcolato a valle degli esiti del mercato. Fonte: ARERA, delibera 304/2024/R/eel →, con la stessa formula di prima. Su ciò che gli acquirenti pagano effettivamente interviene poi una componente compensativa🟡 È pari alla differenza fra il PUN Index GME e il prezzo zonale, e si applica direttamente agli acquisti sul Mercato del Giorno Prima relativi ai portafogli zonali di prelievo. Il risultato è che l'acquirente, qualunque sia la sua zona, resta esposto al valore nazionale. Il decreto ministeriale la qualifica come meccanismo transitorio di perequazione e ne prevede l'applicazione almeno fino al 31 dicembre 2025. Fonte: ARERA, delibera 304/2024/R/eel → che annulla la differenza fra prezzo zonale e valore nazionale.

Per il cliente finale, quindi, il 1° gennaio 2025 non ha cambiato la bolletta. Nei servizi di ultima istanza e nelle offerte PLACET il riferimento al Prezzo Unico Nazionale è stato sostituito da quello al PUN Index GME; per i contratti a prezzo indicizzato del mercato libero l'ARERA ha stabilito che la sostituzione dell'indice non costituisce variazione unilaterale del contratto, e che il venditore deve informarne il cliente nella prima bolletta in cui il nuovo indice trova applicazione.

Quanto differiscono davvero le zone

Il GME pubblica i prezzi zonali del 2025 nella propria Relazione Annuale. Sono i dati misurati, non una proiezione di che cosa accadrebbe in bolletta.

Il GME attribuisce l'aumento leggermente superiore al Nord e al Centro Nord a due fattori insieme, il calo dell'import netto e la minore produzione degli impianti idroelettrici, localizzati prevalentemente nel settentrione, e definisce l'esito una nuova inversione del differenziale🟡 Nel 2024 il prezzo medio annuo del Nord era inferiore a quello del Sud di 1,7 EUR/MWh; nel 2025 lo supera di 0,8. Lo scarto si concentra in due mesi, ottobre (+8,1 EUR/MWh) e novembre (+4,6). Un differenziale medio annuo di questo ordine non dice nulla sulle singole ore, in cui le distanze fra zone possono essere molto più ampie. Fonte: GME, Relazione Annuale 2025 → rispetto all'anno precedente. Nel 2025 si sono registrate quotazioni a zero euro in tutte le zone in diversi giorni dell'anno, concentrate soprattutto in Sardegna, e un massimo di 289 EUR/MWh il 20 gennaio, esteso a tutto il sistema.

Il termine di paragone utile sta accanto: il differenziale fra il prezzo del Nord e i riferimenti esteri, sulle stesse medie annue 2025, è di 26,5 EUR/MWh verso la Germania e di 54,8 verso la Francia. La distanza fra le zone italiane, su base annua, è di un ordine di grandezza inferiore a quella fra l'Italia e i Paesi con cui confina.

Che cosa non è deciso

Il decreto ministeriale del 18 aprile 2024 prevede che sia l'ARERA a definire termini e modalità per superare il meccanismo di perequazione, e stabilisce che le relative modifiche siano efficaci non prima di dodici mesi dalla loro adozione. Nella delibera 304/2024 l'Autorità dichiara di non disporre di elementi sufficienti per definire quei criteri e rinvia le valutazioni a un successivo documento per la consultazione, tenendo conto del preavviso di almeno ventiquattro mesi chiesto dagli operatori per non incidere sui contratti già stipulati.

Nella Relazione Annuale 2026🟡 Presentata il 1° luglio 2026. Il passaggio è: il percorso proseguirà con il superamento graduale del PUN e la piena applicazione dei prezzi zonali, avvicinando il mercato italiano agli standard europei. Il testo non indica una data né un termine. Fonte: ARERA, Relazione Annuale 2026, presentazione del Presidente → l'Autorità indica il superamento graduale del PUN e la piena applicazione dei prezzi zonali fra le direttrici del proprio operato, senza indicare quando.

[DA VERIFICARE: non risulta reperito alcun provvedimento dell'Autorità successivo al luglio 2024 che modifichi o superi la componente compensativa. È un'assenza di riscontri, non una conferma che nulla sia intervenuto.]

Il fine, però, è dichiarato. Nel Quadro Strategico 2026-2029🟡 Documento per la consultazione 244/2026/A del 9 luglio 2026. Non è un provvedimento: raccoglie gli orientamenti dell'Autorità, la consultazione si chiude il 15 settembre 2026 e la versione definitiva sarà adottata a valle delle osservazioni e delle audizioni. Quanto riportato qui è quindi un'intenzione dichiarata, non una regola in vigore. Fonte: ARERA, DCO 244/2026/A, obiettivo OS.20 → l'Autorità scrive che il superamento del PUN si rende necessario a completamento dell'integrazione dei mercati elettrici europei e con l'obiettivo di trasferire ai clienti finali i segnali di prezzo del mercato all'ingrosso, così che agli operatori lato prelievo si applichi il prezzo zonale secondo i criteri di differenziazione e di implementazione graduale già stabiliti dal decreto ministeriale del 18 aprile 2024. Nello stesso documento l'adeguamento dei servizi di ultima istanza è collegato a quella stessa evoluzione, indicata come superamento graduale del PUN e attuazione dei prezzi zonali. In nessuno dei due passaggi compare una data.

Nello stesso obiettivo l'Autorità dichiara di voler valutare l'adeguatezza delle zone di mercato🟡 Le sette zone non sono un dato immutabile: dipendono da dove la rete si congestiona, e la rete cambia con gli impianti che vi si collegano. Il Quadro Strategico indica la valutazione della loro adeguatezza fra gli interventi previsti, insieme all'allineamento dello sviluppo della rete alla crescita delle rinnovabili. Un eventuale ridisegno cambierebbe il perimetro entro cui si forma ciascun prezzo zonale. Fonte: ARERA, DCO 244/2026/A, obiettivo OS.20 →, per ottenere una formazione dei prezzi coerente con le condizioni del sistema. Il confine delle zone, quindi, non è acquisito più di quanto lo sia il meccanismo che oggi le neutralizza in bolletta.

Resta una conseguenza pratica che vale la pena scrivere per esteso. Oggi, 12 settembre 2026, la distanza fra casa tua e la centrale che produce l'energia che consumi non incide sul prezzo che paghi: non perché il sistema elettrico ignori la geografia, ma perché una componente di compensazione la neutralizza a valle. Il giorno in cui quella componente verrà superata, la risposta cambierà. Ogni affermazione sul tema ha quindi una data attaccata.

Le emissioni dei Paesi: tre modi di misurare la stessa cosa

Nel dibattito internazionale sul clima capita spesso di sentire due affermazioni opposte, entrambe corrette: che la Cina sia il primo emettitore mondiale, e che un cittadino indiano emetta una frazione di quanto emette un americano. Non si contraddicono: misurano cose diverse. La tabella qui sotto riporta i dati del 2024 pubblicati da EDGAR, il database del Centro Comune di Ricerca della Commissione europea →, che stima le emissioni di tutti i Paesi con la stessa metodologia — condizione necessaria perché il confronto abbia senso.

Dati 2024, emissioni di gas serra escluso l'uso del suolo. Le sei economie in tabella rappresentano il 61,8% delle emissioni mondiali, il 51,4% della popolazione e il 62,5% del prodotto interno lordo globale. Fonte: EDGAR (JRC), rapporto 2025.

Che cosa cambia a seconda della colonna che si guarda. La Cina pesa il 29,2% del totale mondiale, ma ha emissioni per abitante inferiori a quelle di Stati Uniti e Russia. L'India è il terzo emettitore assoluto, e allo stesso tempo il Paese con le emissioni per abitante più basse fra i grandi: 3,0 tonnellate, poco meno di un sesto di quelle statunitensi e russe, contro una media mondiale di 6,6. L'Unione europea è l'unica fra le sei economie principali ad aver ridotto le emissioni nel 2024 rispetto all'anno prima, ed è scesa dal 15,1% del totale mondiale nel 1990 al 5,9% di oggi. All'interno dell'Unione, l'Italia è il terzo emettitore con l'11,7%, dopo Germania (21,3%) e Francia (11,9%).

Una quarta misura che la tabella non contiene. Il rapporto EDGAR calcola anche le emissioni per unità di prodotto interno lordo, cioè quanta CO₂ serve per produrre ricchezza: nel 2024 la media mondiale è 0,308 tonnellate per migliaio di dollari, con l'Unione europea a 0,129 e la Cina a 0,462. Tutti i principali emettitori hanno ridotto questo indicatore rispetto all'anno precedente, anche quelli che hanno aumentato le emissioni totali.

Attenzione a non confondere questi numeri con l'intensità carbonica dell'elettricità🟡 Sono grandezze diverse. Qui si misurano tonnellate di gas serra per abitante o per Paese, prodotte da tutti i settori: energia, industria, trasporti, agricoltura, rifiuti. L'intensità carbonica dell'elettricità si misura invece in grammi di CO₂ per kilowattora e riguarda il solo settore elettrico. Un Paese può avere elettricità pulita ed emissioni totali alte, perché scalda le case a gas e ha molta industria.. Nella tabella qui sopra il settore elettrico è solo una parte del totale: EDGAR indica che a livello mondiale la produzione di elettricità e calore vale circa il 30% delle emissioni di gas serra, ed è il primo settore singolo.

Restano fuori da questa fotografia due elementi che nel dibattito internazionale pesano molto: le emissioni storiche accumulate dal 1850 in poi, rilevanti perché l'anidride carbonica resta in atmosfera per secoli, e le emissioni incorporate nei beni importati, che nella contabilità territoriale vengono attribuite al Paese che produce e non a quello che consuma. [DA VERIFICARE: entrambe le grandezze richiedono una fonte dedicata, non ancora individuata fra quelle utilizzate dal sito]

Come sta in piedi la rete: frequenza, inerzia, tensione

Quasi tutte le discussioni pubbliche sul mix elettrico prima o poi arrivano qui, di solito con formule sbrigative in un senso o nell'altro. Questa sezione non prende posizione: riporta che cosa prescrive il Codice di Rete di Terna, Allegato A.12 →, il documento tecnico che regola il comportamento del sistema elettrico italiano quando la frequenza si muove.

La rete europea continentale funziona a 50 hertz. Quel valore non è una convenzione grafica: è la misura istantanea dell'equilibrio fra energia prodotta e consumata. Se il consumo supera la produzione la frequenza scende, se accade il contrario sale. I gruppi di generazione devono garantire un funzionamento stabile fra 47,5 e 51,5 hertz; sotto i 47,5 il funzionamento continuativo non è più assicurato.

L'inerzia: i secondi che la rete si compra

Nei primissimi istanti dopo uno squilibrio, prima che qualunque regolazione possa intervenire, sono le macchine rotanti a reagire da sole: cedono parte della propria energia cinetica🟡 Un alternatore di centrale è un rotore di decine di tonnellate che gira in sincronia con la rete. Quando la frequenza scende, rallenta anche lui, e nel rallentare restituisce energia al sistema. È un effetto automatico e gratuito, che non dipende da alcun comando. La grandezza che lo misura si chiama costante di inerzia e si esprime in secondi.. Terna scrive che la velocità con cui la frequenza varia è inversamente proporzionale all'inerzia delle masse rotanti, costituite dai generatori sincroni e dai carichi rotanti.

Il documento è esplicito su che cosa sta cambiando: la generazione da fonte rinnovabile collegata tramite inverter🟡 Dispositivo elettronico che converte la corrente continua prodotta da un pannello fotovoltaico, o quella a frequenza variabile di una turbina eolica, nella corrente alternata a 50 hertz della rete. Fra la macchina e la rete non c'è collegamento meccanico diretto: per questo l'eventuale massa rotante non fa da volano. si sostituisce alla generazione convenzionale «causando una diminuzione della inerzia del sistema», e lo stesso vale per molti carichi industriali e diffusi, anch'essi controllati tramite inverter. La conseguenza dichiarata è «una maggiore velocità e criticità dei transitori di frequenza», misurata da un indicatore chiamato ROCOF🟡 Rate Of Change Of Frequency, cioè velocità di variazione della frequenza, espressa in hertz al secondo. Più bassa è l'inerzia del sistema, più rapidamente la frequenza si allontana dai 50 hertz dopo un guasto, e meno tempo hanno le protezioni e le regolazioni per intervenire..

Terna precisa anche da che cosa dipende l'inerzia disponibile in un dato momento: dal livello del fabbisogno, dal rapporto fra generazione statica basata su inverter e generazione rotante, e dal tipo di gruppi rotanti in servizio. Non è quindi una caratteristica fissa del sistema, ma cambia di ora in ora.

Regolazione di frequenza e di tensione

Sulla regolazione della frequenza il Codice distingue fra ciò che gli impianti fanno e ciò che potrebbero fare. Gli impianti collegati tramite inverter «per propria natura massimizzano lo sfruttamento della fonte rinnovabile primaria», cioè lavorano sempre alla massima producibilità: per erogare più potenza in caso di bisogno dovrebbero tenerne una quota di riserva, e quindi rinunciare a produrre. Per questo, scrive Terna, «le modalità di esercizio attuali sono tali da non consentire un contributo alla regolazione primaria». Nello stesso paragrafo il documento aggiunge però che gli allegati tecnici su centrali eoliche e fotovoltaiche prevedono che il sistema di controllo d'impianto possa gestire la regolazione primaria: è una scelta di esercizio, non un limite fisico della tecnologia.

Sulla tensione il quadro è analogo. I gruppi convenzionali assorbono o erogano potenza reattiva🟡 Nelle reti in corrente alternata circola, oltre alla potenza attiva che compie lavoro, una componente che oscilla avanti e indietro fra generatori e carichi senza produrre lavoro utile. Serve a mantenere la tensione al valore corretto: senza, la tensione crolla. Si misura in volt-ampere reattivi. per regolare la tensione. La generazione collegata tramite inverter, si legge, «non esegue una regolazione automatica di tensione al punto di connessione», permettendo solo l'impostazione statica del fattore di potenza in locale, e quindi la sua crescita «diminuisce i margini di regolazione di tensione e reattivo sul sistema». Anche qui il documento aggiunge che le nuove installazioni eoliche e fotovoltaiche, e le connessioni in corrente continua di tipo VSC, sono predisposte per la regolazione di tensione e potenza reattiva.

Che cosa succede se la frequenza scende davvero

Il sistema italiano ha un dispositivo automatico di ultima istanza chiamato Piano di Alleggerimento: se la frequenza continua a scendere, apparati installati presso i distributori staccano progressivamente carico fino a ristabilire l'equilibrio. I numeri sono nel Codice.

Il Piano di Alleggerimento, avverte lo stesso documento, «rappresenta pur sempre una estrema ratio, il cui successo non è assicurato deterministicamente». È il dispositivo che si attiva quando tutto il resto non è bastato.

Un ultimo elemento riguarda l'Europa e non solo l'Italia: nell'intervallo fra 47,5 e 51,5 Hz si verifica, secondo un rapporto ENTSO-E citato da Terna, il distacco incontrollato di generazione distribuita a valori di frequenza diversi fra loro, e la generazione distribuita europea a rischio «supera abbondantemente» i 3 GW che il regolamento europeo assume come incidente di riferimento. In Italia l'adeguamento degli impianti esistenti previsto da una delibera dell'Autorità del 2012 non risulta interamente completato.

Che cosa si sta facendo: le macchine che restituiscono inerzia

Il problema descritto sopra ha una risposta impiantistica già in corso di realizzazione, ed è documentata nel Rapporto di avanzamento del Piano di Sviluppo, pubblicato da Terna il 28 febbraio 2026 →.

Il dispositivo che risponde direttamente alla perdita di inerzia si chiama compensatore sincrono🟡 È un alternatore che gira collegato alla rete ma non è accoppiato ad alcuna turbina: non brucia nulla e non produce energia. Serve a fare due cose che un generatore fa come effetto collaterale — regolare la tensione scambiando potenza reattiva e mettere a disposizione la propria massa rotante. Viene chiamato anche condensatore rotante.. Nel 2025 ne è entrato in esercizio uno nuovo da 250 MVA nella stazione di Aurelia, a 380 kV. Terna scrive che contribuisce alla regolazione delle tensioni nell'area «oltreché fornire al sistema un contributo in termini di inerzia e di potenza di corto circuito, tradizionalmente fornita da impianti convenzionali basati su generatori sincroni, che nei prossimi anni vedranno una riduzione nel numero di ore di presenza in servizio e/o dismissioni».

È la frase che chiude il cerchio con la sezione precedente: la funzione che veniva fornita gratuitamente dalle centrali termiche, man mano che queste lavorano meno ore o vengono dismesse, viene acquistata a parte installando macchine che la svolgono soltanto.

Accanto a questi interventi ne esiste una seconda famiglia, che agisce sulla capacità di trasporto fra le zone del Paese invece che sulla stabilità locale. Terna la chiama capital light, perché ottiene più capacità dalle linee esistenti senza costruirne di nuove: nel 2025 ha aggiunto 100 MW sulla sezione Centro Sud–Centro Nord, 200 MW sulla Sud–Calabria, e 175 MW nella direzione Sicilia-Calabria con 100 MW in quella opposta. A questa logica appartengono anche i grandi collegamenti sottomarini in corrente continua in costruzione — Tyrrhenian Link, Adriatic Link, SACOI3 — che non trasmettono frequenza🟡 Un collegamento in corrente continua converte la corrente alternata in continua a un capo e la riconverte all'altro. Fra le due estremità non c'è sincronismo: la frequenza non passa. Questo permette di controllare esattamente quanta potenza far transitare, e di collegare aree che oscillano in modo indipendente. Non è però un modo per "spostare" la frequenza da una rete all'altra: la frequenza resta una proprietà di ciascuna area sincrona. ma consentono di controllare con precisione i flussi di potenza fra aree diverse.

Il Piano di Sviluppo 2025 nel suo complesso vale circa 40,2 miliardi di euro su 232 interventi, di cui 8,2 miliardi già consuntivati al 31 dicembre 2025. Al 31 dicembre 2025 il 65% delle opere risultava in fase di pianificazione, concertazione o autorizzazione, e il 26% in fase realizzativa o già autorizzata: fra i motivi di rinvio dichiarati per le opere in ritardo ricorrono la riprogrammazione delle attività in relazione al contesto socio-ambientale e problemi di approvvigionamento dei materiali.

[DA VERIFICARE: l'Allegato A.12 qui utilizzato è nella revisione del marzo 2020. Dal gennaio 2025 il dispacciamento è disciplinato dal Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), che riorganizza i servizi ancillari: le prescrizioni tecniche sopra riportate vanno riscontrate sulla versione vigente del Codice di Rete e sulla delibera ARERA che approva il TIDE.]

Glossario dei termini usati in questa pagina

Le unità di misura dell'energia — dalla bolletta alla rete nazionale

Prima di leggere i dati energetici è utile capire la scala delle unità di misura. Si parte dal Watt — l'unità base della potenza — e dal Wattora — l'unità base dell'energia.