Il prezzo dell’energia in Europa sta facendo discutere parecchio, soprattutto per un dato che rimbalza ovunque: la Spagna paga tra 14 e 37 euro al MWh, mentre l’Italia supera quota 150. Pedro Sánchez lo sbandiera come prova del successo delle sue politiche, e tanti articoli lo rilanciano senza troppi distinguo. I numeri di partenza sono corretti, su questo nessun dubbio. Ma la lettura che se ne dà è parecchio parziale, e per capire cosa succede davvero serve scavare un po’ più a fondo.
Quando si parla di euro al MWh, ci si riferisce al mercato spot, cioè il mercato all’ingrosso dove l’energia viene scambiata ora per ora. Non è il prezzo che arriva in bolletta a casa, quello comprende reti, tasse e una montagna di oneri accumulati nel tempo. Al 21 marzo 2026, il prezzo medio spot in Spagna si aggirava sui 37 €/MWh, contro i 157 €/MWh dell’Italia e i 102 €/MWh della Germania. Nelle ore di picco solare, il valore spagnolo può scendere fino a 14 €/MWh. E non è magia: è il risultato del cosiddetto merit order, il meccanismo europeo per cui solare ed eolico entrano per primi nelle aste giornaliere perché costano meno, non avendo bisogno di combustibili fossili. In Spagna le rinnovabili coprono il 57/60% della domanda. In Italia siamo fermi al 20/25%, il gas resta dominante e ogni scossone sui mercati internazionali si fa sentire eccome.
I meccanismi nascosti dietro i prezzi bassi della Spagna
Quello che quasi nessuno racconta è come vengono remunerati i produttori spagnoli di energia rinnovabile. Chi ha costruito impianti prima del 2014 beneficia di un sistema di pagamento garantito previsto dal Real Decreto 413/2014: una quota fissa per la capacità installata e una quota operativa che copre la differenza tra costi e ricavi di mercato. Anche se il prezzo spot andasse a zero, questi produttori incasserebbero comunque grazie alla Tariffa di Accesso alla Rete, finanziata dal Fondo Nacional de Sostenibilidad. Dal 2024 questo fondo non pesca più dalle bollette delle famiglie ma da entrate come le aste sui permessi di emissione di CO2. Più equo, certo, ma il costo sistemico non sparisce: semplicemente cambia chi lo sostiene.
Per i nuovi impianti, il meccanismo funziona tramite aste pubbliche con contratti per differenza (CfD): se il prezzo spot scende sotto il valore concordato, lo Stato integra; se sale sopra, il produttore restituisce l’extra. Accanto a questi esistono i PPA, accordi privati a lungo termine tra produttori e grandi acquirenti industriali, che garantiscono stabilità a entrambe le parti. La Spagna è il paese europeo con il mercato PPA più sviluppato, e questo attira investimenti industriali importanti.
I limiti del modello e il confronto reale con l’Italia
Poi c’è il tema della fragilità. Ad aprile 2025, la Spagna ha subito un blackout esteso che ha coinvolto anche il Portogallo, causato da un calo improvviso della produzione fotovoltaica. Quando la quota di rinnovabili è altissima e la capacità di accumulo insufficiente, la rete diventa vulnerabile. Il governo spagnolo sta investendo circa 2 miliardi di euro fino al 2028 per lo storage e nuove regole di stabilità, ma il modello non è ancora completamente maturo.
A marzo 2026, Madrid ha anche presentato un pacchetto da 5 miliardi per il caro vita: IVA ridotta al 10% su elettricità e gas, azzeramento delle accise sui carburanti, aiuti per famiglie vulnerabili e imprese energivore. Va detto però che si tratta di un governo in minoranza, e alcune misure potrebbero essere ridimensionate in Parlamento.
Secondo la Banca Centrale Europea, le famiglie italiane pagano l’elettricità il doppio rispetto alla media europea. La differenza con la Spagna è reale, ma non è tutta merito delle politiche dell’attuale governo spagnolo: una parte rilevante dipende da scelte e investimenti fatti 15 o 20 anni fa. Per l’Italia la strada passa dall’accelerazione sulle rinnovabili, dal disaccoppiamento degli oneri di sistema dalla bolletta e da investimenti seri nello storage, tutte scelte strutturali che richiedono tempo e trasparenza sui costi reali della transizione.