Arera ha presentato la Relazione Annuale 2026: i prezzi elettrici italiani restano i più alti d’Europa. La strategia dell’autorità punta su riforma del dispacciamento, prezzi zonali e riduzione della dipendenza dal gas naturale
Il Punto Franco di Vendita (Pun) medio del 2025 si è attestato a 115,9 €/MWh, in crescita del 7% sul 2024 e il più alto tra le principali borse elettriche europee. Un divario che Arera pone al centro della propria strategia per il quadriennio 2026-2029, tra riforma della rete e riduzione della dipendenza dal gas.
Il differenziale con gli altri mercati continentali resta ampio: la Francia ha chiuso l’anno a 61,1 €/MWh, la Spagna a 65,3 €/MWh. Secondo quanto illustrato dal presidente di Arera, Nicola Dell’Acqua, nella relazione annuale sullo Stato dei servizi presentata a Roma, la causa principale è la forte dipendenza italiana dalla generazione a gas, che continua a determinare il prezzo marginale dell’elettricità anche nelle ore in cui le rinnovabili coprono gran parte della domanda.
Una nuova unità di vigilanza sui prezzi
Il primo trimestre 2026 ha riproposto lo scenario già vissuto negli anni della crisi energetica: le tensioni geopolitiche hanno prodotto una nuova fiammata dei prezzi del gas sui mercati europei, confermando la vulnerabilità strutturale del sistema italiano agli shock esterni.
Per rispondere alle variazioni delle quotazioni, Arera ha istituito nei primi mesi del 2026 l’Unità di Vigilanza Energetica, dedicata al monitoraggio in tempo reale dei prezzi all’ingrosso e al dettaglio, con aggiornamenti giornalieri e un canale diretto verso Governo, Parlamento e istituzioni europee.
Il monitoraggio si accompagna a un rafforzamento della sorveglianza sui mercati energetici all’ingrosso, con particolare attenzione all’applicazione del quadro Remit contro abusi di mercato, insider trading e manipolazioni dei prezzi.
Non si tratta di una misura episodica: la promozione di strumenti di disaccoppiamento tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas viene indicata come una delle direttrici strutturali dell’azione regolatoria dei prossimi anni.
Il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico e il superamento del prezzo unico nazionale
Sul fronte infrastrutturale, il 2025 ha segnato l’adozione del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (Tide), che ridisegna l’architettura dei mercati all’ingrosso abilitando accumuli, carichi flessibili e aggregati distribuiti a concorrere alla fornitura dei servizi di bilanciamento in condizioni di neutralità tecnologica.
Il percorso proseguirà con il superamento graduale del Pun unico a favore della piena applicazione dei prezzi zonali, un passaggio che punta ad avvicinare il mercato italiano agli standard europei riflettendo le effettive condizioni di congestione della rete.
La penetrazione delle fonti rinnovabili ha coperto nel 2025 il 48% della produzione nazionale di energia elettrica. Un dato che rende sempre più rilevante l’integrazione nei mercati di risorse di flessibilità non fossile – demand response, storage, risorse distribuite – rimuovendo le barriere all’ingresso e definendo un quadro armonizzato per gli aggregatori.
Senza segnali di prezzo corretti, sottolinea la relazione, il rischio è che tali risorse restino sottoutilizzate proprio mentre la loro valorizzazione diventa più urgente.
Gli investimenti in rete tra Ross e nuove regole di connessione
Sul lato degli investimenti in rete, prosegue la transizione verso la Regolazione per Obiettivi di Spesa e di Servizio (Ross), estesa progressivamente anche alle imprese di maggiore rilevanza.
L’approccio richiede strumenti di verifica dell’impatto come la metodologia di analisi dei rendimenti effettivi (Rore) e la revisione dei criteri di determinazione del costo del capitale (Wacc), in un’ottica di maggiore armonizzazione con le prassi regolatorie europee.
Arera ha inoltre chiarito che nessun riconoscimento tariffario automatico può derivare dall’approvazione di piani straordinari di investimento pluriennale per i concessionari della distribuzione elettrica, e che l’impatto in bolletta della rimodulazione delle concessioni deve restare minimo.
La crescita della generazione distribuita e l’integrazione delle fonti rinnovabili richiedono, secondo la relazione, un aggiornamento organico della disciplina delle connessioni, anche attraverso un testo unico che unifichi le regole per produttori e clienti finali e introduca misure contro la saturazione virtuale della rete.
Accanto agli strumenti tradizionali, la regolazione promuoverà soluzioni come le grid-enhancing technologies e gli approcci non-wire, capaci di aumentare la capacità delle reti contenendo i costi di sistema.
La transizione del settore gas e il ruolo dell’idroelettrico
Sul fronte del gas, la riforma del settlement ha già prodotto un modello orientato all’efficienza allocativa e alla responsabilizzazione degli operatori.
Il passo successivo riguarda l’accompagnamento della decarbonizzazione del settore attraverso l’elettrificazione flessibile di offerta e domanda e l’integrazione dei gas rinnovabili e dell’idrogeno, in un quadro regolatorio che dovrà restare stabile per non compromettere la sicurezza degli approvvigionamenti.
In questo scenario assume un ruolo strategico l’idroelettrico a bacino e i pompaggi idroelettrici, infrastrutture che garantiscono flessibilità e adeguatezza al sistema producendo al tempo stesso esternalità positive sulla resilienza della risorsa idrica e sulla prevenzione del dissesto idrogeologico.
Arera intende segnalare la loro rilevanza alle istituzioni competenti nei processi di assegnazione e rinnovo delle concessioni.
Idrogeno e stoccaggio CO2: le nuove competenze in arrivo
Tra le nuove competenze in via di attribuzione figura il decreto legislativo che designa l’autorità quale soggetto regolatore nazionale per il settore dell’idrogeno, prossimo alla finalizzazione.
A questo potrebbe aggiungersi l’estensione della regolazione alle attività di trasporto tramite rete e stoccaggio della CO2, attualmente disciplinate solo in via transitoria.
Lo sviluppo dell’idrogeno viene indicato come elemento abilitante della decarbonizzazione nei settori hard-to-abate e per l’integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili, a condizione che il quadro regolatorio su reti, tariffe e filiera resti coordinato con i settori elettrico e del gas, per evitare ridondanze infrastrutturali e costi non recuperabili.
Il progressivo superamento del gas naturale a favore di altri vettori energetici, si legge nella relazione, “dovrà essere governato con il massimo rigore, in ogni sua fase“, affinché la stabilità del sistema resti la condizione imprescindibile di ogni scelta regolatoria.
È il punto di frizione che attraversa l’intera strategia presentata da Arera: ridurre la dipendenza da un vettore fossile ancora dominante, senza esporre il Paese a rischi di fornitura nella fase di transizione.
Crediti immagine: Depositphotos
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Redazione Green Planner
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