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In questi giorni circola con insistenza un confronto: la Spagna paga l'energia a 14-37 euro al MWh mentre l'Italia supera i 150. Pedro Sánchez lo cita spesso come risultato delle scelte energetiche del suo governo, e molti articoli italiani ed europei lo riportano come conferma che il modello spagnolo delle rinnovabili funziona. I dati di partenza sono corretti, ma la lettura che ne viene fatta è parziale. Per capire cosa sta succedendo davvero, bisogna andare un po' più in profondità.
Per prima cosa, vale la pena spiegare di cosa si parla quando si cita il prezzo dell'energia in euro al MWh. Quel valore si riferisce al mercato spot, cioè il mercato all'ingrosso in cui l'energia viene scambiata in tempo reale, ora per ora, giorno per giorno. Non è il prezzo che paga il consumatore finale in bolletta – quello include reti, tasse e oneri di sistema accumulati negli anni – ma è il valore di riferimento da cui parte tutta la filiera. Quando si dice che la Spagna paga 37 €/MWh e l'Italia 157 €/MWh, si parla appunto di questo: il prezzo all'ingrosso, non la bolletta di casa.
Al 21 marzo 2026, il prezzo medio sul mercato spot in Spagna era di circa 37 €/MWh, contro 157 €/MWh in Italia e 102 €/MWh in Germania. Nelle ore di picco solare, il prezzo spagnolo può scendere fino a 14 €/MWh. Questo non è un caso, né il frutto di una manovra politica recente: è il risultato diretto di come funziona il mercato elettrico europeo.
Il meccanismo si chiama "merit order": le centrali offrono la propria energia in una sorta di asta giornaliera, ordinate per costo crescente. Solare ed eolico entrano per primi perché il loro costo si mantiene basso, dal momento che la loro produzione non dipende da materie prime da utilizzare come combustibile. Quando coprono il 57-60% della domanda, come accade sempre più spesso in Spagna, spingono le fossili fuori dall'asta e abbassando, per l'appunto, il prezzo "spot" del MWh. In Italia, le rinnovabili coprono ancora il 20-25% del fabbisogno, il gas rimane dominante, e ogni fiammata sui mercati internazionali si riflette su questo valore di mercato.
Quindi, il basso prezzo spot spagnolo è reale. Ma spiegarlo come il merito della gestione Sánchez è una semplificazione che ignora decenni di investimenti precedenti, i meccanismi di remunerazione dei produttori e i costi che non appaiono nella cifra del MWh.
Questo è il punto che quasi mai viene spiegato negli articoli di questi giorni. I produttori di energia rinnovabile in Spagna, in particolare quelli degli impianti costruiti prima del 2014, non dipendono dal prezzo spot per remunerare i loro investimenti. Il Real Decreto 413/2014 – il provvedimento normativo spagnolo che regola la produzione da fonti rinnovabili – prevede un sistema di pagamento specifico fisso, composto da una quota per la capacità installata (che copre l'investimento iniziale) e da una quota operativa (che copre la differenza tra costi e ricavi di mercato). In sostanza, se il prezzo spot scende a zero, questi produttori incassano comunque una remunerazione garantita attraverso la Tariffa di Accesso alla Rete, finanziata dal Fondo Nacional de Sostenibilidad, cioè un fondo pubblico dedicato alla sostenibilità del sistema energetico.
Dal 2024, questo fondo non è più alimentato dalle bollette delle famiglie, ma da entrate come le aste sui permessi di emissione di CO2. È una soluzione più equa rispetto al passato, ma non elimina il costo sistemico: qualcuno paga, semplicemente non è più il consumatore direttamente in bolletta.
Storicamente, il sistema spagnolo ha usato un meccanismo "premium" con un tetto e un minimo garantito: il produttore vendeva al mercato e riceveva un premio aggiuntivo, con un massimo se i prezzi salivano e un minimo garantito se scendevano. Questo ha incentivato massicciamente la costruzione di impianti rinnovabili, ma ha anche generato costi retroattivi che hanno portato a controversie legali internazionali quando, dopo il 2013, il governo cercò di ridurre gli incentivi.
I nuovi impianti vengono costruiti tramite aste pubbliche, in cui diversi produttori si sfidano offrendo il prezzo più basso a cui sono disposti a vendere energia per i successivi dieci o dodici anni. Chi vince l'asta stipula con lo Stato un contratto per differenza – in inglese Contract for Difference, abbreviato CfD – che funziona come un ammortizzatore bidirezionale: se il prezzo spot di mercato scende sotto il valore concordato nell'asta, lo Stato integra la differenza; se invece lo spot sale sopra, è il produttore a restituire l'extra allo Stato. In questo modo, il produttore non dipende dall'andamento giornaliero del mercato e può pianificare i suoi investimenti con certezza. Non si tratta di un sussidio classico, ma di una garanzia di stabilità che vale nelle due direzioni. Il produttore può permettersi di offrire prezzi molto bassi nelle aste perché i costi reali del solare e dell'eolico sono ormai scesi a quei livelli grazie alle economie di scala: non sta rinunciando a margine nella speranza di un aiuto futuro, sta semplicemente operando con una tecnologia che costa davvero poco da gestire una volta costruita.
Accanto alle aste pubbliche, esistono anche i cosiddetti PPA – dall'inglese Power Purchase Agreement, ovvero contratti di acquisto di energia – che sono accordi privati a lungo termine tra un produttore di rinnovabili e un grande acquirente, tipicamente una multinazionale, una fabbrica o una catena di distribuzione. Il produttore si impegna a fornire energia a un prezzo fisso per 10-20 anni, indipendentemente da cosa succede sul mercato spot. Per il produttore è una garanzia di entrate stabili; per l'acquirente è una protezione dal caro-energia. La Spagna è il paese europeo con il mercato PPA più sviluppato, e questo è uno dei motivi per cui molte aziende, anche nel settore automotive, scelgono di insediarsi lì.
Il prezzo spot non è il costo reale dell'energia per il sistema. È il prezzo all'ingrosso in un determinato momento, ma il costo sistemico include reti, storage, remunerazioni fisse ai produttori, sussidi passati e gestione degli squilibri tra produzione e consumo. Quando si dice "la Spagna paga 37 €/MWh e l'Italia 157 €/MWh", si confrontano due valori che sembrano omogenei ma non lo sono fino in fondo.
L'Italia ha oneri di sistema pesanti incorporati nelle bollette, eredità di incentivi passati (Conto Energia, GSE - Gestore per i Servizi Energetici, l'ente pubblico che in Italia gestisce gli incentivi alle energie rinnovabili) e di una struttura del mix ancora fortemente dipendente dal gas. La Spagna ha spostato parte di quei costi fuori dalla bolletta, verso fondi pubblici alimentati da altre entrate. Il risultato visibile per il consumatore finale è diverso, ma il costo sistemico complessivo non è così distante quanto i titoli suggeriscono.
Secondo la Banca Centrale Europea, le famiglie italiane pagano l'elettricità il doppio rispetto alla media europea: non solo per il mix fossile, ma per la struttura di oneri sedimentata negli anni. La differenza con la Spagna è reale, ma non è tutta spiegabile con le politiche energetiche dell'attuale governo: una parte rilevante viene da scelte e investimenti fatti 15-20 anni fa, ben prima di Sánchez.
C'è un episodio recente che aiuta a capire i limiti del sistema iberico. Ad aprile 2025, la Spagna ha subito un blackout esteso che ha interessato anche il Portogallo e bloccato fabbriche, infrastrutture e trasporti per ore. La causa principale è stata un calo improvviso della produzione fotovoltaica nel sud-ovest della penisola, che ha messo sotto stress la rete elettrica. Quando la quota di rinnovabili è altissima e la capacità di accumulo dell'energia è insufficiente, la rete diventa fragile: troppa produzione nelle ore soleggiate (con prezzi che vanno a zero o in negativo e impianti costretti a spegnersi) e instabilità nei momenti di calo improvviso.
La Spagna sta correndo ai ripari con nuove regole per l'accumulo energetico introdotte nel 2025 e piani di investimento da 2 miliardi fino al 2028 per la transizione. Ma questo dimostra che il modello non è ancora completamente maturo: i prezzi bassi allo spot sono reali, ma nascondono fragilità di sistema che richiederanno investimenti significativi nei prossimi anni.
A marzo 2026, il governo spagnolo ha presentato un pacchetto di misure da 5 miliardi per contrastare il caro-vita legato all'escalation in Medio Oriente: IVA ridotta al 10% su elettricità e gas, azzeramento delle accise sui carburanti, aiuti mirati per famiglie vulnerabili e imprese energivore. È una risposta concreta a una pressione politica reale. Ma va letto nel contesto di un governo in minoranza che deve continuamente cercare accordi parlamentari: alcune misure potrebbero non essere approvate o essere ridimensionate.
Il punto non è sminuire la rilevanza delle scelte di politica energetica, ma evitare di presentarle come automaticamente efficaci solo perché annunciate con numeri grandi.
Il modello energetico spagnolo ha vantaggi reali: una quota alta di rinnovabili abbassa strutturalmente i prezzi spot, isola il mercato dalla volatilità del gas e offre alle famiglie e alle industrie condizioni migliori rispetto all'Italia. Questo è il risultato di investimenti massicci negli ultimi vent'anni, incentivati da politiche che hanno avuto costi salati – sussidi retroattivi, controversie legali, costi sistemici – e che ora producono frutti visibili.
I meccanismi sono dunque complessi, i costi nascosti esistono e i rischi di instabilità della rete sono reali.
Per l'Italia, la lezione è seria: serve accelerare sulle rinnovabili, disaccoppiare gli oneri di sistema dalla bolletta diretta, investire nello storage. Ma farlo richiede scelte strutturali di lungo periodo. E richiede di raccontare ai cittadini il costo reale della transizione, non solo il beneficio finale.
