L’elettricità della Spagna è un modello?

Gli spagnoli pagano bollette elettriche più basse delle nostre, soprattutto se si considerano solo i mercati all’ingrosso. La differenza deriva da ragioni strutturali e da scelte politiche e regolatorie diverse. Ma anche i rischi sono diversi.

Bollette meno care in Spagna

Negli ultimi mesi la Spagna è stata spesso invocata come un modello per i suoi bassi prezzi dell’energia elettrica e l’elevato contributo dalle fonti rinnovabili. Lo stesso premier del paese, Pedro Sánchez, ha rivendicato i risultati: “sabato scorso [14 marzo 2026] la Spagna aveva un prezzo dell’elettricità di 14 euro per megawattora (MWh). In Italia, Germania e Francia, il prezzo superava i 100 euro. Non è un caso. È il risultato del costante impegno del governo spagnolo negli ultimi otto anni, che ci ha portato all’avanguardia nello sviluppo delle energie rinnovabili”.

Il confronto è formalmente corretto ma, nella sostanza, fuorviante, perché si riferisce a un dato puntuale e in più considera solo il prezzo dell’energia all’ingrosso, mentre la bolletta concretamente pagata dai consumatori contiene altre voci che riducono la distanza. È utile, quindi, scomporla nelle sue parti più rilevanti per comprendere cosa e quanto l’Italia possa imparare dalla Spagna.

Il prezzo all’ingrosso

Il mercato spagnolo esprime prezzi significativamente e sistematicamente inferiori a quelli italiani (figura 1). Nel 2025 e nel primo trimestre 2026, i prezzi italiani sono stati quasi doppi rispetto a quelli spagnoli, con una differenza media di 57,9 euro/MWh. 

Figura 1 – Prezzi medi mensili all’ingrosso (mercato del giorno prima) dell’energia elettrica in Italia e Spagna

La differenza dipende dal mix di generazione. Al netto dell’import (che nel 2025 ha contribuito a soddisfare circa il 15 per cento dei consumi), la principale fonte utilizzata in Italia per la generazione elettrica è stata il gas (44,3 per cento), seguito da fotovoltaico (16,9 per cento), idroelettrico (15,6 per cento) ed eolico (8,1 per cento). Complessivamente, le rinnovabili hanno inciso per il 49 per cento. Grazie alla crescita delle fonti verdi e alla sostanziale scomparsa del carbone e dell’olio combustibile, le emissioni di CO₂ complessive del settore elettrico sono scese da 135 milioni di tonnellate (Mt) nel 2000 a 75,4 Mt nel 2025, sostanzialmente a parità di output generato (figura 2).

Figura 2 – Evoluzione del settore elettrico italiano

In Spagna, il gas pesa solo per il 21,5 per cento (meno della metà dell’Italia). La principale fonte è il solare, col 21,8 per cento, seguito da eolico (20,6 per cento), nucleare (18,7 per cento) e idroelettrico (11,3 per cento). Complessivamente, quindi, le fonti low carbon (incluso il nucleare) soddisfano una quota del 75 per cento del fabbisogno. Conseguentemente, le emissioni del settore elettrico sono scese da 104 MtCO₂ nel 2000 a 44,2 MtCO₂ nel 2025, con un output in crescita e comparabile a quello italiano a fine periodo (figura 3). 

Figura 3 – Evoluzione del settore elettrico spagnolo

La composizione del mix ha un effetto determinante sui prezzi all’ingrosso perché il mercato del giorno prima (la principale sessione del mercato elettrico) segue la regola del prezzo marginale: i prezzi di equilibrio in ogni unità di tempo dipendono dal costo variabile dell’impianto più costoso necessario a servire il carico in quel momento. Quindi, maggiore è l’incidenza delle fonti con bassi costi marginali, come le rinnovabili e il nucleare, più basso sarà il prezzo. In questo senso, è sbagliato contrapporre rinnovabili e nucleare: a spiegare i prezzi all’ingrosso è la somma delle fonti a basso costo marginale. Se la Spagna avesse la stessa quantità di rinnovabili ma non avesse il nucleare (o la stessa quantità di nucleare ma non avesse le rinnovabili), esprimerebbe prezzi simili a quelli italiani. La domanda, allora, diventa: come si spiega la differenza nel mix di generazione tra Italia e Spagna? Le risposte sono complesse e in parte dipendono dalla politica. Per esempio, abbandonare il nucleare è una scelta politica, come lo è quella di criteri più o meno restrittivi per rilasciare i permessi per gli impianti a fonti rinnovabili di grande scala (quelli più efficienti da un punto di vista economico). Su queste decisioni, però, incidono anche fattori strutturali. Per esempio, la Spagna è mediamente più ventosa dell’Italia, oltre ad avere un territorio più ampio (500 mila km²) e molto meno densamente popolato (97,5 ab/km²) rispetto all’Italia (302 mila km² e 195,2 ab/km²). La disponibilità di ampie aree pressoché disabitate e aride crea condizioni più favorevoli alle tecnologie che hanno un ampio utilizzo di suolo, come l’eolico e il fotovoltaico.

I prezzi finali dell’energia

I prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica, per quanto importanti, non dicono tutto quel che c’è da sapere sulle bollette: la componente energia incide mediamente attorno al 50-60 per cento del prezzo finale in Italia e più vicino al 50 per cento in Spagna.

Se teniamo conto della restante parte della bolletta, la distanza tra Madrid e Roma si accorcia: nel mese di marzo 2026, l’italiano medio spendeva 326,5 euro/MWh di energia consumata, contro i 255,2 euro della famiglia spagnola. Mentre, sul mercato all’ingrosso, il rapporto tra Spagna e Italia era di circa uno a due, qui la distanza è “solo” del 21,8 per cento (16,7 per cento se si corregge per il diverso potere d’acquisto). 

Inoltre, la differenza tra i prezzi all’ingrosso è parzialmente compensata dai meccanismi di incentivazione delle energie rinnovabili. Spesso garantiscono un certo livello di remunerazione agli impianti agevolati, quindi tendono a crescere quando i prezzi all’ingrosso scendono e viceversa. In caso contrario, sarebbe praticamente impossibile per gli investitori recuperare i costi sostenuti in un mercato che esprime prezzi prossimi allo zero e, in alcuni casi, addirittura negativi: nel 2025, in Italia i prezzi non hanno mai assunto valori negativi, mentre in Spagna ciò si è verificato nel 4,8 per cento dei casi; viceversa, hanno superato i 150 euro/MWh nel 3,9 per cento delle ore in Spagna e in circa il 12 per cento in Italia. 

La figura 4 riporta la scomposizione del prezzo medio per un consumatore domestico con consumi compresi nella banda 2.500-4.999 kWh/anno e riferiti al 2024 (ultimo anno per cui i dati sono disponibili). La differenza complessiva è del 25,3 per cento, corrispondente a circa 81 euro/MWh.

Figura 4 – Composizione della bolletta elettrica in Italia e Spagna (2024)

Il gap è quasi interamente dovuto ai costi dell’energia all’ingrosso (+38,4 per cento) e agli oneri per gli incentivi alle fonti rinnovabili (+88,9 per cento), oltre naturalmente all’Iva. Gli italiani spendono meno per le reti (-46 per cento) e per altri oneri e tasse (-8,4 per cento). La differenza nel costo dei meccanismi di incentivazione per le rinnovabili non è dovuta solo alla minore generosità di quelli spagnoli, specie negli ultimi anni: dipende anche dal fatto che, mentre in Italia sono interamente finanziati a carico della bolletta, in Spagna quelli risalenti più indietro nel tempo e mediamente più costosi – che hanno prodotto un deficit superiore a 30 miliardi di euro nel 2013 – sono stati oggetto di numerosi interventi ex post, con forme parziali di ristrutturazione del debito (che hanno generato un immenso contenzioso) e di finanziamento a carico della fiscalità generale.

Attenzione alle “restrizioni tecniche”

Non possiamo poi dimenticarci del blackout spagnolo di fine aprile 2025. Cosa è successo dopo? Il gestore spagnolo della rete di trasmissione nazionale (equivalente alla nostra Terna) ha iniziato a operare con molta più attenzione alle cosiddette “restrizioni tecniche”. Si tratta di decisioni di utilizzo del parco di generazione per assicurare condizioni di sicurezza (ora anche attraverso generatori rinnovabili qualificati, prima del blackout era possibile solo con impianti termoelettrici tradizionali) che comportano deviazioni rispetto al dispacciamento degli impianti che risulta in output dall’algoritmo del prezzo marginale. Queste “restrizioni tecniche” hanno un costo che si può leggere giorno per giorno e ora per ora: per esempio, il 15 aprile alle 10 di mattina il prezzo all’ingrosso è di 5,41 euro/MWh, ma si aggiungono 15,56 euro/MWh di costo per le “restrizioni tecniche”. Non è un caso isolato: nel mese di febbraio 2026, le restrizioni tecniche hanno pesato sulle spalle dei clienti spagnoli (e portoghesi, per il loro import) per 485,3 milioni di euro. Rapportati all’energia prodotta, in termini unitari, si tratta di 24,63 euro/MWh a confronto con un prezzo medio mensile del mercato all’ingrosso in febbraio di 16,41 euro/MWh. E questo senza considerare l’energia “tagliata” (curtailment) senza compensazione per ragioni di sicurezza (figura 5): ha un forte andamento stagionale e quindi nei prossimi mesi potrebbe riesplodere. Il regolatore è al lavoro con una proposta molto articolata sulle connessioni flessibili sia a livello di trasmissione sia di distribuzione, che potrebbe in qualche modo mitigare il problema delle “restrizioni tecniche”.

Figura 5 – Percentuale di energia rinnovabile non integrabile nella rete spagnola per restrizioni tecniche

In conclusione, è vero che gli spagnoli pagano bollette elettriche inferiori alle nostre, ma la differenza è minore di quanto possa apparire guardando ai soli mercati all’ingrosso e a dati puntuali. Inoltre, è dovuta in parte a ragioni strutturali e in parte a regimi di policy e regolatori diversi, che hanno generato anche rischi differenti. Sotto alcuni punti di vista la Spagna rimane un modello da studiare, non solo nel bene ma anche nel male. Di certo, non può essere semplicemente un sistema “copiato e incollato”.