Il mercato elettrico italiano sta attraversando una fase di profonda trasformazione. Secondo quanto emerge dall’“Electricity Market Report 2025” curato dall’Energy&Strategy Group del Politecnico di Milano, la sfida principale è rappresentata dalla transizione verso un sistema più sostenibile, flessibile e resiliente. Tuttavia, le incertezze normative e le difficoltà attuative rischiano di compromettere gli obiettivi.
Nel corso dell’ultimo anno, i principali pilastri della riforma del mercato elettrico italiano – come i capacity market, i mercati della flessibilità, i meccanismi di sostegno agli investimenti in nuova capacità – hanno subito rallentamenti significativi. L’assenza di una direzione chiara da parte delle istituzioni europee ha contribuito a questo stallo, rallentando anche le iniziative nazionali.
I temi al centro del dibattito europeo
Il report evidenzia che, a livello europeo, la revisione della struttura del mercato elettrico è in una fase interlocutoria. L’approvazione della proposta di regolamento da parte della Commissione, con modifiche importanti da parte di Parlamento e Consiglio, non ha ancora prodotto effetti concreti. Tra i temi più discussi figurano i Power Purchase Agreements (PPA), i contratti per differenza (CfD) e l’introduzione di misure per garantire la flessibilità del sistema, come i meccanismi di demand response.
“Il dibattito europeo sulla riforma del market design elettrico è stato molto acceso nel 2023, ma i risultati concreti sono ancora scarsi.”
Come si legge nel documento: “Il dibattito europeo sulla riforma del market design elettrico è stato molto acceso nel 2023, ma i risultati concreti sono ancora scarsi.”
Il capacity market in stand-by
Uno dei punti critici analizzati nel report riguarda il capacity market. Nonostante la sua importanza strategica nel garantire l’adeguatezza del sistema elettrico, la riforma del capacity market italiano è attualmente sospesa. Questo meccanismo, nato per incentivare la disponibilità di capacità produttiva nei momenti di picco della domanda, avrebbe dovuto essere rivisto alla luce delle esigenze di decarbonizzazione e di integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili.
Tuttavia, il nuovo schema non è ancora stato definito. Il documento sottolinea: “Il meccanismo attuale del capacity market non è più adatto a supportare le esigenze del sistema elettrico italiano e necessita di una profonda revisione.”
Le difficoltà dei mercati locali della flessibilità
Un altro nodo cruciale è rappresentato dai mercati locali della flessibilità, pensati per gestire in maniera efficiente le congestioni a livello di rete di distribuzione e facilitare l’integrazione delle fonti rinnovabili. Il progetto pilota avviato da Terna e da alcune imprese distributrici ha mostrato potenzialità, ma anche diverse criticità, tra cui la scarsa partecipazione degli operatori e l’inadeguatezza dei segnali di prezzo.
“I mercati della flessibilità si scontrano con barriere regolatorie e operative che ne limitano l’efficacia e la scalabilità.”
Come evidenziato nel report: “I mercati della flessibilità si scontrano con barriere regolatorie e operative che ne limitano l’efficacia e la scalabilità.”
I PPA faticano a decollare
I Power Purchase Agreements (PPA), strumenti chiave per finanziare nuovi impianti rinnovabili, in Italia stentano a decollare. Le cause sono molteplici: dall’elevata volatilità dei prezzi di mercato alla difficoltà di ottenere finanziamenti bancari senza garanzie pubbliche. Nonostante gli sforzi per promuovere questi strumenti, la loro diffusione rimane limitata rispetto ad altri Paesi europei.
Il report sottolinea che “il PPA rappresenta un’opzione strategica per lo sviluppo delle rinnovabili, ma l’ecosistema italiano non è ancora pronto a sostenerlo su larga scala.”
L’importanza della domanda aggregata
Nel documento viene evidenziato anche il ruolo centrale della domanda aggregata per sostenere i PPA. Iniziative come quelle promosse da enti pubblici o consorzi di imprese potrebbero offrire maggiore stabilità e rendere più appetibili i contratti a lungo termine. Tuttavia, tali modelli sono ancora agli inizi in Italia.
L’Energy&Strategy Group scrive: “L’aggregazione della domanda potrebbe rappresentare una leva importante per il decollo dei PPA, ma richiede strumenti normativi e operativi adeguati.”
Il nodo della regolazione e della governance
Un aspetto ricorrente in tutto il report è la necessità di rivedere la governance del mercato elettrico italiano. La molteplicità di soggetti coinvolti – regolatori, gestori di rete, operatori di mercato – e la frammentazione normativa creano incertezza e rallentano l’implementazione delle riforme.
“Serve un coordinamento più efficace tra le istituzioni per guidare la transizione energetica con decisione e chiarezza.”
A questo proposito, il rapporto afferma: “Serve un coordinamento più efficace tra le istituzioni per guidare la transizione energetica con decisione e chiarezza.”
Le comunità energetiche: tra aspettative e realtà
Il report dedica una parte anche alle comunità energetiche, viste come uno degli strumenti più promettenti per la decarbonizzazione e la partecipazione attiva dei cittadini. Tuttavia, l’attuazione concreta è ancora ostacolata da ritardi regolatori e da una mancanza di strumenti tecnici adeguati.
Il documento osserva che “le comunità energetiche rappresentano un’opportunità concreta, ma la normativa deve essere completata e semplificata per permettere una loro diffusione capillare.”
Guardando al futuro, l’Energy&Strategy Group invita a una maggiore chiarezza e coerenza nelle politiche di mercato. Serve una visione di lungo termine che vada oltre le emergenze e che favorisca l’innovazione, gli investimenti privati e il coinvolgimento dei consumatori.
Come indicato nel rapporto: “Solo un approccio sistemico e integrato potrà garantire un mercato elettrico efficiente, equo e sostenibile nel lungo periodo.”
