Prezzo dell'elettricità in Germania oggi

Una zona con il Lussemburgo, vigilata dalla Bundesnetzagentur

Dal 1° ottobre 2018 Germania e Lussemburgo costituiscono la zona d'offerta DE-LU. Prima ne faceva parte anche l'Austria; la separazione è arrivata perché le linee tra i due Paesi non reggevano scambi illimitati. Il prezzo di ogni ora del giorno successivo si forma nell'asta europea accoppiata del giorno prima (SDAC). La Bundesnetzagentur regola le reti e ne approva le tariffe; la rete di trasmissione è gestita da 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW.

Le famiglie scelgono liberamente il fornitore. Chi non ha mai cambiato riceve la Grundversorgung, la fornitura di base garantita dall'azienda con più clienti domestici nell'area di rete. Dal 2025 ogni fornitore deve inoltre offrire una tariffa dinamica legata alla borsa, che richiede un contatore intelligente.

Netzentgelte, Stromsteuer e oneri del 2026

L'energia vera e propria è solo una voce della bolletta tedesca. Le tariffe di rete (Netzentgelte) sono fissate da ciascun gestore e cambiano parecchio da una regione all'altra. La Stromsteuer vale 2,05 centesimi per kWh; lo sgravio in vigore dal 2026 riguarda solo industria, agricoltura e silvicoltura. Nel 2026 la parte di rete comprende anche l'onere per la cogenerazione KWKG (0,446 cent), il supplemento del § 19 StromNEV (1,559 cent) e l'onere per la rete offshore (0,941 cent), più un canone di concessione che dipende dal comune.

Su tutto si applica l'IVA al 19 %. Il contributo EEG, che per vent'anni ha finanziato eolico e solare attraverso la bolletta, è stato azzerato nel luglio 2022 e da allora è a carico del bilancio federale, un po' come se in Italia gli oneri di sistema passassero alla fiscalità generale.

Meteo, gas e la strozzatura tra nord e sud

È il tempo atmosferico a muovere il prezzo più di ogni altra cosa. Con vento forte e sole di mezzogiorno le rinnovabili coprono quasi tutto il fabbisogno e il prezzo diventa negativo, soprattutto nei fine settimana e nei festivi. Nelle settimane invernali buie e senza vento, la cosiddetta Dunkelflaute, le centrali a gas fissano il prezzo per molte ore, e il costo del gas e delle quote di CO2 si trasferisce subito.

Poi c'è la rete: gran parte dell'eolico nasce al nord, i grandi consumatori stanno al sud e all'ovest, e le linee ad alta tensione sono in ritardo. Ridurre centrali da un lato della strozzatura e avviarne altre dall'altro costa, e questo ridispacciamento finisce nelle tariffe di rete, non nel prezzo di borsa.

Prima il vento, il carbone ancora presente

Le turbine a terra dei Länder settentrionali e i parchi offshore nel Mare del Nord e nel Baltico forniscono la quota maggiore. Il fotovoltaico è cresciuto in fretta, dai tetti della Baviera ai grandi impianti a terra, e domina le ore centrali da primavera ad autunno. La lignite della Renania e della Lusazia e il carbone importato coprono ancora una parte importante insieme al gas, mentre biogas e biomassa danno un contributo costante. L'idroelettrico è marginale e il nucleare è uscito di scena nel 2023.

Al centro della rete europea

La Germania scambia elettricità con tutti i vicini. La Francia nucleare le vende spesso energia a buon mercato quando i reattori girano bene. La Danimarca, ricca di eolico, condivide frequentemente il prezzo tedesco quando il vento soffia su entrambi i Paesi, mentre la Polonia dipende molto di più dal carbone. L'Austria, con cui la Germania ha condiviso la zona di prezzo fino al 2018, bilancia il sistema con bacini e pompaggi alpini.