LA DOMANDA DI ENERGIA DEI DATA CENTER FARÀ AUMENTARE LA BOLLETTA DI TUTTI

Come si forma il prezzo dell’elettricità e perché i data center possono incrementarlo in modo brutale

di Francesco Cappello

Il progetto di Data Center a Caselle Torinese di 250 MegaWatt di potenza comporterebbe un consumo di 2,19 Terawatt di energia elettrica, praticamente l’equivalente del fabbisogno di energia elettrica della città di Torino.

Per capire che cosa può succedere quando decine di nuovi data center si collegano alla rete elettrica italiana bisogna prima capire una cosa apparentemente semplice, ma che spesso viene raccontata in modo troppo complicato: come si forma il prezzo dell’energia elettrica che paghiamo in bolletta.

L’elettricità non è ancora come un’automobile che può essere prodotta oggi, immagazzinata in un magazzino e venduta domani. Per la maggior parte del tempo deve essere prodotta esattamente nel momento in cui viene consumata. In ogni istante Terna deve quindi mantenere in equilibrio la quantità di energia immessa nella rete e quella prelevata da famiglie, imprese, treni, industrie e, sempre più, data center.

È questo equilibrio continuo fra domanda e offerta che sta alla base del funzionamento del mercato elettrico.

Ogni giorno, nel Mercato del Giorno Prima gestito dal Gestore dei Mercati Energetici, i produttori presentano le loro offerte per vendere elettricità nelle ore del giorno successivo. Le offerte vengono ordinate partendo, in linea generale, da quelle economicamente più convenienti. Il mercato accetta progressivamente le offerte fino a quando viene raggiunta la quantità di energia richiesta. L’ultima offerta necessaria per soddisfare la domanda determina il cosiddetto prezzo marginale: tutte le offerte accettate in quella zona e in quella determinata ora vengono valorizzate sulla base di quel prezzo. È il meccanismo del market clearing price descritto dal GME. (GME Mercato Elettrico)

È qui che si trova una delle chiavi per comprendere il rapporto fra data center e prezzo dell’elettricità.

Immaginiamo una determinata ora della giornata. Una parte dell’elettricità viene prodotta da impianti fotovoltaici ed eolici, che hanno costi marginali molto bassi: una volta costruito l’impianto, il sole e il vento non devono essere acquistati. Possono poi entrare in gioco impianti idroelettrici, altri impianti rinnovabili e impianti termoelettrici. Fra questi ultimi il gas naturale ha ancora un ruolo molto importante nel sistema elettrico italiano.

Supponiamo che, in quella determinata ora, la domanda sia di 40 gigawatt. Il mercato utilizzerà prima l’energia disponibile a costi marginali più bassi. Se però la domanda cresce fino a 45 gigawatt, potrebbe essere necessario chiamare in funzione un impianto più costoso. Se per soddisfare quei cinque gigawatt supplementari occorre utilizzare una centrale a gas, il prezzo marginale dell’ora può essere determinato dall’offerta di quell’impianto.

Nel mercato all’ingrosso, il prezzo dell’elettricità può quindi essere determinato da una centrale a gas, anche quando una parte dell’energia acquistata proviene da impianti fotovoltaici con costi marginali molto bassi. Il ricavo effettivo dei produttori rinnovabili, tuttavia, dipende anche dagli eventuali contratti per differenza, dai contratti di acquisto a lungo termine e dagli altri meccanismi di incentivazione. Questi strumenti possono stabilizzare la remunerazione del produttore, ma non impediscono di per sé che un aumento della domanda faccia salire il prezzo all’ingrosso.(vedi scheda)

Il risultato può sembrare paradossale: un impianto fotovoltaico che produce elettricità a costo marginale quasi nullo può essere remunerato, in quella stessa ora, a un prezzo determinato da una centrale a gas molto più costosa.

Questo è uno dei motivi per cui il prezzo dell’elettricità italiana rimane fortemente influenzato dal prezzo del gas, anche quando una parte dell’elettricità viene prodotta da fonti rinnovabili.

Ma c’è un’altra caratteristica fondamentale del mercato italiano. Il prezzo non è necessariamente identico in tutta Italia. Il sistema è diviso in zone e, quando la rete non riesce a trasferire tutta l’elettricità disponibile da una zona all’altra, possono formarsi prezzi zonali differenti. Il GME spiega che il prezzo di equilibrio può quindi essere diverso nelle diverse zone quando esistono vincoli di trasmissione. (GME Mercato Elettrico)

Questo particolare diventa molto importante quando arrivano grandi consumatori come i Data Center, concentrati geograficamente.

Un data center non è infatti un normale consumatore elettrico. Un grande centro di elaborazione dati può richiedere decine, centinaia di megawatt e, nel caso dei progetti più grandi, una potenza ancora superiore. Inoltre deve funzionare in modo continuativo. I server non possono semplicemente spegnersi perché in una certa ora l’elettricità costa troppo.

Ed è proprio questa caratteristica a distinguere un data center da molti altri consumatori.

Se una nuova industria decide di consumare molta energia elettrica, la domanda nazionale aumenta. Se invece molti grandi data center si concentrano nella stessa area geografica, può aumentare contemporaneamente la domanda locale e la pressione sulla rete di quella zona.

È una differenza decisiva.

La Banca d’Italia, in uno studio pubblicato nel giugno 2026, ha analizzato proprio questo fenomeno. La conclusione è molto prudente ma significativa: il consumo complessivo dei data center può essere ancora relativamente contenuto rispetto alla domanda elettrica totale, ma in alcune aree la loro incidenza sulla domanda locale può diventare significativa, con potenziali effetti sui prezzi dell’elettricità e rischi di congestione delle reti. (Banca d’Italia). La Banca d’Italia, analizzando l’espansione internazionale dei data center, osserva che il loro consumo complessivo seppure rimanesse relativamente contenuto rispetto alla domanda elettrica totale, ma che la concentrazione geografica può produrre effetti significativi sui prezzi locali e sulla congestione della rete.

Ed è esattamente ciò che sta cominciando ad emergere in Italia.

Al 21 agosto 2026 risultavano a Terna 531 richieste di connessione alla rete per nuovi data center, per una potenza complessiva di 95,38 gigawatt (attualmente hanno superato i 100). È una cifra enorme: quasi il doppio del massimo assorbimento contemporaneo registrato dalla rete italiana nel 2026, che è stato di circa 58 gigawatt. Ma bisogna fare molta attenzione a non confondere le richieste di connessione con i data center che saranno realmente costruiti. ARERA sottolinea esplicitamente che una parte consistente delle richieste non arriverà alla realizzazione.

Il numero di 95,38 gigawatt, quindi, non significa che l’Italia stia per consumare altri 95 gigawatt di elettricità. Delle centinaia di pratiche registrate, Terna prevede che la capacità effettivamente installata ed entrata in esercizio entro il 2030 sarà compresa solo tra 1,5 e 2 GW in totale su tutto il territorio nazionale. 

Significa però qualcosa di altrettanto interessante: esiste una pressione potenziale sulla rete di dimensioni mai viste prima e una parte enorme di questa pressione è concentrata in alcune aree del Paese. Altreconomia aveva già segnalato nell’ottobre 2025 che le richieste di connessione per Data Center avevano superato i 55 gigawatt e che la concentrazione delle richieste poneva problemi di saturazione della rete, oltre ad alimentare fenomeni speculativi sui terreni. (Altreconomia)

A questo punto possiamo capire il primo possibile effetto dei Data Center sul prezzo dell’elettricità.

Se la domanda cresce più rapidamente della capacità produttiva disponibile nelle ore e nelle zone interessate, per soddisfarla possono essere chiamati a contribuire alla richiesta supplementare impianti più costosi. Se l’impianto marginale necessario a soddisfare la domanda è una centrale a gas, il prezzo all’ingrosso può aumentare.

Non è una previsione secondo cui ogni nuovo data center farà automaticamente aumentare la bolletta degli italiani. È il funzionamento stesso del mercato elettrico che rende possibile questo effetto.

Ed è importante sottolineare una cosa: non serve che il data center consumi direttamente elettricità prodotta dal gas perché possa avere questo effetto sul mercato.

Supponiamo che un data center dichiari di acquistare energia rinnovabile attraverso un contratto di fornitura o un PPA. Questo può significare che, sul piano commerciale, il suo consumo è associato a una determinata quantità di energia rinnovabile. Ma fisicamente il data center continua a prelevare elettricità dalla rete e la rete deve garantire in ogni momento l’equilibrio fra domanda e offerta.

Se in una certa ora la produzione rinnovabile disponibile non è sufficiente a coprire tutta la domanda, occorre comunque trovare l’energia mancante.

Il problema, dunque, non è semplicemente da quale impianto compra formalmente l’elettricità il data center, ma quale sia l’effetto del suo prelievo sulla domanda complessiva e sul funzionamento del sistema!

Si consideri inoltre che poiché il fotovoltaico non produce di notte, per alimentare 250 MW continui, come nel caso di Caselle Torinese, servirebbero sistemi BESS di proporzioni gigantesche. Chi ne sosterrà il costo? D’altronde se non ci saranno abbastanza BESS, la rete sarà fisicamente costretta ad accendere il turbogas notturno, alzando il prezzo… marginale.

Esiste poi un secondo effetto, meno visibile nella bolletta ma altrettanto importante: quello sulla rete elettrica.

Un data center di grandi dimensioni non può essere collegato semplicemente a una linea esistente come una normale utenza. Occorrono infrastrutture adeguate, stazioni elettriche, trasformatori e, quando necessario, potenziamenti della rete di trasmissione.

ARERA chiarisce che la bolletta comprende, oltre al costo dell’energia, anche le componenti relative al trasporto, alla distribuzione, alla misura, al dispacciamento e agli oneri generali di sistema. (Arera)

Qui emerge una questione che merita particolare attenzione.

Quando viene realizzata una nuova infrastruttura elettrica destinata a rendere possibile una connessione, una parte dei costi può essere sostenuta direttamente dal soggetto che richiede la connessione. Ma una parte dei costi della rete di trasmissione e dei suoi potenziamenti viene recuperata attraverso il sistema tariffario e quindi, direttamente o indirettamente, ricade sull’insieme degli utenti della rete (vedi Nota 1)

Questo significa che il problema non può essere ridotto alla domanda: «Il data center paga la propria bolletta?»

La domanda corretta è molto più ampia: «Quanto costa al sistema elettrico rendere possibile quella nuova domanda e chi sostiene quel costo?»

La differenza è sostanziale.

Un data center può infatti pagare regolarmente l’elettricità che consuma e, nello stesso tempo, generare la necessità di nuove infrastrutture elettriche e di rete che devono essere finanziate e mantenute dal sistema.

E c’è un’altra conseguenza.

La rete elettrica non è infinita. La capacità di trasmissione disponibile in una determinata area è una risorsa fisica limitata. Se una grande quantità di nuova domanda viene concentrata in un territorio, quella capacità deve essere aumentata oppure bisogna trasferire l’energia da altre zone. Se la rete è congestionata, il sistema può essere costretto a utilizzare impianti più costosi o a ricorrere al ridispacciamento per mantenere l’equilibrio e la sicurezza della rete.

In altre parole, anche la rete ha un costo economico e il costo della rete finisce nella bolletta!

ARERA distingue infatti chiaramente nella bolletta la spesa per l’acquisto dell’energia dalla spesa per i servizi di rete e dagli oneri generali. Il prezzo che vede il consumatore alla fine non è quindi semplicemente «il prezzo dell’elettricità». È la somma di componenti differenti. (Arera)

La componente relativa all’energia comprende a sua volta l’acquisto dell’elettricità, il dispacciamento e la commercializzazione. ARERA definisce il dispacciamento come il servizio necessario a garantire in ogni istante l’equilibrio fra domanda e offerta. (Arera)

Il dispacciamento è quindi il controllo e la regolazione della produzione e dei flussi di energia elettrica per mantenere stabile e sicura la rete. Nella bolletta la voce “oneri di dispacciamento” o “corrispettivo di dispacciamento” indica i costi sostenuti per queste attività di gestione e sicurezza della rete elettrica. Non è il costo dell’energia consumata, ma del servizio necessario per far arrivare l’elettricità in modo affidabile e continuo.

Possiamo quindi immaginare la bolletta come il risultato di diversi livelli che si sommano.

C’è innanzitutto il costo dell’energia acquistata sul mercato. Poi ci sono i costi necessari per trasportarla e distribuirla attraverso la rete. Ci sono i costi dei servizi necessari a mantenere il sistema elettrico in equilibrio e sicuro. Ci sono gli oneri generali di sistema. Infine ci sono le imposte.

È importante ricordarlo perché un aumento dei consumi dei data center può agire su più di uno di questi livelli.

Può influire sul prezzo dell’energia all’ingrosso aumentando la domanda nelle ore in cui il sistema è più sotto pressione. Può rendere necessari investimenti di potenziamento e stabilizzazione della rete. Può aumentare la necessità di servizi di bilanciamento e di gestione del sistema. E può modificare gli equilibri territoriali fra produzione e consumo.

Non significa che tutti questi effetti si traducano automaticamente e immediatamente in una bolletta domestica più alta. Il sistema tariffario può distribuire i costi nel tempo e fra categorie diverse di consumatori. Inoltre la crescita della domanda potrà essere accompagnata dalla costruzione di nuovi impianti rinnovabili, da impianti BESS di accumulo, da nuove interconnessioni e da altre infrastrutture che aumenterebbero l’offerta e ridurrebbero alcuni degli effetti negativi.

Ma proprio per questo il problema deve essere osservato nella sua interezza.

C’è infatti un’ultima questione che potrebbe diventare decisiva nei prossimi anni: quanto velocemente riusciremo ad aggiungere nuova domanda e quanto velocemente riusciremo ad aggiungere nuova produzione e nuova rete? E a quale prezzo?

Se i data center crescono rapidamente mentre la nuova capacità rinnovabile e le infrastrutture di rete crescono più lentamente, il sistema può trovarsi nella condizione di dover soddisfare una domanda aggiuntiva utilizzando più frequentemente le risorse già disponibili, comprese quelle termoelettriche.

Se invece la crescita dei data center viene accompagnata da nuova produzione rinnovabile (si ipotizza anche da fonte nucleare -SMR), sistemi di accumulo, potenziamento delle reti e soprattutto da una maggiore flessibilità dei consumi, l’effetto può essere diverso.

I data center introducono nel sistema elettrico una domanda enorme, concentrata e in larga misura continua. Se questa domanda cresce più rapidamente della produzione e della rete necessarie a sostenerla, può esercitare una pressione verso l’alto sul prezzo dell’energia e generare nuovi costi infrastrutturali. Se invece viene accompagnata da nuova produzione, accumulo, rete e flessibilità, una parte di questa pressione può essere assorbita ma a costo di una ulteriore colonizzazione energetica con impianti industriali di rinnovabili.

Un data center non è soltanto un edificio pieno di computer.

È una nuova grande fabbrica di domanda elettrica.

E quando una nuova fabbrica di domanda elettrica delle dimensioni di una grande città industriale entra in un sistema nel quale la produzione, la rete e i consumi devono essere continuamente equilibrati, non cambia soltanto la quantità di elettricità consumata.

Può cambiare anche il modo in cui il sistema produce, trasporta, distribuisce e valorizza l’elettricità.

Ed è proprio attraverso questi passaggi, spesso invisibili nella bolletta del cittadino, che una parte del costo della nuova economia dei data center può finire per essere sostenuta non soltanto da chi possiede i server, ma dall’intero sistema elettrico e quindi dai cittadini italiani.

Nota 1
Se l’opera di rete necessaria per collegare un data center costa 100 milioni di euro, il contributo previsto per la connessione è, in linea generale, 50 milioni a carico del richiedente e 50 milioni vengono recuperati attraverso il sistema tariffario della rete.

Ma quei 50 milioni non vengono necessariamente «addebitati domani nella bolletta» agli utenti. Entrano nella regolazione economica della rete e nei costi riconosciuti ai gestori, che vengono poi recuperati attraverso le tariffe di trasmissione, distribuzione ecc. ARERA conferma che la tariffa di trasmissione copre i costi del trasporto sulla rete nazionale ed è applicata ai clienti finali secondo la struttura tariffaria prevista.

Ma c’è una distinzione ancora più importante

Non tutto ciò che serve fisicamente per alimentare un data center rientra necessariamente in quel 50%.

Bisogna distinguere fra impianti di utenza, che servono specificamente il cliente, e impianti di rete, che possono entrare a far parte della rete utilizzabile dal sistema.

Se un’opera è specificamente destinata al data center e non è suscettibile di essere utilizzata da altri utenti, ARERA prevede che i costi di realizzazione e gestione rimangano a carico del soggetto richiedente.

Viceversa, quando si tratta di infrastrutture che entrano nella rete e vengono utilizzate dal sistema, il loro costo viene trattato secondo la regolazione tariffaria.

Non possiamo quindi affermare semplicemente che i data center pagano metà della rete e l’altra metà la pagano gli italiani ma che per una connessione in alta tensione, la regolazione prevede in generale che il richiedente sostenga il 50% del costo degli impianti di rete per la connessione, mentre la restante quota entra nella regolazione tariffaria della rete. Questo significa che una parte del costo dell’infrastruttura necessaria alla nuova grande utenza può essere trasferita al sistema elettrico nel suo complesso, anziché essere interamente sostenuta dal soggetto che genera la nuova domanda.

I vecchi data center per l’hosting di siti web o cloud storage avevano consumi variabili ma assai contenuti. Le nuove infrastrutture per l’addestramento massivo dell’Intelligenza Artificiale spingono i server costantemente al 100% delle loro capacità termiche ed elettriche. L’uso potenziale di questa potenza di calcolo (inclusi i rischi legati alle tecnologie dual-use civili/militari) rende ancora più urgente chiedersi se il sistema elettrico nazionale debba farsi carico, anche solo in parte, dei costi di queste “colonizzazioni energetiche e digitali”.

Nota 2
Gli oneri generali di sistema sono importi stabiliti dall’ARERA che finanziano attività di interesse generale del sistema energetico nazionale. Dal 2018, nella bolletta elettrica sono raggruppati in due grandi componenti: ASOS e ARIM.

1. ASOS

(A sostegno delle fonti rinnovabili e della cogenerazione)

Serve principalmente a finanziare:

• incentivi alla produzione di energia da fonti rinnovabili;
• incentivi alla cogenerazione ad alto rendimento;
• alcune agevolazioni previste per le imprese ad alto consumo energetico.

2. ARIM

(Altri Rimanenti Interventi di Misura generale)

Include il finanziamento di diversi costi del sistema elettrico, tra cui:

• bonus sociali per le famiglie economicamente svantaggiate;
• agevolazioni tariffarie per alcuni utenti del sistema;
• copertura di costi derivanti da vecchi interventi normativi del settore elettrico;
• integrazioni e compensazioni previste dalla regolazione energetica nazionale.

Storicamente, cosa hanno finanziato gli oneri di sistema?

Negli anni gli oneri hanno coperto anche:

• incentivi alle energie rinnovabili;
• smantellamento degli impianti nucleari dismessi;
• ricerca di sistema nel settore elettrico;
• bonus sociali;
• agevolazioni alle imprese energivore

SCHEDA
Bisogna distinguere il prezzo al quale l’elettricità viene scambiata sul mercato e il ricavo che il produttore ottiene effettivamente dopo aver applicato il proprio contratto.

Che cosa succede nei diversi casi?

Un impianto senza prezzo garantito. Un grande parco fotovoltaico che vende la propria produzione sul mercato spot riceve, in linea generale, il prezzo zonale dell’elettricità nelle ore in cui immette energia. Se in quelle ore il prezzo è influenzato da una centrale a gas, anche il ricavo del parco può essere elevato, salvo altri costi e accordi.

Nel caso di un impianto con un contratto per differenza (CfD) il discorso cambia. Il contratto stabilisce un prezzo di riferimento, detto anche strike price. Se il prezzo di mercato è inferiore a quello concordato, il produttore riceve normalmente una compensazione; se è superiore, restituisce la differenza, secondo le condizioni del contratto. Il meccanismo può quindi stabilizzare il ricavo del produttore, ma non modifica automaticamente il prezzo formato sul mercato all’ingrosso. Il sistema italiano FER X, per esempio, prevede specifici meccanismi di sostegno alle rinnovabili, con regole differenti secondo la taglia dell’impianto e la modalità di accesso.

Un impianto con un PPA. Un contratto di acquisto a lungo termine fra produttore e acquirente può fissare un prezzo o stabilire una formula concordata. Anche in questo caso, però, il prezzo contrattuale fra le parti non coincide necessariamente con quello che si forma ogni ora sul mercato elettrico. Un PPA è infatti un Power Purchase Agreement, cioè un contratto di acquisto di energia elettrica stipulato direttamente tra un produttore e un acquirente, generalmente per un periodo medio-lungo. Nel nostro caso, per esempio, un produttore di energia solare può accordarsi con un’azienda – magari proprio un gestore di data center – per vendergli l’elettricità prodotta dal proprio impianto a un certo prezzo e secondo condizioni stabiliti nel contratto. Il PPA può prevedere un prezzo fisso, un prezzo indicizzato al mercato oppure formule miste. La durata può essere di diversi anni.

E allora i data center possono comunque far salire il prezzo?

Sì, possono. Il punto è che il prezzo all’ingrosso si forma sulla base dell’equilibrio fra domanda e offerta, mentre i contratti per differenza e i PPA disciplinano la remunerazione di specifici quantitativi di energia.

Facciamo un esempio semplice. Un parco fotovoltaico ha un CfD a 70 euro per MWh. In una certa ora il prezzo di mercato sale a 100 euro per MWh perché serve una centrale a gas per soddisfare tutta la domanda. Il parco fotovoltaico può dover restituire la differenza di 30 euro per MWh secondo le regole del proprio contratto, mantenendo così una remunerazione vicina al prezzo concordato. Ma il prezzo di mercato resta 100 euro per MWh: non diventa automaticamente 70.

Se i data center aumentano la domanda e contribuiscono a far salire il prezzo marginale, il CfD può quindi proteggere il produttore dalle oscillazioni del mercato, ma non impedisce necessariamente che aumenti il costo dell’energia acquistata da altri operatori.

C’è una precisazione ulteriore: non tutti i contratti per differenza funzionano allo stesso modo, e non tutti gli impianti rinnovabili italiani sono remunerati attraverso un CfD. Per questo sarebbe sbagliato generalizzare il prezzo effettivamente incassato da tutti i produttori.

Un PPA può offrire al produttore una maggiore certezza sui ricavi e all’acquirente una maggiore stabilità dei costi. Ma attenzione: non significa necessariamente che il data center riceva fisicamente, in ogni momento, l’elettricità proveniente da quell’impianto, né che sia immune dagli aumenti del prezzo dell’energia sul mercato.

Immaginiamo, per esempio, che un data center sottoscriva un PPA con un produttore fotovoltaico a 60 euro per megawattora. Se il prezzo all’ingrosso sale a 100 euro, il contratto può tutelare le parti secondo le condizioni concordate. Ma l’effetto economico effettivo dipende dalla struttura del PPA e da come viene gestita l’energia acquistata o venduta sul mercato.

C’è poi una distinzione importante rispetto al contratto per differenza (CfD): il PPA è normalmente un accordo commerciale tra produttore e acquirente; il CfD è un meccanismo di regolazione economica basato sul confronto tra un prezzo di riferimento e un prezzo di mercato, spesso previsto nell’ambito di un sistema di sostegno pubblico.

In pratica, un data center può stipulare un PPA per procurarsi energia rinnovabile a condizioni concordate, ma questo non elimina automaticamente il suo impatto sulla domanda elettrica complessiva e sul prezzo all’ingrosso.

10/10/2026 https://www.francescocappello.com/