Perché l’Italia paga l’elettricità più cara d’Europa — e perché la diversificazione non ha aiutato

Il problema elettrico dell'Italia non è che compra gas costoso. È che il prezzo del gas decide il prezzo di tutto.

Nel meccanismo di prezzo marginale usato in tutti i mercati elettrici europei, il generatore più costoso necessario a soddisfare la domanda in una data ora determina il prezzo pagato a tutti gli altri. Il gas rappresenta solo il 18-20% della produzione elettrica dell'UE ma incide in modo sproporzionato sui costi dell'energia proprio a causa di questo meccanismo, secondo l'analisi di IEEFA. Quando il benchmark olandese TTF sale, l'elettricità del giorno prima nei mercati fortemente dipendenti dal gas come Italia e Germania raggiunge i 120-150 euro/MWh, mentre i Paesi con mix più diversificati — Francia e i mercati iberici — restano più vicini ai 60-80 euro/MWh.

L'Italia si trova dal lato sbagliato di questa divisione per una ragione strutturale. Il gas resta centrale nel sistema italiano, rappresentando quasi la metà della produzione e determinando il prezzo marginale per una quota di ore molto più ampia rispetto ai mercati vicini. Il parco nucleare francese e le rinnovabili spagnole escludono il gas dal margine per lunghi tratti della giornata. Quelli italiani no.

La conseguenza è un premio persistente più che un rialzo occasionale. I prezzi italiani del giorno prima sono rimasti ben al di sopra della fascia dell'Europa settentrionale quest'estate: la media tra le zone di offerta italiane è stata di circa 143 euro/MWh il 7 luglio, con il prezzo del giorno prima vicino ai 147 euro/MWh, secondo i dati ENTSO-E.

La diversificazione ha ridotto la dipendenza, non l'esposizione

La risposta europea standard al rischio energetico dal 2022 è stata sostituire il gas russo via gasdotto. Italia e UE lo hanno fatto esattamente, e il problema dei prezzi non è scomparso.

La Russia è scesa da circa il 45% delle importazioni di gas dell'UE nel 2021 a circa il 12% nel 2025, sostituita in gran parte dal GNL, che oggi rappresenta circa il 48% delle importazioni UE. Ma diversificare i fornitori non ha ridotto l'esposizione alla volatilità dei prezzi del gas. Ne ha solo cambiato la fonte. I prezzi europei sono ora legati strettamente a un mercato globale del GNL plasmato dalla domanda asiatica e dall'offerta mediorientale — motivo per cui una crisi delle spedizioni a migliaia di chilometri di distanza si trasmette direttamente alle tariffe italiane.

Il meccanismo è visibile nel mercato attuale. I carichi qatarioti limitati dallo Stretto di Hormuz spingono gli acquirenti asiatici a competere per i volumi del bacino atlantico di cui anche l'Europa ha bisogno, e il prezzo che ne risulta è ciò che le centrali a gas italiane pagano prima di determinare il prezzo marginale dell'elettricità italiana. Anche senza un'interruzione fisica, osserva IEEFA, il premio di rischio incorporato nei mercati del gas può muovere in modo significativo i prezzi dell'energia.

Quel premio viene attualmente rivisto al rialzo da eventi su cui l'Italia non ha alcuna influenza. Il traffico attraverso lo stretto resta ben al di sotto dei livelli normali, con gli Emirati Arabi Uniti che riferiscono che due delle loro petroliere sono state attaccate durante il tentativo di attraversamento, e gli analisti avvertono che una chiusura prolungata comporta il rischio di prezzi del greggio sostanzialmente più alti.

La complicazione zonale

L'Italia ha una caratteristica che rende il suo mercato elettrico diverso da qualsiasi altro grande sistema europeo: non ha un prezzo unico.

La rete è divisa in sei zone di offerta — Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Sicilia e Sardegna — ciascuna con una propria compensazione, una struttura che esiste perché la trasmissione interna limitata e i corridoi congestionati impediscono alla produzione economica del Sud di raggiungere la domanda del Nord. Il divario può essere estremo. Un picco solare in Sicilia può lasciare quella zona su un prezzo vicino ai 30 euro/MWh nella stessa ora in cui il Nord paga circa 120 euro/MWh.

Il gestore di mercato GME calcola il Indice PUN GME, l'indice di riferimento per il mercato del giorno prima, come media ponderata di quei prezzi zonali. Ha sostituito il vecchio prezzo unico nazionale dal 1° gennaio 2025 in base a un decreto ministeriale emesso nell'aprile 2024, e tiene conto sia dei volumi venduti sia delle fasce orarie.

Per i consumatori la distinzione non è puramente teorica. La maggior parte dei contratti retail a prezzo variabile fa riferimento al PUN, ma il costo effettivo per una famiglia dipende dalla propria zona e dal tipo di contratto, con la bolletta finale che aggiunge il margine del venditore, gli oneri di rete, gli oneri di sistema e l'IVA sopra il riferimento all'ingrosso. Le famiglie del Sud e della Sicilia con contratti indicizzati a livello zonale possono pagare meno durante i picchi di produzione solare. Le famiglie del Nord, più vicine alla domanda industriale, spesso no.

L'Italia è anche a metà di un cambiamento delle regole. Il quadro di dispacciamento noto come TIDE è entrato nella sua fase di consolidamento il 1° febbraio 2026 e proseguirà fino al 2028, e l'orizzonte di bilanciamento è stato accorciato da un'ora a intervalli di 15 minuti per integrare le rinnovabili variabili e allinearsi alla prassi europea. Gli operatori di mercato hanno suggerito che l'intervallo più breve renderà più probabili i prezzi negativi e amplierà il divario tra le ore centrali della giornata e quelle serali — il che, in un Paese con il profilo solare dell'Italia, è un cambiamento strutturale significativo più che una nota tecnica marginale.

La transizione non procede abbastanza in fretta da aiutare

La soluzione ovvia a lungo termine è togliere più spesso il gas dal margine. L'Italia non lo sta facendo rapidamente.

Secondo la valutazione ENEA del 2025, il costo dell'energia in Italia è rimasto a livelli record, con il gas a circa il 70% e l'elettricità a circa il 100% sopra il livello pre-crisi del 2022, mentre le rinnovabili sono cresciute solo dell'1% e restano circa il 20% indietro rispetto agli obiettivi del Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima. L'indice Ispred di ENEA, che misura le prestazioni del sistema energetico, è sceso del 30%, con i problemi più gravi sulla decarbonizzazione.

La bolletta delle importazioni aggrava la situazione. ENEA ha stimato che nel solo mese di marzo il costo del gas importato dall'Italia potrebbe superare i 2 miliardi di euro, un costo aggiuntivo di almeno 500 milioni di euro rispetto alla media annuale.

Cosa osservare

La variabile a breve termine è lo stretto. I prezzi dell'elettricità italiana seguiranno il GNL globale finché il gas determinerà il margine, e il gas determinerà il margine finché il mix di produzione resterà quello attuale.

La variabile a medio termine è interna e più sotto il controllo dell'Italia: quanto rapidamente la capacità rinnovabile colmerà il divario di circa 20 punti rispetto al piano, e se le riforme TIDE e i segnali zonali sposteranno effettivamente dove e quando viene generata l'energia. Nessuna delle due cambierà le bollette di quest'inverno.