L’Institute for energy economics and financial analysis (Ieefa) in un recente report analizza la vulnerabilità energetica europea a causa dell’eccessiva dipendenza dal gas e, in particolare, la debolezza dell’Italia, indicato come esempio di Paese comunitario particolarmente dipendente dal prezzo del GNL (metano liquefatto).
L’interruzione dei flussi di petrolio e di gas naturale liquefatto (Gnl) attraverso lo Stretto di Hormuz ha aumentato i prezzi del gas sul Title transfer facility (Ttf) — l’hub di riferimento europeo per il trading del gas — provocando forti picchi dei prezzi dell’energia elettrica soprattutto in Italia e Germania. Al contrario, aggiungono sempre gli esperti dell’istituto che che analizza mercati e politiche energetiche a livello globale, l’impatto è stato molto più limitato in Spagna e in Francia.
Come mai? Nella maggior parte dei mercati dell’Ue, il gas determina in genere il prezzo marginale solo per poche centinaia o al massimo 1.500 ore all’anno. In Italia superiamo le 5.000 ore all’anno (in un anno ci sono 8.760 ore). Questo fattore incide sul prezzo medio che si ripercuote mensilmente sulla bolletta elettrica.
In Italia e Germania la correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricità è molto più forte che in Spagna e Francia. Nel 2024, i prezzi all’ingrosso dell’elettricità in Francia e Spagna si sono infatti generalmente attestati nella fascia di 55–70 €/MWh. In Germania e nei Paesi Bassi, i prezzi erano più elevati e più volatili, in genere compresi tra 75 e 95 €/MWh. In Italia, i prezzi hanno costantemente raggiunto i 90–110 €/MWh. In questi primi quattro mesi del 2026, in Italia il prezzo dell’elettricità è stato mediamente superiore a 120 €/MWh, in Germania 95 €/MWh, in Francia ha oscillato tra 50 e 100, in Spagna tra 20 e 75 €/MWh. In Spagna l’energia elettrica all’ingrosso nel 2026 è costata meno della metà che in Italia.
Per la cronaca: il prezzo all’ingrosso dell’elettricità incide su metà circa delle bolletta finale pagata dal consumatore. Ma in Italia i costi fissi in bolletta (oneri di sistema e costi di rete) incidono maggiormente sulle famiglie e la piccola impresa: la grande industria energivora paga in proporzione di meno.
Come mai Francia e Spagna pagano di meno? In Francia, dove l’energia nucleare domina il mix di generazione, il gas determina il prezzo con relativa rarità. Anche in Spagna e in Portogallo, dove le energie rinnovabili rappresentano ormai il 60% della produzione annua, il ruolo del gas è limitato a periodi più brevi.
Nel 2019 la Spagna copriva il suo fabbisogno di elettricità con il 39% di rinnovabili, nel 2025 è arrivata a coprire con eolico e solare il 56% e nei primi mesi del 2026 il 65% (dati del gestore di rete Red Eléctrica de España). Il totale di energia rinnovabile ha raggiunto lo scorso anno la cifra record di 150,8 TWh.
Nello stesso periodo noi siamo passati dal 37% di rinnovabili al 41% del 2025, scesi al 33% dei primi mesi 2026 (per effetto della scarsa insolazione invernale).
L’influenza dell’import dall’estero è per Spagna e Italia analogo, 10-13%. Il carbone il 2-3% come in Italia. Il nucleare fornisce in Spagna appena il 15%.
La differenza è fatta dalle rinnovabili. Anche in Italia le rinnovabili e, in particolare, il solare contribuisce e potrebbe contribuire alla diminuzione del costo dell’energia. Basti pensare all’andamento della prima asta del meccanismo “FER X Transitorio” che ha registrato un notevole interesse, soprattutto per il settore fotovoltaico, con un prezzo medio di aggiudicazione di meno di 57 €/MWh. In particolare per il fotovoltaico sono stati assegnati 7.697,6 MW a 474 impianti (16 MW in media), quasi interamente nuove costruzioni ad un prezzo medio ponderato sulla potenza si è attestato a 56,825 €/MWh.
Il problema è: ma questi impianti si realizzeranno? E quando?
Ormai non sono più solo Legambiente e Elly Schlein ad accusare il governo. Emanuele Orsini, presidente Confindustria, ha scritto la settimana scorsa sui social: “Oggi in Italia abbiamo autorizzazioni ferme per oltre 4 mila impianti: circa 90 GW di fotovoltaico e 57 GW di eolico, per un totale di 147 GW di capacità energetica attualmente bloccata. Solo nel fotovoltaico, impianti per oltre 23 GW hanno già ottenuto la Valutazione di Impatto Ambientale e attendono l’autorizzazione finale.”
E il nucleare? I nuovi reattori produrranno, tra dieci o vent’anni, elettricità ad un prezzo stimato medio di 130 €/MWh (dati IEA), quindi almeno il doppio di sole e vento. Ma per ora, gli unici tre nuovi reattori in avanzata costruzione in Inghilterra, Svezia e Francia, hanno già più che raddoppiato i costi e chiesto aiuto agli stati. Il nucleare non sarà mai realizzato dal libero mercato, si farà se, come in Francia, i costi sono coperti dagli Stati che vogliono dotarsi di bombe atomiche.
1,continua
