Cara Italia: la sfida energetica per liberarsi dalla morsa del gas

Dall'invasione russa dell'Ucraina nel 2022, che ha provocato una violenta impennata dei prezzi del gas e dell'elettricità, il tema dell'energia è tornato al centro del dibattito pubblico europeo. La nuova crisi in Medio Oriente e le interruzioni delle forniture energetiche provocate dalla chiusura dello Stretto di Hormuz hanno nuovamente riacceso le preoccupazioni sul costo dell'energia e sulla sicurezza degli approvvigionamenti.

In questi mesi il governo Meloni è intervenuto con misure emergenziali per contenere i rincari, attuando un taglio delle accise sui carburanti che è pesato sulle casse dello Stato per oltre due miliardi di euro1.

Nel frattempo, la Commissione europea ha ampliato i margini di flessibilità del Patto di stabilità2, consentendo agli Stati membri di aumentare la spesa pubblica anche per alcuni investimenti energetici. Per l'Italia questo potrebbe tradursi in uno spazio di bilancio aggiuntivo fino a circa 14 miliardi di euro nei prossimi tre anni. Tuttavia, le nuove regole europee indicano chiaramente la direzione di questi interventi: sostegno alla decarbonizzazione, investimenti nelle reti elettriche, nei sistemi di accumulo, nell'elettrificazione e nelle fonti rinnovabili, non il finanziamento di sussidi ai combustibili fossili.

Anche la proposta del governo Meloni di sospendere il sistema europeo di scambio delle quote di emissione (ETS) risulta inefficace3. Sebbene una riduzione del prezzo della CO₂ possa contribuire nel breve periodo a diminuire il costo di produzione delle centrali a gas, non risolverebbe il problema strutturale italiano: l'elevata dipendenza del prezzo dell'elettricità dal gas naturale. Al contrario, ridurre il prezzo delle emissioni diminuirebbe gli incentivi a investire nelle energie rinnovabili e renderebbe relativamente più conveniente la generazione elettrica da fonti fossili. La domanda, quindi, è un'altra: perché l'Italia da anni a paga tra i costi più alti dell’elettricità in Europa? E soprattutto, quali politiche hanno permesso ad altri paesi europei di ridurre la propria dipendenza dal gas e di contenere i prezzi dell'energia?

L'Italia è tra i paesi europei con i prezzi dell'elettricità all'ingrosso più elevati. Nel 2025 il prezzo medio sul mercato spot italiano è stato pari a circa 115 euro/MWh4, contro circa 65 euro/MWh in Spagna e 61 euro/MWh in Francia5. La Figura 0 mostra come l'Italia si collochi stabilmente al di sopra della media europea, che nel 2025 si è attestata intorno agli 85 euro/MWh.

Per comprendere perché l'elettricità costi più che in molti altri paesi europei, però, non basta guardare al livello dei prezzi: bisogna partire dal funzionamento del mercato elettrico.

Il funzionamento del mercato spot

Ogni giorno, sul cosiddetto mercato spot o day-ahead, produttori e acquirenti si scambiano l'energia che verrà consumata il giorno successivo. Da un lato ci sono i produttori di elettricità - impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici, centrali a gas ecc. – dall'altro i fornitori che acquistano energia per rivenderla a famiglie e imprese.

In Italia questo mercato è organizzato dal Gestore dei Mercati Energetici ed è integrato con gli altri mercati europei attraverso il market coupling. Il prezzo spot non coincide con la bolletta finale, che include anche costi di rete, oneri e imposte, ma rappresenta il costo all'ingrosso dell'elettricità ed è quindi un indicatore centrale della competitività del sistema elettrico.

Il paradosso italiano

Nonostante l'Italia abbia aumentato significativamente la quota di energia prodotta da fonti rinnovabili, il prezzo dell'elettricità resta fortemente legato al gas.

Tra il 2000 e il 2025 la quota di generazione elettrica da fonti rinnovabili è passata dal 18,8% al 48,7%, mentre quella da fonti fossili è scesa dall'81,2% al 51,3% (Figura 1).

Tuttavia, come mostra la Figura 2, tra il 2019 e il 2026 il Prezzo Unico Nazionale (PUN) e il prezzo del gas TTF hanno seguito traiettorie molto simili.

La formazione del prezzo marginale

La ragione sta nel meccanismo del prezzo marginale. Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell'elettricità è determinato dal costo dell'ultima unità di produzione necessaria a soddisfare la domanda in una determinata ora. In molte ore questa unità è rappresentata da una centrale a gas. Di conseguenza, anche quando una quota rilevante dell'elettricità è prodotta da fonti rinnovabili a basso costo marginale, le variazioni del prezzo del gas possono continuare a trasmettersi al prezzo dell'intero mercato elettrico. È qui che emerge la differenza con la Spagna.

Madrid ha aumentato molto più rapidamente la capacità rinnovabile, soprattutto solare ed eolica. Tra il 2019 e il 2025 la quota delle rinnovabili nel mix elettrico spagnolo è salita dal 37,3% al 55,9%, mentre quella delle fonti fossili è scesa dal 41,1% al 25,4% (Figura 3).

Dal 2022 in poi il prezzo elettrico spagnolo si è progressivamente staccato dall'andamento del gas TTF, restando su livelli molto più contenuti anche dopo la fine dell'eccezione iberica6 (Figura 4).

Per valutare quanto il gas continui a incidere sui prezzi elettrici, abbiamo confrontato il prezzo orario dell'elettricità con il costo marginale stimato della generazione a gas. La quota di ore in cui il prezzo elettrico risulta uguale o superiore a tale costo è passata in Spagna dal 91% nel 2019 al 13% nel 2026 (Figura 5), segnalando una drastica riduzione della dipendenza del mercato elettrico dal gas. 

Nello stesso anno, in Italia, il gas continua invece a influenzare la formazione del prezzo elettrico per circa l'89% delle ore7.

Il caso spagnolo mostra quindi che il disaccoppiamento non è stato soltanto il risultato di una misura regolatoria temporanea, come l'«eccezione iberica»8 applicata tra giugno 2022 e dicembre 2023. La misura ha certamente contribuito ad attenuare gli effetti più acuti della crisi energetica, ma il calo strutturale della dipendenza dal gas è stato determinato soprattutto dall'enorme crescita delle energie rinnovabili. Infatti, anche dopo la fine dell'eccezione iberica, la Spagna ha continuato a registrare prezzi elettrici molto più contenuti rispetto all'Italia. 

Il caso francese: il nucleare

Dopo lo shock petrolifero del 1973, il governo francese lanciò il Piano Messmer, avviando la costruzione di una sessantina di reattori nucleari che oggi producono circa il 69% dell'elettricità francese9.

Per finanziare il programma, EDF10 emise obbligazioni in dollari con la garanzia dello Stato e accumulò un indebitamento che, attualizzato, superava i 60 miliardi di euro.

Negli anni Ottanta il rafforzamento del dollaro e i tassi d'interesse elevati fecero esplodere il peso di questo debito: le bollette venivano pagate in franchi, mentre gli interessi erano dovuti in una valuta sempre più forte. EDF evitò il collasso soltanto grazie a ripetuti interventi dello Stato francese, che ricapitalizzò l'azienda, ristrutturò il debito e ne assorbì le perdite.

Il costo di quella strategia è stato distribuito sull'intera collettività e il peso finanziario del programma nucleare è stato sostanzialmente smaltito soltanto negli ultimi anni11.

Tutt’oggi il nucleare francese richiede investimenti enormi. Il programma di manutenzione straordinaria “Grand Carénage”, necessario per estendere la vita dei reattori oltre i quarant'anni e adeguarli agli standard post-Fukushima, costa circa 50 miliardi di euro nel periodo 2014-202512.

Secondo la Corte dei Conti francese, considerando anche la gestione dei rifiuti e il prolungamento della vita utile oltre i sessant'anni, il conto potrebbe superare i 130 miliardi di euro entro il 203513.

Il modello francese è inoltre difficilmente replicabile oggi. Il nuovo reattore di Flamanville 3, inizialmente previsto per il 2012 e stimato in 3,3 miliardi di euro, è entrato in esercizio commerciale soltanto nel 2026 e il suo costo è salito a oltre 13 miliardi di euro14.

Il progetto dimostra quanto sia difficile costruire nuove centrali nucleari in Europa: tempi lunghissimi, costi elevati e forte esposizione al rischio finanziario.

Ancora più incerta è la prospettiva dei piccoli reattori modulari (SMR), spesso indicati come soluzione per l'Italia. Ad oggi non esiste alcun SMR occidentale operante su scala commerciale e non esistono dati affidabili sui costi di produzione dell'elettricità.
Inoltre, i piccoli reattori soffrono di un problema strutturale: la perdita delle economie di scala. Molti costi di una centrale – edifici, sistemi di sicurezza, infrastrutture – rimangono quasi invariati anche se il reattore è più piccolo. Per rendere gli SMR competitivi sarebbe necessario produrne centinaia in serie, ma nessuno li ordina perché i primi esemplari sono troppo costosi.

Infine, la crisi idrica15 e i problemi di corrosione 16del 2022 hanno mostrato anche i limiti del modello francese. La riduzione della disponibilità del parco nucleare costrinse la Francia, per la prima volta da oltre quarant'anni, a diventare importatrice netta di elettricità17.

Problemi analoghi stanno riemergendo anche nelle recenti ondate di calore18, che hanno nuovamente costretto EDF a limitare la produzione di alcuni reattori a causa delle elevate temperature dei fiumi utilizzati per il raffreddamento.

La sfida italiana  

L'esperienza francese dimostra che il nucleare può garantire prezzi competitivi solo quando esiste già un vasto parco di impianti costruiti, ammortizzati e sostenuti da decenni di investimenti pubblici. L'Italia non dispone di nulla di tutto questo. Ricostruire oggi un'industria nucleare richiederebbe decine di miliardi di euro e tempi di realizzazione incompatibili con gli obiettivi di decarbonizzazione. Anche nello scenario più ottimistico, eventuali nuovi reattori entrerebbero in funzione troppo tardi per incidere sul problema del caro energia: la promessa di un nucleare italiano in grado di abbassare rapidamente le bollette è quindi priva di basi economiche e industriali. La lezione più utile per l'Italia viene piuttosto dalla Spagna: aumentare massicciamente la produzione da fonti rinnovabili, rafforzare reti e sistemi di accumulo e ridurre il numero di ore in cui il gas determina il prezzo dell'elettricità. È questa, oggi, l'unica strategia che abbia già dimostrato da un lato di poter abbassare in tempi rapidi il costo dell'energia elettrica e dall’altro di saper affrontare con lungimiranza la transizione ecologica. 

Le opinioni espresse in questo articolo non riflettono necessariamente quelle della Fondazione Heinrich Böll.