L’Italia arriva ad agosto con i depositi di gas più pieni d’Europa. Ma il conto energetico ha appena toccato un nuovo massimo
Al 6 agosto gli stoccaggi italiani di gas erano riempiti al 76,3-76,4%, la media Ue era invece ferma al 57-57,7%, il livello più basso per questo periodo dal 2011. Gli stoccaggi italiani contengono quasi un quarto del gas attualmente immagazzinato nell’Ue. Eppure il 5 agosto l’elettricità all’ingrosso italiana ha toccato 207,84 €/MWh, il prezzo più alto dal 31 dicembre 2022. Il gas segue lo stesso copione: l’indice italiano è salito a 60,91 €/MWh, oltre il 50% in più rispetto a un anno fa.
Le riserve piene non bastano
Avere gas nei depositi non significa essere immuni dagli shock del mercato. Il prezzo all’ingrosso resta fortemente legato ai mercati europei e internazionali, mentre gli stoccaggi servono soprattutto a garantire disponibilità e flessibilità nei momenti di maggiore domanda.
Le tensioni nello Stretto di Hormuz, la riduzione progressiva delle importazioni russe (con il GNL destinato a essere eliminato entro la fine del 2026 e il gas via tubo entro il novembre 2027) e la concorrenza asiatica sul GNL spot tengono il Ttf (il principale mercato del gas naturale in Europa) sopra i 54-55 €/MWh, circa il 20% in più rispetto a un mese fa.
Solo oggi i contratti future sul mese di settembre hanno guadagnato il 6,53% per superare i 59 euro al MWh, spinti oltre che dal blocco di Hormuz, anche da attività di manutenzione di alcuni giacimenti in Norvegia.
Anche il “cuscinetto” europeo resta esile: gli stoccaggi Ue sono ai minimi dal 2011 e, secondo le previsioni, l’obiettivo dell’80% di riempimento a inizio dicembre, indicato dalla Commissione europea come sufficiente per mettere in sicurezza l’inverno 2026-27, rischia di non essere raggiunto.
Gas preponderante e rete congestionata: il collo di bottiglia italiano
Il problema strutturale è italiano e riguarda sia la formazione del prezzo sia lo stato della rete. Con il sistema del prezzo marginale, in Italia il gas ha determinato il prezzo dell’elettricità in circa l’89% delle ore, contro il 15% in Spagna, (dati Ember per il 2026).
Il gas copre oltre il 50% della produzione elettrica nazionale, contro meno del 10% in Francia e circa il 20% in Spagna e Germania. Nel 2025, secondo Terna, la domanda elettrica è stata di 311,3 TWh e le rinnovabili hanno prodotto 128 TWh, pari al 41% del totale; le importazioni nette hanno coperto un ulteriore 15,1% del fabbisogno.
Guardando all’energia nel suo complesso, e non soltanto all’elettricità, le fonti fossili rappresentano ancora il 71% dei consumi finali italiani, trainate dai trasporti, quasi tutti ancora dipendenti da benzina e diesel (dati Snam).
Rinnovabili in crescita, ma non ancora abbastanza
Le rinnovabili, che dovrebbero correggere lo squilibrio, nel 2025 sono arretrate: nel 2025 hanno coperto il 41% della domanda elettrica italiana, in calo dal 42% del 2024. Il dato nasconde però dinamiche opposte: il fotovoltaico ha raggiunto il record di 44,3 TWh, con una crescita del 25,1%, mentre l’idroelettrico è crollato del 21,2% (dati GSE).
Pesa anche la rete. L’interconnessione elettrica transfrontaliera italiana è al 5,13%, lontana dal target Ue del 15% al 2030. La capacità rinnovabile è inoltre distribuita in modo disomogeneo, con il fotovoltaico concentrato soprattutto al Sud e l’idroelettrico al Nord, mentre le congestioni zonali sono aggravate dalla limitata capacità di accumulo.
Nonostante la nuova capacità verde, le importazioni elettriche sono aumentate del 4,7% l’anno tra 2020 e 2024. Per il 2025 Terna indica che la produzione nazionale ha coperto l’84,9% del fabbisogno e le importazioni il restante 15,1% del fabbisogno: una transizione a due velocità: verde sulla carta, ancora fragile sul piano strategico.
Il punto, dunque, non è soltanto installare più rinnovabili. Senza accumuli, reti adeguate e maggiore flessibilità della domanda, una parte della nuova produzione solare resta concentrata nelle ore centrali della giornata, mentre nelle ore serali o nei periodi di bassa produzione rinnovabile il sistema torna a dipendere dal termoelettrico.
Il confronto europeo
L’Italia paga sistematicamente più cara l’elettricità dei vicini: nel 2025 il PUN (il prezzo unico nazionale) si è attestato tra 116 e 133 €/MWh, contro i circa 95 della Germania, i 55-61 della Francia e i 45-65 della Spagna, uno scarto che l’Arera stima intorno al 36% sopra la media Ue.
Le ragioni sono strutturali. La Francia si appoggia al nucleare; la Spagna a una quota di rinnovabili vicina al 60%, che riduce le ore in cui il gas è chiamato a fissare il prezzo; l’Italia resta invece fortemente dipendente dal termoelettrico per coprire la domanda residua.
Il confronto europeo dice quindi una cosa molto scomoda: l’Italia è piena di gas, ma resta povera di sicurezza energetica. Può avere gli stoccaggi pieni, aggiungere gigawatt di fotovoltaico e continuare a importare elettricità: se nelle ore decisive è ancora il gas a fissare il prezzo, ogni shock internazionale arriverà direttamente nella bolletta italiana.
La sicurezza energetica non coincide con avere gas nei depositi, così come la transizione non coincide con installare pannelli solari. Quando il sole produce e l’acqua scorre, il sistema deve avere reti, accumuli e flessibilità sufficienti per fare a meno del gas anche nel prezzo, non soltanto nei volumi.
Il problema italiano, dunque, non è che manca l’energia. È che costa ancora troppo caro liberarsi dal gas che ne determina il prezzo. Non è una contraddizione del mercato. È il conto di una transizione ancora incompleta.