C’è un Paese ormai sempre citato come esempio del rapporto tra dipendenza dal gas e alti costi dell’elettricità: indovinate qual è

I prezzi dell’elettricità in Europa sono ancora pericolosamente legati al gas, trasformando le tensioni geopolitiche in una vulnerabilità strutturale del sistema. A evidenziarlo è l’Institute for energy economics and financial analysis (Ieefa), che nell’ultimo report appena pubblicato offre una visione globale sul Vecchio continente e un focus in particolare sull’Italia, indicato come esempio di Paese comunitario ancora pesantemente dipendente dall’import di gas, e per questo molto vulnerabile.

L’analisi prende le mosse dal fatto che la guerra in Iran e l’interruzione dei flussi di gas naturale liquefatto (Gnl) attraverso lo Stretto di Hormuz hanno aumentato la volatilità dei prezzi globali del gas, con ripercussioni dirette sui mercati energetici europei. Durante i recenti periodi di tensione geopolitica, segnalano gli esperti della Ieefa, gli aumenti dei prezzi del gas sul Title transfer facility (Ttf) — l’hub di riferimento europeo per il trading del gas — si sono tradotti in forti picchi dei prezzi dell’energia elettrica soprattutto in Italia e Germania. Ciò riflette la frequenza con cui il gas determina il prezzo marginale in questi mercati, amplificando la trasmissione degli shock dei prezzi del gas sui prezzi dell’energia elettrica. 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 Francia e nella penisola iberica.

Il problema, viene fatto notare al di là della contingenza determinata dalla guerra in Medio Oriente, è che i prezzi divergenti non sono una distorsione temporanea. Essi riflettono la struttura fondamentale dei mercati europei dell’elettricità, dove la determinazione dei prezzi marginali determina i prezzi. Il sistema è ben consolidato, armonizzato in tutta l’Ue e fondamentalmente efficiente: la generazione viene dispacciata in ordine crescente di costo marginale, e l’ultima unità necessaria a soddisfare la domanda determina il prezzo di mercato.

La novità degli ultimi mesi è che questo meccanismo è stato osservabile in tempo reale. I prezzi del gas del mese più prossimo sul Ttf hanno oscillato da circa 20-30 euro per megawattora (MWh) a picchi superiori a 60-70 €/MWh durante i periodi di tensione geopolitica. Ciò ha portato i prezzi dell’elettricità day-ahead a superare i 120-150 €/MWh in mercati come l’Italia e la Germania, mentre in Francia sono rimasti più vicini ai 60-80 €/MWh nello stesso periodo.

Questo trend, con il gas che continua a determinare i prezzi nonostante non domini più in quanto a volumi, è risultato evidente nelle ultime settimane. Il gas rappresenta infatti circa il 18-20% della produzione totale di elettricità in tutta l’Ue, in calo rispetto al 25% circa prima della crisi energetica del 2022. In termini di produzione di elettricità, la dipendenza dal gas è diminuita; nella formazione dei prezzi, invece, no.

Nel sistema di merit order, spiegano gli esperti della Ieefa, la produzione a basso costo marginale, come quella idroelettrica, nucleare, eolica e solare, viene dispacciata per prima. Le centrali a gas, con costi marginali più elevati determinati dai prezzi del combustibile e del carbonio, si trovano in cima alla lista e vengono utilizzate quando la domanda supera la disponibilità di produzione più economica o quando è richiesta flessibilità del sistema.

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. Queste ore, tuttavia, tendono a coincidere con periodi di forte domanda o di scarsa produzione da fonti rinnovabili — e quindi con i prezzi più elevati. Di conseguenza, le centrali a gas esercitano un’influenza sproporzionata sui prezzi medi annuali dell’elettricità.

La situazione non è però omogenea in tutta l’Ue, perché il legame tra i prezzi del gas e dell’elettricità varia notevolmente tra i diversi Stati membri. E, segnalano sempre dalla Ieefa, in Italia e Germania la correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricità è molto più forte che in Francia o nella penisola iberica. 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.

Queste differenze emergono nonostante la forte interconnessione fisica tra i mercati. Esse sono determinate principalmente dalle differenze nel mix di generazione e, soprattutto, dalla frequenza con cui il gas determina il prezzo marginale. 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 più della metà della produzione annua, il ruolo del gas è limitato a periodi più brevi. Al contrario, il gas rimane centrale nel sistema in Italia, dove rappresenta quasi la metà della produzione e determina il prezzo marginale per una quota molto più ampia di ore.

L’Ue ha ridotto in modo significativo la propria dipendenza dal gas russo trasportato tramite gasdotti. Nel 2025 la Russia rappresentava circa il 12% delle importazioni di gas dell’Ue, in calo rispetto al 45% del 2021. Tale quota è stata sostituita in gran parte dal Gnl, che ora rappresenta circa il 48% delle importazioni di gas. La diversificazione dei fornitori di gas non ha ridotto l’esposizione alla volatilità dei prezzi del gas. I prezzi europei del gas sono ora più strettamente legati ai mercati globali del Gnl, che sono influenzati dalla domanda in Asia, dai rischi di approvvigionamento in Medio Oriente e dai vincoli infrastrutturali globali. L’aumento della capacità delle energie rinnovabili da solo non risolverà il problema, sottolineano comunque gli esperti della Ieefa. La congestione della rete sta già limitando la produzione di energie rinnovabili in diversi mercati. L’istituto stima che l’Italia stia riducendo di 2-4 terawattora all’anno la produzione di energie rinnovabili. In Germania, secondo l’Agenzia federale delle reti, i costi di ridispacciamento e limitazione hanno superato i 3 miliardi di euro all'anno negli ultimi anni, raggiungendo un picco di oltre 4 miliardi di euro nel 2022. Entrambi i paesi continuano a fare affidamento sul gas per la domanda di picco, il bilanciamento e, in alcuni casi, la generazione a carico medio.

Non si tratta di un fallimento della struttura del mercato, sottolinea la Ieefa, bensì di una conseguenza della dipendenza strutturale dal gas per la produzione di energia elettrica. Sebbene le centrali a gas determinino il prezzo marginale solo per una quota limitata di ore all’anno, la loro influenza sui prezzi fa sì che le fluttuazioni del mercato del gas continuino a determinare i prezzi medi annuali dell’elettricità. Ridurre questa dipendenza richiede un maggiore ricorso alle energie rinnovabili e la risoluzione dei vincoli di sistema attraverso l’espansione della rete, una maggiore flessibilità (gestione della domanda, accumulo in batterie e impianti idroelettrici di pompaggio) e un ruolo minore del gas sia nei periodi di picco che in quelli di minor consumo. Fino a quando ciò non accadrà, conclude la Ieefa, i prezzi europei dell’elettricità rimarranno strutturalmente legati al gas, incorporando l’esposizione al rischio geopolitico e agli shock dei prezzi nel cuore del sistema energetico dell’Ue.