Perché in Italia luce e gas costano più che nel resto d’Europa: la verità che nessuno vuole dire

L’Italia registra da anni prezzi dell’energia elettrica e del gas strutturalmente superiori alla media europea. Il fenomeno riguarda non solo le famiglie, ma anche – e soprattutto – le imprese, con effetti diretti sulla competitività del sistema produttivo e sulla capacità di investimento del sistema industriale. Non si tratta di una distorsione congiunturale né di una conseguenza esclusiva della crisi energetica post-2021, ma del risultato di regole europee formalmente neutrali che producono effetti profondamente asimmetrici quando applicate a sistemi energetici nazionali molto diversi.

Secondo i dati ufficiali di Eurostat, nel periodo 2022–2024 il prezzo dell’elettricità per le famiglie italiane si è collocato mediamente tra il 25% e il 30% sopra la media UE. Ancora più penalizzante è il dato per le imprese: nel 2023 il prezzo medio dell’elettricità per i consumatori industriali italiani si è attestato intorno a 180–190 €/MWh, contro valori prossimi ai 120–130 €/MWh in Francia e ai 140 €/MWh in Germania, con differenziali superiori al 30%. Un gap che incide direttamente su costi di produzione, investimenti, scelte di localizzazione industriale e competitività internazionale.

La prima causa strutturale è la composizione del mix di generazione elettrica. Secondo Terna, nel 2023 oltre il 50% dell’elettricità prodotta in Italia è derivata da centrali a gas naturale. Le fonti rinnovabili hanno coperto circa il 37% del fabbisogno, con una ripartizione indicativa pari a idroelettrico ~15%, fotovoltaico ~11%, eolico ~7%, e una quota residuale da biomasse e altre fonti. Il gas rimane quindi la fonte dominante e quella su cui si fonda l’equilibrio operativo e tecnico del sistema elettrico nazionale.

Questo assetto interagisce con le regole europee del mercato elettrico, in particolare con il meccanismo del prezzo marginale, che stabilisce che il prezzo dell’energia sia determinato dall’impianto con il costo marginale più elevato necessario a soddisfare la domanda. Come evidenziato dall’ACER, nella maggioranza delle ore tale impianto è una centrale a gas. Le regole sono identiche in tutta l’Unione, ma l’impatto economico è radicalmente diverso: nei Paesi dotati di ampia produzione programmabile a basso costo, il gas entra solo marginalmente; in Italia, invece, diventa strutturalmente la fonte di riferimento, trasmettendo in modo sistematico al prezzo dell’elettricità la volatilità del gas.

In altri termini, il mercato elettrico europeo non è neutrale: premia strutturalmente i Paesi dotati di fonti programmabili e penalizza quelli che, come l’Italia, sono stati indotti a rinunciarvi in assenza di una politica europea di neutralità tecnologica. Non si tratta di una distorsione accidentale, ma di un effetto sistemico delle regole vigenti, consapevolmente mantenute nonostante i loro impatti asimmetrici e territorialmente differenziati.

In questo contesto va inquadrato correttamente il ruolo dell’eolico. L’energia eolica contribuisce alla decarbonizzazione ed è caratterizzata da costi marginali prossimi allo zero. Tuttavia, la sua non programmabilità richiede capacità di riserva, flessibilità, servizi di bilanciamento e adeguatezza complessiva del sistema. In assenza di nucleare o di altre fonti programmabili non fossili, tali servizi sono garantiti quasi esclusivamente da centrali a gas. Come riconosciuto anche dalla Commissione europea, l’aumento delle rinnovabili intermittenti comporta un incremento dei costi di sistema e di rete, che finiscono per riflettersi sul prezzo finale pur non essendo imputabili alle rinnovabili in sé.

Un ulteriore elemento distintivo del caso italiano è l’assenza totale di produzione nucleare. L’Italia non dispone di alcuna centrale nucleare in esercizio, né di capacità autorizzata o in costruzione. Al contrario, numerosi Stati membri utilizzano il nucleare come fonte di base per la produzione elettrica: la Francia copre oltre il 65% del proprio fabbisogno con il nucleare; Spagna, Svezia, Finlandia, Belgio, Repubblica Ceca e Slovacchia mantengono quote significative di produzione nucleare. Questi Paesi beneficiano in media di prezzi più bassi e, soprattutto, di una maggiore stabilità per le imprese. L’Italia, pur avendo rinunciato alla produzione, importa elettricità spesso prodotta all’estero proprio da centrali nucleari, sostenendo costi più elevati.

A ciò si aggiunge il peso storico degli oneri di sistema e della fiscalità, che secondo ARERA hanno rappresentato in molti anni una quota superiore al 40% della bolletta finale, aggravando ulteriormente il costo dell’energia per famiglie e imprese.

La conclusione è netta: i prezzi elevati dell’energia in Italia non sono una fatalità, ma il prodotto di regole europee formalmente neutrali e sostanzialmente distorsive, applicate a un Paese con un mix energetico strutturalmente fragile.

Se l’obiettivo è ridurre stabilmente il costo dell’energia anche in Italia, la risposta deve arrivare a monte, a Bruxelles. Occorre ridurre il peso del prezzo spot indicizzato al gas, spostando i volumi strutturali verso contratti di lungo termine a prezzo stabile, in particolare contratti per differenza e PPA (Power Purchase Agreement), con meccanismi obbligatori di trasferimento dei benefici ai clienti finali, come previsto, ma ancora applicato in modo limitato dal Regolamento UE 2024/1747 sulla riforma del mercato elettrico. Parallelamente, vanno rafforzati gli strumenti europei di acquisto congiunto del gas e introdotti meccanismi anti-spike ex ante credibili per contenere la volatilità.

In assenza di una revisione profonda dell’architettura del mercato energetico europeo, l’Italia continuerà a pagare l’energia più cara non per inefficienza, ma per costruzione regolatoria.

Antonio Maria Rinaldi, ex Eurodeputato membro della Commissione ECON

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