Energia ricca, aziende povere

Il costo dell’elettricità in Italia, ad aprile, è stato di 121 euro per megawattora. In Germania 78 euro, in Francia 43. In Spagna 35 euro per megawattora, meno di un terzo di quello italiano. Un differenziale di prezzo che falcidia il nostro sistema industriale e penalizza fortemente le famiglie. Perché paghiamo più di tutti? Quali sono i nodi che non abbiamo affrontato, che ora presentano il conto?

Partiamo dalla premessa: il prezzo dell’elettricità è strettamente legato a quello del gas naturale, utilizzato per la sua produzione. In Italia questa dipendenza è maggiore rispetto ad altri Paesi europei. Negli ultimi 12 mesi la quotazione del gas è più che raddoppiata, superando la soglia dei 50 euro per megawattora. I principali fornitori di metano in Europa usano come riferimento l’indice Title Transfer Facility (Ttf), un mercato virtuale per lo scambio del gas naturale all’ingrosso. In Italia viene preso come riferimento l’indice Pvs (Punto di Scambio Virtuale, ndr).

Nelle scorse settimane diversi esponenti del governo hanno puntato il dito su “fenomeni speculativi” nella formazione del prezzo dell’indice Ttf invitando Bruxelles a «correggere un meccanismo che incide in modo anomalo sui costi energetici di famiglie e imprese e sulla competitività delle industrie europee». La conformazione del mercato elettrico italiano rende i prezzi più volatili e sensibili alle dinamiche del mercato del metano, creando svantaggi competitivi. In molti Paesi le riforme hanno permesso di separare il mercato del gas da quello dell’elettricità, riducendo l’impatto dei prezzi del primo su quelli della seconda.

«L’indice Ttf è poco liquido e quindi ogni tanto è vittima di attacchi speculativi, ma ora è fortemente influenzato da dinamiche geopolitiche», spiega Luca Prosdocimi, esperto di mercati energetici di Nadara, tra i maggiori produttori indipendenti di energia rinnovabile in Europa. «Per esempio, a inizio gennaio in Germania è uscita una proposta di legge che incentivava il riempimento di stoccaggio di gas fino al 90%. Questo ha fatto aumentare gli acquisti e quindi il prezzo».

Le imprese chiedono a gran voce l’approvazione del Gas Release, un meccanismo finalizzato a incrementare la produzione nazionale di gas e la sua vendita a prezzi ragionevoli ai settori energivori. Secondo un’analisi di Massimo Beccarello, direttore del centro Cesisp dell’Università Milano Bicocca, lo spread energetico oggi costa al sistema Italia 1,3 miliardi all’anno. Con questa somma si potrebbe ridurre di 20 euro al megawattora il costo per almeno 6 miliardi di metri cubi, coprendo oltre l’80% dei consumi delle imprese gasivore.

Peccato. Perché l’Europa ha compiuto sforzi straordinari negli ultimi anni per ridurre la dipendenza dal gas di Mosca in tempi record, dopo l’invasione dell’Ucraina. In meno di tre anni, la quota di gas russo è crollata dal 40% all’8% del totale importato con investimenti di oltre 56 miliardi di euro in nuove infrastrutture di gas naturale liquefatto (Gnl) e interconnessioni. L’Ue ha costruito o espanso 26 terminali Gnl, completato il Baltic Pipe per importare gas norvegese e diversificato le forniture: gli Usa forniscono ora il 47% del Gnl importato, la Norvegia il 30% del gas totale.

«A oggi i livelli di stoccaggio sono all’83% sufficienti, per affrontare l’inverno. Tuttavia, tutta questa diversificazione ha impattato sui costi dell’energia per aziende e imprese. Il gas naturale liquefatto è più costoso del gas via tubo e i contratti a lungo termine con fornitori sono stati firmati a prezzi premium rispetto ai livelli storici pre-guerra. Nonostante sia il più grande importatore mondiale, l’Europa continua a negoziare in ordine sparso anziché sfruttare il proprio potere contrattuale», attacca Alessandro Tommasi, fondatore di Future Proof of Society, una società di advocacy e think tank. Per questo l’energia in Europa costa il 242% in più rispetto alla Cina e il 265% in più rispetto agli Stati Uniti. Anche perché l’Europa importa la maggior parte del suo fabbisogno energetico, a differenza di Usa (autoproduzione shale gas) e Cina (carbone domestico + contratti a lungo termine).

Sicuramente la maggiore dipendenza dalle energie rinnovabili, come avviene in Spagna, contribuisce a un costo più contenuto. Infatti, può essere utile stipulare contratti a lungo termine per fissare i prezzi, anche attraverso l’acquisto di energia non proveniente da fonti fossili, per garantire stabilità e ridurre la dipendenza dal gas. Ma ciò che più conta è accelerare gli investimenti nelle fonti rinnovabili semplificando le procedure per la loro installazione.

Per sostituire il gas russo, l’Ue ha investito oltre 56 miliardi di euro in infrastrutture di Gnl (© Getty Images)

Secondo un’analisi del think tank energetico Ember, la rapida crescita dell’eolico e del solare in Spagna ha ridotto del 75% l’influenza del gas e del carbone sui prezzi dell’elettricità dal 2019. Madrid ha spezzato il rovinoso legame tra i prezzi dell’energia elettrica e la volatilità dei fossili. Che hanno influito sul prezzo dell’elettricità in Spagna solo nel 19% delle ore nella prima metà del 2025, la quota più bassa in Europa. Di conseguenza, il prezzo all’ingrosso dell’elettricità è stato inferiore del 32% rispetto alla media Ue. L’eolico e il solare hanno soddisfatto quasi la metà della domanda di elettricità del Paese iberico nella prima metà del 2025 (46%), rispetto al 27% dello stesso periodo del 2019. Per contro, la generazione da fonti fossili ha rappresentato solo il 20% della domanda di elettricità in Spagna, molto meno che in Germania (41%) e in Italia (43%).

Uno dei massimi esperti di energia è Carlo Calenda, per il suo passato da manager in Ferrari e per il suo vecchio ruolo in Confindustria, dove aveva in carico questo dossier. Da tempo sostiene di voler aiutare il governo, pur non facendo parte della compagine di maggioranza, nel partorire un decreto per ridurre «in modo strutturale» il costo dell’energia in Italia. Dice il leader di Azione che «il manifatturiero sta pagando un conto salatissimo. Se a chi fa auto a Saragozza l’energia costa 55 euro a megawattora, noi non possiamo stare a 110 o 140».

L’Italia ha un fabbisogno di circa 300 terawattora l’anno, di cui un terzo è consumo industriale. In questa fase stanno scadendo le concessioni idroelettriche, che da sole pesano per il 20% del nostro mix energetico. Le grandi concessionarie come Enel, A2A o Edison oggi producono al costo di 20 euro a megawattora e, solo in Lombardia, versano un altro contributo di 25 euro alla regione. Calenda sostiene che ora è necessario fare una scelta con «rinnovi delle concessioni senza gara, ma solo se si impegnano a vendere elettricità alle imprese a 65 euro a megawattora. Non più a 110-140 euro come ora.

In Italia c’è anche un problema con i maxi-profitti delle imprese che fanno trasmissione e distribuzione di energia. Rendite improprie, a spese degli italiani », rincara. «Terna ha un margine operativo del 40%, più o meno come il colosso della moda Hermès. Enel del 38%. Molto più delle imprese comparabili nel resto d’Europa.

Sa quanto pesa tutto questo sulla bolletta elettrica degli italiani? Il 20% del totale, 13,5 miliardi di euro», attacca Calenda, secondo cui «il problema è che il regolatore, Arera, e i piani alti delle amministrazioni ministeriali sono colonizzati da parte delle grandi imprese dell’energia». Come non è giusto che «i bonus dei manager del settore energia siano parametrati anche agli utili registrati nei business regolati, dove il profitto viene deciso dall’Arera». Un cortocircuito. A ciò si aggiunga il peso di oneri e imposte sulla bolletta energetica, che influenza il costo finale. Siamo vessati per il nostro debito pubblico. Le tasse servono a garantire gettiti erariali, le cosiddette coperture finanziarie utili nelle manovre di Bilancio per finanziare pensioni, sanità e scuola.

Un sistema tutto da rivedere

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Il prezzo dell’elettricità in Italia viene determinato con il sistema del prezzo marginale, che è fissato quasi prevalentemente dal gas, nonostante la produzione nazionale di elettricità rinnovabile sia ai massimi storici. Il gas determina il prezzo per gran parte delle ore, circa il 70%.

In Francia il gas rappresenta il 10-12% del mix energetico, la parte del leone la fa invece il nucleare. Mentre la Germania fino allo scorso anno aveva una quota di carbone lignite del 30%, molto meno cara del gas, ma molto più inquinante.

Ma come disaccoppiare il prezzo del gas dell’energia elettrica? Sarebbe necessario sviluppare un mercato parallelo di contratti privati di lunga durata (pluriennali) per l’acquisto di energia elettrica a un prezzo prestabilito tra un produttore privato e un consumatore. Così da riuscire a ottenere l’effetto delle rinnovabili direttamente in bolletta.

La stipulazione di questo tipo di contratti è in crescita: soltanto nel 2024 sono stati firmati contratti per 1.300 megawattora di potenza, cioè un valore quattro volte superiore rispetto al 2022 e in aumento dell’8% rispetto al 2023. Ma ancora non basta. Per questo paghiamo l’elettricità più cara in Europa.

La Spagna ha operato questo disaccoppiamento, ma ha una quota di rinnovabili molto più alta. Un altro problema regolatorio è che in Europa vige il divieto di accumulo: la legge impedisce al distributore di energia, come Terna, di stoccare quella prodotta da fonti rinnovabili. Vuol dire che quando c’è molto vento e produci più energia di quella che ti serve, quella in eccesso la butti via, causando da una parte un mancato ritorno sull’investimento, e dall’altra una riduzione della quantità di energia disponibile.

* Articolo pubblicato sul numero di Business People di dicembre 2025. Scarica il numero o abbonati qui