Lo scenario della transizione energetica
L’“Outlook 2025” pubblicato all’inizio di novembre dall’International Energy Agency sancisce che “the age of electricity is here”, e afferma: “the electricity is at the heart of modern economies and elecriticity demand grows much faster than overall energy use in all scenarios”.
Le stime dell’IEA indicano una crescita da qui al 2035 di circa il 40% nell’ipotesi più conservativa fino ad oltre il 50% nello scenario di completa transizione. Si tratta di un incremento su scala realmente globale, perché coinvolge oltre alla Cina e ai Paesi maturi, molte economie emergenti: India e Sud-Est asiatico, ma anche Medio-oriente, oltre a diverse aree del continente Africano e dell’America latina.
L’incremento della domanda di elettricità ad un nuovo ordine di grandezza rispetto al passato determina tre pivotal issues, per usare ancora il linguaggio della IEA, che caratterizzeranno la nuova era in cui siamo entrati sul fronte energetico: i) l’incremento della capacità produttiva che sia tanto consistente quanto rapido; di conseguenza l’ineluttabile necessità di prevedere la crescita organica di un adeguato mix di fonti; ii) il potenziamento delle reti, della capacità di storage e delle altre modalità per garantire la massima flessibilità del sistema produttivo e distributivo rispetto alle dinamiche della domanda; iii) i prezzi dell’elettricità, che avranno un peso centrale nell’economia delle famiglie e nella competitività delle imprese manifatturiere.
Affinché l’“era dell’elettricità” possa risultare un’era “d’oro”, occorre che, al progressivo aumento del peso dell’elettricità sul totale degli usi di energia, corrisponda l’equilibrio tra domanda ed offerta ad un livello di prezzi “fair” per tutti gli attori coinvolti. Mercato in equilibrio e prezzi sostenibili per la domanda saranno condizioni determinanti tanto del benessere collettivo, quanto della competitività dei sistemi produttivi. La filiera di generazione, trasmissione e distribuzione dell’elettricità andrà acquisendo un rilievo di interesse pubblico ancora maggiore di quello pur già attualmente notevole.
Va evidenziato che su tali questioni peserà l’impatto complessivo che potranno avere le applicazioni digitali e di AI: come è noto, nei prossimi anni i sistemi di gestione digitale e di AI saranno una determinante sempre più rilevante, soprattutto nelle economie avanzate (tra le quali la Cina), della esplosione della domanda; già nel 2025, gli investimenti in Data Centers nel mondo si stima arriveranno a quasi $600 miliardi. D’altro canto, quelle stesse tecnologie permetteranno rilevanti miglioramenti strutturali nell’efficientamento energetico, nella sicurezza e nella produttività degli impianti di generazione, con un notevole vantaggio sulla produttività complessiva dell’offerta di elettricità e delle condizioni di suo utilizzo. Nell’economia di questo scritto, non si approfondirà il potenziale impatto dell’IA sul settore e sul mercato elettrico.
Il nodo cruciale per l’Italia dell’elevato costo dell’energia elettrica
Delle tre questioni pivotal descritte sopra, questo contributo si focalizza su quella relativa al prezzo, data la sua particolare criticità per il nostro Paese. Esso è sempre stato superiore a quello negli altri principali paesi dell’UE, il quale è, a sua volta, mediamente ben maggiore del prezzo negli Stati Uniti; negli ultimi anni questo differenziale si è acuito drammaticamente.
Gli ultimi dati ENEA[1] indicano che, nel primo semestre di quest’anno, il prezzo medio all’ingrosso[2] alla Borsa italiana è stato di 120 €/MWh, con un incremento del 28% rispetto allo stesso periodo del 2024. Si tratta di un valore ben superiore ai 91 €/MWh in Germania, i 67 €/MWh in Francia e i 62 €/MWh in Spagna. Per quanto riguarda specificatamente il prezzo dell’energia elettrica pagato mediamente dalle imprese, si rileva un valore medio di 278€/MWh, mentre in Germania, si arriva a 242; 183 €/MWh in Francia e 171 in Spagna. In definitiva, il prezzo in Italia è superiore di circa il 30% a quello della media UE[3].
Come accennato, il forte differenziale del prezzo dell’energia elettrica in Italia è un dato strutturale che si osserva fin dal 2019, e che è cresciuto in questi anni, raggiungendo dei picchi anche fino al 250% in particolare rispetto a Francia e Spagna (fig. 1)
Fig. 1: Differenza % tra il prezzo sulla borsa elettrica italiana e quello delle principali economie UE
Fonte: ENEA, op. cit. pag. 42.
Anche per quanto riguarda i prezzi al consumo per acquirenti “non-household”[4], l’Italia risulta il Paese con il prezzo più alto dopo l’Irlanda, con un valore di €0,2336 per KWh rispetto ad una media EU di €0,1902 e valori di Francia e Spagna intorno a €0,15; come in precedenza il prezzo è in forte aumento rispetto allo stesso primo semestre dello scorso anno.
Fig. 2: Confronto tra il prezzo medio del KWh per acquirenti “non-household” nei Paesi europei
Fonte: Eurostat (2025) https://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php?title=File:Electricity_prices_for_non-household_consumers,_first_half_2025_.png.
Perché ridurre il costo dell’energia elettrica è una priorità per il Paese
Questi dati evidenziano in modo incontrovertibile come la riduzione strutturale dei prezzi dell’energia elettrica per allinearli almeno a quelli dei principali Paesi UE, debba essere considerata una priorità sia per il benessere sociale diffuso, sia per la competitività delle imprese. Relativamente al primo aspetto, si ricorda solo l’aumento costante in questi anni del fenomeno della “povertà energetica”: quote crescenti di famiglie che lamentano la difficoltà oggettiva di far fronte al costo della bolletta elettrica, nonostante abbiano livelli assoluti di consumo, generalmente limitati.
Per quanto concerne le imprese, si sottolinea come il costo dell’energia elettrica, elevato e molto superiore a quello sostenuto dai concorrenti che producono in altri Paesi europei, condizioni in maniera negativa la loro competitività e le opportunità di crescita. Tali elevati costi determinano una consistente contrazione della marginalità operativa che riduce (a parità di altri fattori) la capacità di autofinanziamento e, quindi, di investimento dell’azienda. Nei casi in cui i maggiori costi dell’energia sono scaricati sui prezzi di vendita del prodotto, l’impresa peggiora la propria competitività sul mercato che, se non compensata da altri fattori, si riflette, almeno nel medio termine, nella contrazione dei volumi e di quota di mercato. A fronte di queste problematiche una certa parte delle aziende soprattutto nei settori ad alta intensità energetica si trova costretta a ridurre la produzione.
Va sottolineato che le imprese che possono far fronte all’elevato costo dell’energia attraverso l’aumento dei prezzi dei propri prodotti o la riduzione dei margini sono solo quelle con elevato potere di mercato, alta marginalità o quantomeno, forte capacità di resistenza finanziaria. La maggioranza delle aziende, soprattutto tra le micro, piccole e medie non beneficia di queste condizioni ed è, quindi, messa in seria difficoltà dal problema dei prezzi dell’energia elettrica.
Le ragioni del più alto costo dell’energia elettrica in Italia
All’origine del divario di prezzo sofferto dall’Italia c’è la diversa composizione del mix energetico caratterizzato, nel nostro Paese, dalla netta prevalenza del gas: complessivamente, circa il 70% delle ore di generazione di elettricità utilizza il gas, per una produzione complessiva nel 2024 di oltre 121mila GWh, rispetto ai circa 52mila GWh dell’idroelettrico, 36mila del solare PV e 22mila dell’eolico[5]. Su questo mix fortemente squilibrato sulla fonte più costosa, e per certi versi più rischiosa, pesa anche la totale assenza del nucleare.
In Italia il gas è, dunque, “price setter” del tutto preponderante e molto più di quanto sia negli altri Paesi europei; il vantaggio di prezzo in particolare della Spagna deriva proprio da un mix molto più bilanciato con le rinnovabili e il nucleare.
Questa situazione diventa fortemente problematica nel momento in cui prezzo del gas risulta comparativamente molto alto: il prezzo medio (in negoziazione continua) tra ottobre 2024 e settembre 2025 è stato di poco inferiore a 35 €/MWh, in discesa dai 56, di tre anni fa e dei 42 circa dello scorso anno, ma ancora ben superiore ai livelli pre-pandemia (19 euro nel periodo ottobre 2018 – settembre 2019)[6]. Utile anche ricordare che circa il 90% del gas utilizzato in Italia è importato, con costi e disponibilità esposti a picchi di prezzo, alla dinamica dei costi transazionali e ai rischi geopolitici. Per giunta, è molto probabile che il prezzo del gas rimarrà strutturalmente molto più alto rispetto al passato, considerato che la transizione verso il più costoso GNL è ormai completata, così come la diversificazione verso paesi fornitori alternativi alla Russia, con prezzi di vendita più alti.
L’uso prevalente di una fonte energetica molto costosa si traduce nel prezzo più alto a causa del noto meccanismo per cui il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica è definito puntualmente dall’impianto più costoso attivato per soddisfare la domanda. DI conseguenza, come accennato, in Italia il prezzo dell’elettricità è basato nella maggior parte dei casi sul costo del gas.
Oltre allo svantaggio strutturale sul fronte della componente energia, il nostro Paese soffre anche sulle altre due parti in cui è scomposto il prezzo dell’elettricità: i costi di rete e le tasse e gli oneri di sistema.
Per quanto riguarda gli oneri generali di sistema, Arera (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) attesta chiaramente che: “negli ultimi anni, gli oneri generali di sistema hanno rappresentato una quota crescente e sempre più significativa della spesa totale annua di energia elettrica degli utenti finali”[7]. Questo deriva dal fatto che in Italia le politiche energetiche ed ambientali e segnatamente gli incentivi alle rinnovabili, sono state finanziate attraverso appunto la voce degli oneri di sistema; quindi, aumentando il costo dell’energia elettrica, piuttosto che attraverso la fiscalità generale. I dati Eurostat[8] evidenziano che la quota per “taxes e levies” pagati dai consumatori “non-household” nel primo semestre del 2025, arriva in Italia a circa il 27%, secondo valore più alto tra i Paesi UE27, dove la media è al 17%; i valori di Spagna e Francia sono largamente inferiori a quello medio UE27, al quale è allineata invece la Germania.
Infine, In Italia, anche i costi di rete e dispacciamento sono molto più alti rispetto agli altri Paesi europei. Questo deriva in primo luogo dalla configurazione geografica e morfologica del Paese; è anche rilevante la disomogeneità geografica sia dell’offerta di energia da rinnovabili, sia della domanda di energia elettrica, soprattutto per uso industriale, con l’offerta più concentrata dove lo è meno la domanda e viceversa). La gestione dei flussi sulla rete di trasmissione e distribuzione è quindi intrinsecamente complessa. Sono necessari e in corso ingenti investimenti nel rafforzamento delle reti ad alta tensione e nelle connessioni anche internazionali; il costo per il loro finanziamento si scarica inevitabilmente nelle tariffe di rete.
Le direttrici per una strategia vincente di elettrificazione a costi competitivi
Per fare in modo che l’“era della elettrificazione” rappresenti una grande opportunità per il nostro sistema produttivo e non un fattore di svantaggio strutturale, occorre introdurre un mix di misure con diverso orizzonte temporale: alcune in grado di ridurre lo svantaggio nell’immediato; altre che potranno allinearci ai Paesi virtuosi nel medio termine. Misure che devono intervenire nel quadro dei vincoli strutturali e per molti aspetti esogeni, descritti nelle parti precedenti di questo scritto.
Va però sottolineato che anche le innovazioni che potranno avere effetto rilevante solo nel medio o anche nel lungo termine vanno comunque avviate al più presto.
Le misure che potrebbero essere attuate e dare effetti concreti in tempi abbastanza rapidi sono varie e vanno attuate con urgenza.
In primo luogo, deve essere agevolata l’utilizzazione di contratti di lungo termine (PPAs) per grandi consumatori di elettricità, prevedendo vantaggi condizionati all’investimento di efficienza energetica o autoproduzione da fonti rinnovabili. Tali contratti sono molto importanti perché permettono di stabilizzare il costo dell’energia. A tal fine, sembra promettente il meccanismo dell’”Energy release 2.0”, riservato alle imprese energivore. Esso prevede che, in una prima fase, tali imprese beneficino per alcuni anni di energia da rinnovabili ad un prezzo fisso comparabile a quello pagato nei Paesi virtuosi; in una seconda fase, quelle stesse imprese si impegnano (direttamente o tramite terzi) alla realizzazione di nuova capacità da fonti rinnovabili per una quantità pari ad almeno il doppio dell’energia acquisita in precedenza, a condizioni di favore.
Occorre sterilizzare l’impatto che gli EU ETS (European Union Emission Trading System) hanno sul prezzo dell’elettricità, che nel nostro Paese è particolarmente forte ancora una volta per la assoluta prevalenza della produzione da centrali a gas. Questo aggravio sta mettendo a rischio molti impianti produttivi nei settori ad alta intensità energetica. Poiché il sistema degli EU ETS è stato attivato da una Direttiva Europea (Direttiva 2003/87/CE, modificata da ultimo dalla Direttiva UE 2018/410), occorre agire con forza in sede UE per prevedere delle modalità compensative.
Altra questione prioritaria è agire definitivamente sulla annosa questione dei tempi autorizzativi dei nuovi impianti di produzione. Su questo l’UE ha introdotto degli strumenti di “fast track permitting”; occorre attuarli appieno e prevedere misure ulteriori per le specifiche problematiche determinate dalla burocrazia a livello locale. Va evidenziato che i tempi lunghissimi di attivazione della capacità produttiva da rinnovabili sono causati anche dalla lentezza degli “allacci” alla rete; occorre, quindi, intervenire in modo altrettanto deciso sulla rimozione delle inefficienze nelle procedure di allaccio alla rete.
Altro capitolo importante è l’autoproduzione di energia elettrica. A tal fine, sono opportune misure per stimolare la creazione di reti di imprese finalizzate alla realizzazione di impianti da fonti rinnovabili; inoltre, promuovere e sostenere le Comunità energetiche rinnovabili, facilitando la partecipazione anche delle micro e piccole imprese.
Infine, è necessario ridurre gli oneri generali di sistema, quanto meno sulle imprese nei settori ad alta intensità energetica che sono anche strategici per le principali filiere produttive (es. acciaio e alluminio). A tal fine vanno approfondite modalità eque di spostamento degli oneri per finanziare le rinnovabili sulla fiscalità generale o l’utilizzo di entrate straordinarie nel Bilancio dello Stato a vantaggio selettivo di produzioni considerate strategiche per la competitività di tutto il sistema industriale.
Nel medio e lungo termine, occorre in primo luogo arrivare al disaccoppiamento del prezzo dell’elettricità da quello del gas. Le questioni da risolvere sono complesse: occorre modificare le regole di mercato a livello Europeo; garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, in particolare nelle fasi di picco della domanda; tenere conto dei vincoli derivanti dai flussi internazionali. Ci vorrà, quindi, tempo, ma questa è una misura strutturale dalla quale non si può prescindere.
Serve, infine, una spinta decisa ad aumentare fortemente l’offerta di elettricità prodotta in Italia da fonti a basso costo; a tal fine, oltre ad accelerare sul solare, idroelettrico e sulle bioenergie, è strategico avviare da subito un ambizioso programma di sviluppo della produzione da fonte nucleare.
[1] Si veda ENEA: Analisi trimestrale del sistema energetico italiano – I semestre 2025, n. 2/2025.
[2] Si fa riferimento precisamente al PUN.
[3] La stima è basata sui dati Eurostat e GME.
[4] Sono classificati come consumatori “non household”, acquirenti con un consumo annuo tra i 500 MW/h e i 2000 MW/h.
[5] Si veda IEA: ea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=ITALY&fuel=Energy%20supply&indicator=ElecGenByFuel.
[6] Si veda GME, Gestore mercati energetici – statistiche MGP-Gas, https://www.mercatoelettrico.org/it-it/Home/Esiti/Gas/MGP-GAS/Statistiche/Sintesi.
[7] Si veda https://www.arera.it/area-operatori/prezzi-e-tariffe/oneri-generali-di-sistema-e-ulteriori-componenti, 26 novembre 2025.
[8] Si veda Eurostat (2025 Electicity price statistics, October 2025, pag. 11.
