Il meccanismo del prezzo marginale fa sì che il costo del gas determini quello di tutta l’elettricità

Nel 2026, in Italia, il gas ha fissato il prezzo all’ingrosso dell’elettricità nell’89% delle ore. È un dettaglio tecnico che racconta meglio di qualsiasi analisi perché il paese paga i prezzi più alti tra le principali economie dell’Unione e perché, nonostante abbia un disperato bisogno di rinnovabili per uscire dalla morsa del gas, la costruzione di nuovi impianti eolici procede al rallentatore.

Il dominio del gas: un meccanismo di mercato costoso

Ma cosa significa, tecnicamente, quella percentuale? Nel mercato all’ingrosso europeo il prezzo dell’elettricità viene fissato con il sistema del prezzo marginale: in ogni ora della giornata, tutte le centrali vendono l’energia allo stesso prezzo, che è quello dell’ultimo impianto chiamato a coprire la domanda residua. È la logica del “merit order”: entrano prima le fonti a costo marginale zero — eolico, solare, nucleare — e via via si accendono le centrali più costose finché la domanda non è soddisfatta.

In Italia, quel margine lo fa quasi sempre il gas. Secondo i dati di Ember, nell’89% delle ore del 2026 il prezzo è stato determinato proprio da una centrale a metano. Significa che anche quando il fabbisogno è coperto in gran parte da fonti rinnovabili — e in Italia la penetrazione di eolico e fotovoltaico non è trascurabile — basta l’ultimo megawattora prodotto col gas a trascinare verso l’alto il prezzo di tutta l’energia scambiata in quell’ora. Il risultato si vede in bolletta: nei primi quattro mesi del 2025, il prezzo medio all’ingrosso ha raggiunto 136,2 €/MWh, il valore più alto tra i grandi paesi UE. Un livello che ha compresso i margini delle imprese e alimentato l’inflazione energetica per le famiglie.

E mentre il gas detta legge, il conto lo pagano i consumatori. Non è una questione di capacità installata: il problema è che la domanda italiana, strutturalmente elevata per via dell’industria manifatturiera e della climatizzazione estiva, richiede quasi sempre l’intervento delle centrali termoelettriche per coprire i picchi. E quelle centrali, in Italia, vanno quasi esclusivamente a gas.

Il divario con la Spagna e la dipendenza energetica

Non è un destino ineluttabile. La Spagna, con un mix di rinnovabili paragonabile a quello italiano per quota percentuale, vede il gas influenzare il prezzo solo nel 15% delle ore, sempre secondo i dati Ember. La differenza sta nella potenza ferma disponibile e nella capacità di stoccaggio: Madrid ha investito massicciamente in cicli combinati flessibili e in pompaggi idroelettrici, strumenti che permettono di assorbire i picchi senza dover ricorrere sistematicamente al metano.

Il confronto numerico è impietoso: il divario tra i prezzi italiani e quelli spagnoli è del +68% a sfavore dell’Italia. Una forbice che si allarga quando il prezzo del gas sui mercati internazionali sale, perché l’Italia è esposta molto più della Spagna alle quotazioni del TTF di Amsterdam. Non è un caso: nel 2023, secondo Eurostat, l’Italia ha importato il 74,8% dell’energia consumata, il tasso più alto tra i principali paesi europei. Con una produzione nazionale così esigua, ogni oscillazione del prezzo del gas si trasmette direttamente al sistema elettrico.

Eppure, mentre altri corrono, l’Italia arranca. Tra il 2005 e il 2023, la produzione di energia rinnovabile italiana è cresciuta in media del 5% annuo: un ritmo inferiore a quello della Germania (8,4%), della Spagna (7%) e persino della Francia (5,3%), che pure partiva da una base nucleare già ampia e aveva meno urgenza di diversificare. Cosa frena la Penisola rispetto ai competitor?

Autorizzazioni e colli di bottiglia: il freno invisibile

La risposta sta in un processo autorizzativo che gli esperti descrivono con tre aggettivi: lungo, oneroso, frammentato. Già nel 2020 WindEurope segnalava che l’Italia aveva problemi strutturali nel rilasciare i permessi per i parchi eolici, con un iter che coinvolge una molteplicità di enti — Soprintendenze, Regioni, Province, Comuni — ciascuno con potere di veto o di richiesta di integrazioni. Il risultato è che una pala eolica in Italia può impiegare anche cinque o sei anni per ottenere tutte le autorizzazioni necessarie, contro i due-tre anni della media europea.

A questo si sommano i colli di bottiglia della rete. I ritardi nelle autorizzazioni e le strozzature della rete di trasmissione hanno rallentato l’espansione rispetto a Spagna e Germania. Il paradosso è che in molte aree del Sud Italia — dove la risorsa eolica è più abbondante — la rete non ha la capacità di accogliere nuova potenza, e i progetti restano bloccati in attesa dei potenziamenti infrastrutturali promessi da Terna. Nel frattempo, gli sviluppatori accumulano pratiche e i cantieri non partono.

Il combinato disposto è un cortocircuito che si autoalimenta: meno rinnovabili entrano in esercizio, più il sistema resta agganciato al gas per coprire i picchi di domanda, più il prezzo marginale si mantiene alto. È un circolo vizioso che solo uno sblocco amministrativo può interrompere. Le tecnologie sono mature, i costi dell’eolico e del fotovoltaico sono ai minimi storici, i capitali ci sono. Manca la capacità di trasformare i progetti in impianti funzionanti in tempi ragionevoli.

Senza un cambio di passo sulle autorizzazioni e sugli investimenti di rete, l’Italia resterà intrappolata in un sistema costoso e vulnerabile alle oscillazioni del prezzo del metano. E la competitività del sistema produttivo italiano, che già sconta un differenziale di costo energetico rispetto ai partner europei, continuerà a perdere terreno.