Il prezzo medio dell’elettricità nel 2025 è stato il più alto dell’Unione Europea, nonostante le rinnovabili coprano quasi la metà

Nell’arco di una sola stagione termica, il rigassificatore galleggiante ormeggiato al largo di Ravenna ha contribuito a ridisegnare la geografia degli approvvigionamenti energetici italiani. Stando ai dati raccolti dalla Commissione europea nel bilancio del REPowerEU in Italia a quattro anni dal lancio, nel 2025 le importazioni di gas da Mosca rappresentavano meno del 3% del fabbisogno nazionale — circa 1,5 miliardi di metri cubi di GNL, con volumi via gasdotto ormai trascurabili. Era il 45% nel 2022. Una curva di discesa che ha pochi equivalenti in Europa e che deve molto a una scelta tecnica precisa: puntare sulla capacità di rigassificazione nazionale, aggiungendo terminali galleggianti in punti strategici della costa.

La scelta del GNL: un anno di Ravenna

Il terminale FSRU di Ravenna è entrato in servizio a maggio 2025, stando a quanto comunicato da Snam, e i suoi effetti si sono visti subito. I dati operativi consolidati del gruppo per il primo trimestre 2026 parlano chiaro: gli asset integralmente consolidati — Piombino, Panigaglia, Ravenna e, da marzo 2026, anche Livorno — hanno rigassificato complessivamente 2,34 miliardi di metri cubi di GNL, con un incremento di 1,18 miliardi rispetto allo stesso periodo del 2025. È più del doppio in dodici mesi.

La differenza l’ha fatta proprio Ravenna. Senza quel terminale, i volumi di GNL immessi nella rete italiana non avrebbero potuto compensare il progressivo spegnimento dei flussi via gasdotto dalla Russia. Il meccanismo è relativamente semplice: una nave rigassificatrice riceve il gas naturale liquefatto trasportato via mare, lo riporta allo stato gassoso e lo immette direttamente nella rete nazionale. Il vantaggio è la flessibilità — puoi comprare GNL da Qatar, Algeria, Stati Uniti, senza vincoli geografici. Lo svantaggio è il costo: la catena del GNL, dalla liquefazione al trasporto alla rigassificazione, ha un’impronta economica superiore a quella del gas via tubo. Ma in un contesto di emergenza geopolitica, l’equazione costi-benefici cambia radicalmente.

Sul fronte europeo, il quadro è altrettanto netto. Nel 2022 il 45% delle importazioni di gas dell’Unione arrivava dalla Russia; nel 2025 quella quota è scesa al 12%. Ancora più drastica la riduzione sul petrolio: le importazioni europee di greggio russo sono crollate dal 27% di inizio 2022 al 2% del 2025. L’Italia, con il suo 3% di gas russo sul totale, ha fatto meglio della media UE di un fattore quattro.

Il paradosso dei prezzi

Eppure, i numeri della bolletta elettrica raccontano una storia diversa. Nel 2025 il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità in Italia ha toccato i 116 euro per MWh, il valore più alto tra i 27 paesi dell’Unione, contro una media europea di 85 euro per MWh. Un divario di 31 euro per MWh che stride con due fatti apparentemente favorevoli: la dipendenza dal gas russo è praticamente azzerata e la penetrazione delle rinnovabili è superiore alla media continentale. Sempre stando ai dati della Commissione europea, nel 2025 le fonti rinnovabili hanno coperto il 47,7% della produzione elettrica nazionale.

Come si spiega questo paradosso? La risposta non sta in una singola variabile ma nella struttura dei costi di sistema. Il prezzo all’ingrosso dell’elettricità in Europa si forma ancora in gran parte sul meccanismo del mercato marginalista: il prezzo è determinato dall’ultimo kilowattora immesso in rete, quasi sempre prodotto da centrali a gas. Se il gas — anche quello non russo — costa caro, il prezzo dell’elettricità resta alto a prescindere da quanta rinnovabile hai installato. L’Italia paga inoltre un differenziale infrastrutturale: la rete di trasmissione, le congestioni zonali, gli oneri di dispacciamento e la necessità di mantenere capacità di backup termoelettrica pesano sul prezzo finale più che in altri paesi europei con reti meglio interconnesse o con mix di generazione più omogenei.

C’è poi un elemento di mercato. L’alta penetrazione di rinnovabili non programmabili — eolico e fotovoltaico — crea volatilità: nelle ore di massima produzione i prezzi crollano, ma nelle ore serali o invernali, quando la domanda resta alta e il sole non c’è, il gas torna a fare da price setter. Il risultato è che il prezzo medio annuo rimane elevato anche se per diverse ore al giorno l’energia costa quasi zero. Le importazioni europee di petrolio e gas dalla Russia possono anche essersi contratte in modo strutturale — dal 45% al 12% per il gas, dal 27% al 2% per il petrolio tra il 2022 e il 2025 — ma il mercato elettrico italiano non ha ancora gli strumenti per tradurre questa indipendenza in un vantaggio di prezzo per consumatori e imprese.

Cosa resta da fare per l’operatore

Per chi opera sul campo — gestori di impianti, utility, operatori di rete — la transizione si misura in cantieri e incentivi. Il PNRR italiano mobilita complessivamente 194,4 miliardi di euro, dei quali 39,3 miliardi destinati all’energia e 7,21 miliardi riconducibili al capitolo REPowerEU. Sono risorse che finanziano nuova capacità rinnovabile, accumuli, potenziamento della rete e interventi di efficienza. La direzione è tracciata. Quello che manca, al momento, è il raccordo tra l’accelerazione infrastrutturale e il meccanismo di formazione dei prezzi: migliorare il primo senza intervenire sul secondo significa continuare a produrre energia più pulita che però resta la più cara d’Europa.

La transizione è in corso, e i numeri del 2025 lo dimostrano. Ma il conto in bolletta per consumatori e imprese è ancora lontano dal riflettere i progressi fatti. Finché il prezzo marginale dell’elettricità resterà ancorato al costo del gas — qualsiasi gas — l’indipendenza energetica resterà un traguardo tecnico, non ancora economico.