La fotografia scattata dalla Commissione UE nel suo report ‘REPowerEU Four Years on: Italy’. Sul fronte dell’indipendenza dalle fonti fossili russe, l’import della Penisola di gas russo è crollato al 3 per cento, ma i combustibili fossili continuano a rappresentare il 52,3 per cento della produzione elettrica del Paese.
Il quadro europeo: la grande diversificazione
A quattro anni dal lancio di REPowerEU, il piano strategico varato a maggio 2022 in risposta all’invasione russa dell’Ucraina, la mappa energetica dell’Unione Europea ha subito una metamorfosi strutturale senza precedenti.L’obiettivo originario del framework comunitario era netto: azzerare la dipendenza del Continente dai combustibili fossili provenienti da Mosca attraverso una triplice direttrice basata sul risparmio energetico, la diversificazione degli approvvigionamenti e un’accelerazione senza sosta sul fronte delle fonti rinnovabili.
Il parametro più macroscopico del successo di questa strategia collettiva è rappresentato dal crollo verticale delle importazioni di gas naturale originario della Russia. Nel 2022, alla vigilia della crisi energetica, la quota di gas russo sul totale dell’import comunitario si attestava a un pesante 45 per cento. Le rilevazioni fotografano una contrazione strutturale che ha ridotto tale volume a un marginale 12 per cento complessivo.
Questo decremento è il risultato diretto di una duplice azione: da un lato, l’efficientamento dei consumi interni e la contrazione della domanda industriale e civile; dall’altro, l’immediata attivazione di canali di fornitura alternativi, con un focus massiccio sull’importazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) proveniente dagli Stati Uniti e dai paesi del Golfo, oltre al potenziamento dei corridoi infrastrutturali via tubo dal Nord Africa e dal Mare del Nord.
Ancor più radicale si è dimostrato l’intervento europeo sui combustibili fossili solidi e liquidi, dove i meccanismi sanzionatori coordinati da Bruxelles hanno impresso una svolta definitiva. Il carbone russo, storicamente pilastro della generazione termoelettrica pesante in diverse aree dell’Europa centro-orientale, è stato rimosso dal mix energetico dell’Unione Europea. Parallelamente, la dipendenza dalle forniture di greggio e prodotti petroliferi da Mosca ha registrato una traiettoria di declino altrettanto netta.
Al netto delle singole specificità nazionali, il report dell’esecutivo comunitario evidenzia come la combinazione di una accresciuta capacità di rigassificazione e di un coordinamento normativo flessibile abbia evitato i temuti scenari di blackout industriali o di razionamento civile durante le stagioni invernali più dure del quadriennio.
La contrazione della domanda continentale di gas non è stata determinata esclusivamente da rallentamenti congiunturali dei comparti manifatturieri ad alta intensità energetica, ma è stata supportata in modo decisivo dall’adozione di misure di efficienza nei settori dell’edilizia pubblica e residenziale, oltre che da condizioni meteorologiche favorevoli che hanno mitigato i picchi stagionali di consumo.
La transizione energetica europea si trova ora in una seconda fase, dove la questione da affrontare non è più la gestione dell’emergenza e della sicurezza degli approvvigionamenti a breve termine, bensì la stabilizzazione dei costi e l’abbattimento strutturale dei prezzi sui mercati all’ingrosso, un terreno su cui emergono asimmetrie profonde tra i Ventisette, posizionando l’Italia in una situazione di marcata vulnerabilità economica.
FONTE DATI: “REPowerEU Four Years on” – Documento complessivo
La strategia di diversificazione italiana: l’addio a Mosca
L’Italia ha affrontato lo sganciamento energetico da Mosca registrando progressi sul fronte della sicurezza degli approvvigionamenti e della diversificazione delle rotte commerciali. Storicamente posizionata tra i paesi europei più esposti alle importazioni di metano siberiano, la Penisola ha completato una riconfigurazione radicale del proprio portafoglio di importazione, riuscendo a navigare senza interruzioni sistemiche la cessazione definitiva del transito di gas russo attraverso i corridoi terrestri dell’Ucraina, avvenuta il 1° gennaio 2025.
I volumi di combustibile russo diretti verso il mercato italiano si sono ridotti a quote marginali: nel corso dell’anno, l’importazione da Mosca è scesa sotto la soglia del 3 per cento del fabbisogno nazionale complessivo, traducendosi in appena 1,5 miliardi di metri cubi (bcm) di Gas Naturale Liquefatto (GNL), a fronte di flussi via gasdotto sostanzialmente azzerati.
Il pilastro fondamentale di questo riposizionamento geopolitico ed energetico risiede nell‘incremento dei flussi provenienti da fornitori alternativi e nell’apertura di nuove rotte commerciali.
L’Algeria ha assunto il ruolo strategico di primo fornitore di gas naturale per l’Italia tramite la dorsale del Transmed, affiancata dal contributo costante dell’Azerbaigian attraverso il gasdotto TAP nel corridoio meridionale. In parallelo, per compensare la perdita dei flussi stabili da Nord-Est, il Paese ha fatto massiccio ricorso al mercato globale del GNL, aumentando le importazioni via mare dal Qatar e dagli Stati Uniti.
Questa strategia ha richiesto un rapido potenziamento delle infrastrutture di sbarco e rigassificazione lungo le coste nazionali. Le unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione (FSRU) hanno ridefinito la geografia energetica del Paese: l’impianto di Piombino manterrà la sua operatività in Toscana fino alla metà del 2026, con un cronoprogramma che ne prevede il successivo trasferimento e riposizionamento nel porto di Savona, in Liguria, non prima del mese di ottobre 2026. Ad esso si è aggiunto il contributo dell’unità FSRU di Ravenna, entrata ufficialmente in funzione nel gennaio 2026.
Complessivamente, queste unità galleggianti mettono a disposizione del sistema energetico nazionale una capacità di rigassificazione combinata pari a 10 miliardi di metri cubi all’anno, garantendo una flessibilità operativa cruciale per la gestione degli stoccaggi e dei picchi di domanda invernali.
A fronte di una produzione nazionale di gas che è rimasta strutturalmente costante e marginale, oscillando intorno ai 3-4 miliardi di metri cubi all’anno e coprendo una quota minima dell’approvvigionamento totale, la vera valvola di sfogo del sistema è stata la contrazione complessiva della domanda interna. Tra agosto 2022 e novembre 2025, l’Italia ha ridotto la propria richiesta complessiva di gas naturale di una percentuale compresa tra il 18 e il 20 per cento.
Questo calo è il risultato combinato di più fattori: l’introduzione di misure strutturali di efficienza energetica nei settori civile e industriale, il succedersi di stagioni invernali dalle temperature eccezionalmente miti, la crescita progressiva della generazione elettrica da fonti rinnovabili e, in parte, le dolorose ma necessarie contrazioni e ottimizzazioni dei consumi operate dai comparti industriali energivori per far fronte alla fiammata dei costi di approvvigionamento.
Perché l’Italia ha l’elettricità più cara d’Europa?
Nonostante l’Italia abbia centrato gli obiettivi di diversificazione geopolitica e registrato progressi significativi nell’installazione di nuova capacità rinnovabile, il Paese si scontra con una dura realtà economica sul fronte dei costi dell’energia. L’analisi della Commissione Europea evidenzia un profondo paradosso strutturale: nel corso del 2025, il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità nella Penisola ha raggiunto i 116 €/MWh, posizionandosi come il valore più elevato dell’intera Unione Europea, dove la media ponderata dei Ventisette si è attestata invece a soli 85 €/MWh. Questo divario di costo rappresenta un fattore di forte svantaggio competitivo per il sistema produttivo nazionale.
Il motivo di questa anomalia risiede nel peso che i combustibili fossili continuano a esercitare sul mix di generazione elettrica nazionale. In Italia, le fonti fossili – e in particolare il gas naturale – continuano a coprire il 52,3 per cento della produzione complessiva di energia elettrica, rappresentando la quinta quota più elevata all’interno dell’Unione Europea.
Poiché il mercato elettrico europeo si basa sul meccanismo del prezzo marginale energetico, le centrali termoelettriche a gas, essendo quasi sempre le ultime a entrare in funzione per coprire il fabbisogno di rete, fissano il prezzo finale dell’elettricità per l’intera quota di mercato, annullando di fatto il beneficio economico dei bassi costi di generazione delle rinnovabili.
Prezzi dell'Elettricità e del Gas all'Ingrosso e al Dettaglio (Dati Consuntivi 2025)
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| Indicatore Energetico | Italia | Media UE |
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| Prezzo All'Ingrosso Elettricità | 116 €/MWh | 85 €/MWh |
| Prezzo Retail Elettricità (Famiglie)| 0,329 €/kWh | Superata Media |
| Prezzo Retail Elettricità (Imprese)| 203 €/MWh | 164 €/MWh |
| Prezzo Retail Gas (Famiglie) | 0,124 €/kWh | Superata Media |
| Quota Fossile nel Mix Elettrico | 52,3% | Quinta più alta |
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Una configurazione strutturale che rende l’Italia vulnerabile a forti picchi di prezzo in coincidenza con le ore di maggiore domanda giornaliera. Sebbene la crescente penetrazione dell’energia solare fotovoltaica sia riuscita ad abbattere sensibilmente i prezzi diurni nei momenti di massima insolazione, il sistema manifesta forti criticità nelle fasce orarie serali e nelle prime ore del mattino.
In concomitanza con il calo dell’output solare e la contemporanea ascesa della curva dei consumi civili e industriali, la limitata flessibilità delle fonti non fossili e la carenza di sistemi di accumulo costringono le centrali termiche convenzionali a gas a incrementare rapidamente e significativamente la loro produzione. Questo repentino sforzo di rampa delle centrali termoelettriche fa schizzare verso l’alto i prezzi di borsa proprio nelle ore di picco della domanda. Di conseguenza, lo spread medio dei prezzi in Italia si è attestato a 46 €/MWh, evidenziando una forte volatilità intrinseca nel mercato nazionale.
Per il tessuto industriale e manifatturiero, la situazione è altrettanto critica: i prezzi al dettaglio dell’energia elettrica per le imprese hanno raggiunto i 203 €/MWh, posizionandosi al terzo posto tra i più cari dell’UE e distanziando nettamente la media europea ferma a 164 €/MWh.
Esaminando la composizione della bolletta elettrica delle industrie, emerge come la componente legata ai costi all’ingrosso della materia prima rappresenti il 61 per cento del prezzo finale, mentre i costi per la gestione e il mantenimento delle reti pesano per il 10 per cento, i costi legati alla CO2 e al sistema ETS incidono per l’11 per cento e le tasse e gli oneri fiscali complessivi assorbono il restante 18 per cento del totale.
Il nodo infrastrutturale: scarsa interconnessione e saturazione della rete
La principale barriera tecnica che impedisce all’Italia di allinearsi ai costi energetici europei e di sfruttare appieno il potenziale delle fonti rinnovabili risiede nello stato delle sue infrastrutture di rete. I dati della Commissione Europea indicano che il livello di interconnessione elettrica della Penisola con i mercati esteri si attesta ad appena il 5,13 per cento.
Per poter traguardare l’obiettivo tecnico del 70 per cento di capacità transfrontaliera, Bruxelles sottolinea come sia urgente incrementare la trasparenza nella gestione degli elementi di rete e risolvere in via definitiva i vincoli di allocazione che limitano i flussi fisici di importazione verso l’area settentrionale (“Italy North”).
Accanto al deficit di collegamento con l’estero, l’infrastruttura di trasmissione interna si trova ad affrontare una severa crisi di saturazione, sotto la pressione di oltre 350 GW di richieste di connessione alla rete per nuovi impianti di generazione, rimaste a lungo bloccate nei colli di bottiglia delle procedure autorizzative. Per tentare di sbloccare questo stallo e velocizzare i tempi della transizione, nel febbraio 2026 l’esecutivo italiano ha approvato il Decreto Legge n. 21/2026, introducendo una corsia preferenziale che riduce a meno di 12 mesi i tempi di permitting per lo sviluppo dei progetti di trasmissione considerati strategici.
Questa riforma normativa risulta vitale per consentire la messa a terra del piano industriale di Terna, che prevede investimenti superiori ai 25 miliardi di euro entro il 2034. Tali risorse sono destinate a integrare in sicurezza 70 GW di nuova potenza rinnovabile e a contenere il fenomeno del curtailment (il taglio forzato della produzione di energia pulita non assorbibile dalla rete), un’efficienza mancata che nel solo 2025 si stima possa raggiungere la quota di 800 GWh di energia gettata al vento. Parallelamente, non meno critica appare la situazione delle reti di distribuzione locali in media e bassa tensione, che necessitano di circa 6 miliardi di euro di investimenti annuali costanti per essere ammodernate, digitalizzate e rese capaci di sostenere la crescita della generazione distribuita.
In questo scenario, il raggiungimento del target nazionale di stoccaggio energetico, fissato a 50 GWh entro il 2030, viene supportato dai meccanismi di mercato delle aste MACSE e dall’introduzione del nuovo quadro di dispacciamento TIDE, volto a incentivare i servizi di demand-response.
Attualmente, l’Italia può contare su una capacità di accumulo operativa di 9,04 GW, mentre è in corso una fase di consolidamento e ottimizzazione delle regole del mercato del bilanciamento che si estenderà fino al 2028. Sul fronte dei consumi finali, il completamento della diffusione dei contatori intelligenti di seconda generazione (2G), che ha raggiunto oltre il 95 per cento dei nuclei familiari, ha gettato le basi per una maggiore consapevolezza dei consumatori, favorendo l’adozione di contratti a prezzo dinamico e sostenendo lo sviluppo di una platea che conta circa 1,5 milioni di prosumer attivi sul territorio nazionale.
Focus territoriale: la Sicilia tra hub energetico e Fondi di Coesione
Nel contesto della transizione energetica nazionale delineata dal report REPowerEU, le regioni del Mezzogiorno, e in particolare la Sicilia, assumono una rilevanza centrale non solo come territori a elevata vocazione per la generazione da fonti rinnovabili, ma anche come destinatari strategici delle risorse finanziarie destinate alla coesione e allo sviluppo infrastrutturale.
L’analisi della Commissione Europea evidenzia come l’Italia disponga di uno stanziamento complessivo per i Fondi di Coesione pari a 26,3 miliardi di euro, all’interno del quale una quota stimata in circa 3,9 miliardi di euro è specificamente allocata al supporto dei settori energetici. In questo quadro di programmazione, i Programmi Operativi Regionali (POR) della Regione Siciliana vengono esplicitamente indicati, insieme a quelli di Lombardia, Lazio ed Emilia-Romagna, come gli strumenti territoriali dotati di dotazioni finanziarie dedicate a sostenere le priorità energetiche concordate con Bruxelles.
A livello nazionale, la ripartizione di questi fondi si articola su quattro grandi linee di intervento che trovano una declinazione diretta sul territorio siciliano: 1,4 miliardi di euro sono destinati all’efficienza energetica negli edifici civili, 1 miliardo è indirizzato all’efficientamento del tessuto industriale, 700 milioni sostengono lo sviluppo delle energie rinnovabili e altri 700 milioni sono focalizzati sull’implementazione di sistemi energetici intelligenti e reti smart.
A queste risorse si affiancano le dotazioni del programma nazionale “Ricerca e Competitività 21-27”, che riserva 307 milioni di euro per l’efficienza energetica nelle Piccole e Medie Imprese e 166 miliori specificamente orientati allo sviluppo dell’energia solare.
Il tassello più significativo per l’Isola riguarda lo stanziamento di 256 milioni di euro riservato alla nuova priorità strategica degli interconnettori energetici. La Sicilia, grazie alla sua posizione geografica e ai suoi elevati livelli di irraggiamento solare e ventilazione, esprime un potenziale di produzione di energia pulita ampiamente superiore al proprio fabbisogno di consumo locale.
Tuttavia, l’attuale debolezza della rete di trasmissione rischia di trasformare questa ricchezza in un’efficienza mancata a causa dei vincoli di rete che impongono frequenti riduzioni della produzione (curtailment). Gli investimenti dedicati ai nuovi interconnettori risultano indispensabili per finanziare i grandi progetti di collegamento sottomarino e terrestre, finalizzati a trasferire l’energia rinnovabile prodotta nel canale di Sicilia e sul territorio regionale verso i grandi centri di consumo industriale del Nord Italia e del resto d’Europa.
Questa centralità si riflette anche nelle scelte di rimodulazione finanziaria effettuate dal Paese: nell’ambito della revisione di metà termine delle politiche di coesione, l’Italia è stato il Paese membro che ha effettuato il più consistente travaso di risorse verso le priorità energetiche, riallocando ben 396 milioni di euro e modificando sette programmi nazionali e regionali per accelerare la spesa in infrastrutture critiche.
I ritardi di Roma: edilizia e politiche sociali al palo
Se sul fronte della diversificazione delle rotte del gas e dell’avanzamento tecnologico dei contatori l’Italia ha mostrato dinamismo, il report della Commissione Europea solleva rilievi critici riguardo ad alcuni ritardi accumulati da Roma nell’adozione dei piani strategici obbligatori richiesti dalla normativa comunitaria.
Il primo e più urgente sollecito indirizzato alle autorità italiane riguarda la mancata presentazione del Piano Nazionale di Ristrutturazione degli Edifici.
Si tratta di un tassello normativo fondamentale, previsto dalla versione rifusa della Direttiva sulla prestazione energetica nell’edilizia (EPBD, nota come direttiva “Case Green”), volto a tracciare un percorso di decarbonizzazione del patrimonio immobiliare. La Commissione ricorda che il settore dell’edilizia civile è responsabile da solo del 37 per cento dei consumi energetici complessivi dell’Italia, ponendosi come una delle principali fonti di emissione e di spreco termico a causa dell’obsolescenza media degli immobili. Nonostante il Paese abbia beneficiato di ingenti risorse all’interno del proprio Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – che destina all’energia ben 39,3 miliardi di euro sui 194,4 miliardi totali, includendo il finanziamento di programmi di efficientamento abitativo come il Superbonus – la definizione di una strategia di lungo termine per l’edilizia residenziale rimane priva di una programmazione ufficiale e prevedibile.
Il report sottolinea come il mancato invio di questo documento blocchi la possibilità di attivare i finanziamenti, che l’Italia potrebbe utilizzare per sostenere investimenti diffusi nell’efficienza energetica degli edifici residenziali pubblici e privati, contribuendo a generare risparmi strutturali sulle bollette e offrendo una protezione reale alle famiglie vulnerabili durante la delicata fase di uscita dai combustibili fossili.
I fondi e le risorse non mancano: serve una strategia e le riforme giuste
Il quadro delineato dalla Commissione Europea restituisce l’immagine di un’Italia che necessita di correre sul fronte della transizione ecologica ed energetica. Da un lato, il Paese ha dimostrato una notevole reattività strategica nel superare la dipendenza dal gas russo, riducendo l’import a quote minime e potenziando la propria infrastruttura di rigassificazione in tempi rapidi, mentre la quota di fonti rinnovabili ha superato la media dei Ventisette.
Dall’altro lato, persistono debolezze strutturali che si riflettono direttamente sui costi sostenuti da famiglie e imprese, ponendo l’Italia al vertice europeo per i prezzi dell’elettricità all’ingrosso e al dettaglio.
Il permanere dei combustibili fossili come tecnologia marginale di fissazione del prezzo, combinato con un tasso di interconnessione transfrontaliera fermo ad appena un terzo degli obiettivi europei e con forti colli di bottiglia interni, neutralizza i benefici economici della transizione.
I fondi e le risorse finanziarie a disposizione non mancano, data l’ampiezza degli stanziamenti previsti sia nell’ambito del PNRR, sia attraverso i Fondi di Coesione che vedono regioni come la Sicilia in prima linea nell’assegnazione di budget per reti intelligenti e nuovi interconnettori.
La vera sfida per l’Italia risiede nella capacità di tradurre le riforme semplificative, come il recente Decreto Legge n. 21/2026 sul permitting infrastrutturale, in cantieri ed opere fisiche capaci di sbloccare i 350 GW di richieste pendenti e ridurre il fenomeno dei tagli di produzione rinnovabile. Parallelamente, risulta indispensabile superare le inerzie amministrative che rallentano la presentazione a Bruxelles dei piani strategici sull’edilizia e sul sociale, sbloccando i 7 miliardi di euro del Fondo Sociale per il Clima. Solo superando questi deficit l’Italia potrà trasformare la sicurezza degli approvvigionamenti in competitività economica.
FONTE DATI: report ‘REPowerEU Four Years on: Italy’.
Nota metodologica report italiano
Il rapporto definisce i criteri di raccolta, analisi e armonizzazione dei dati utilizzati dalla Commissione Europea per valutare i progressi energetici italiani a quattro anni dal lancio del piano (2022-2026) .
L’architettura analitica del documento si basa sulle seguenti linee guida:
Fonti dei Dati e Armonizzazione: Il nucleo statistico dei macro-indicatori (come il mix energetico generale e quello elettrico) proviene dai database ufficiali di Eurostat . Questo garantisce l’omogeneità dei parametri di calcolo rispetto agli altri 26 Stati membri, applicando coefficienti standardizzati per la misurazione del consumo interno lordo di energia . I dati sulla capacità rinnovabile installata e la potenza dei singoli vettori (fotovoltaico, eolico, idrico) sono invece integrati e validati tramite i dataset globali di IRENA (Agenzia internazionale per le energie rinnovabili) .
Metriche dei Prezzi al Dettaglio e all’Ingrosso: I prezzi all’ingrosso dell’elettricità sono calcolati come medie ponderate basate sui mercati del giorno prima (day-ahead) relativi al consuntivo dell’anno 2025 . Per i prezzi al dettaglio (retail) di luce e gas, Eurostat adotta una metodologia semestrale standardizzata (riferita alla prima metà del 2025) applicata a specifiche bande di consumo: la banda DC per l’elettricità domestica, la D2 per il gas domestico, la ID per l’elettricità industriale e la 14 per il gas industriale . Per i consumatori non domestici, tasse e IVA recuperabili vengono scorporate per riflettere il costo reale aziendale .
Tracciamento Finanziario e Riforme: La sezione relativa ai finanziamenti e allo stato di avanzamento delle riforme e degli investimenti (come il Permitting o il piano Terna) si basa sul monitoraggio diretto condotto dalla Commissione Europea in cooperazione con il governo italiano, incrociando i target del capitolo REPowerEU del PNRR e la programmazione dei Fondi di Coesione regionali e nazionali 2021-2027 .
