Un report IEEFA rivela che le famiglie italiane sono le più esposte ai rincari dovuti alla crisi in Medio Oriente. I sussidi tengono in vita le centrali inquinanti e frenano il calo dei prezzi, mentre l’elettricità vola a causa del gas.
Le famiglie italiane si preparano a subire il colpo più durissimo d’Europa sul fronte dei costi energetici: la dipendenza dal gas per la produzione elettrica rischia di gonfiare le bollette nazionali fino a 128 euro in più all’anno. È questo il dato allarmante che emerge da un’analisi condotta dall’IEEFA (Institute for Energy Economics and Financial Analysis), pubblicata oggi, secondo cui l’intera Europa affronta una potenziale stangata media tra gli 80 e i 100 euro per nucleo familiare, con picchi che raggiungono i 120 euro nel resto del continente.
I dati provengono dal report firmato dall’analista Jonathan Bruegel, che mette a nudo la fragilità del sistema elettrico europeo di fronte alle tensioni geopolitiche in Medio Oriente. La ricerca evidenzia come l’Italia sia la nazione più vulnerabile del blocco a causa di un mix letale tra la struttura della formazione dei prezzi e la forte dipendenza dalle forniture di GNL provenienti dal Golfo Persico.
L’ITALIA IN CIMA ALLA CLASSIFICA DEI RINCARI EUROPEI
Nello scacchiere dei rincari, l’Italia occupa la posizione più scomoda. IEEFA stima che, a causa di un aumento del 60% dei prezzi all’ingrosso rispetto ai livelli precedenti a febbraio 2026, la spesa per l’elettricità di una famiglia media italiana salirà di una cifra compresa tra i 113 e i 128 euro.
Questo incremento si somma a tariffe che erano già sensibilmente elevate rispetto ai parametri storici pre-2021. La vulnerabilità italiana è alimentata da due fattori che si autoalimentano: da un lato, il gas naturale continua a dominare la formazione del prezzo dell’energia elettrica nella maggior parte delle ore del giorno; dall’altro, il Paese ha storicamente fatto affidamento sul Qatar per circa un terzo delle proprie forniture di gas naturale liquefatto (GNL). Di fatto, il blocco militare nel Golfo di Oman si traduce quasi istantaneamente in un aggravio della bolletta per i consumatori della penisola.
LA REAZIONE A CATENA DAL GOLFO PERSICO ALLE BOLLETTE
Sebbene il conflitto in corso venga spesso raccontato come una crisi legata esclusivamente al petrolio, per i consumatori europei si tratta di una vicenda che tocca direttamente la corrente elettrica. Esiste infatti una catena corta che lega lo stretto di Hormuz al contatore di casa. Circa un quinto del commercio globale di GNL transita attraverso questo stretto, quasi interamente proveniente dal Qatar.
Con la chiusura effettiva di questa via marittima, gli acquirenti asiatici si spostano aggressivamente verso altri fornitori, innescando una competizione globale che fa impennare i prezzi d’importazione in Europa, a prescindere dalla provenienza fisica del gas che arriva nei nostri porti. Il benchmark europeo, il TTF, ha registrato un’impennata sopra i 60 euro per megawattora (MWh) a marzo, per poi assestarsi tra i 41 e i 42 euro grazie ai tentativi di cessate il fuoco, ma i valori restano comunque superiori del 20% rispetto a un anno fa.
SCORTE AL MINIMO E RENDIMENTI ENERGETICI
Un altro segnale di allarme è rappresentato dallo stato degli stoccaggi. L’Europa è entrata nella stagione di iniezione primaverile con i depositi al 28%, un dato sensibilmente inferiore al 35% registrato nello stesso periodo del 2025. Per raggiungere gli obiettivi di sicurezza del 2026, l’Agenzia dell’UE per la cooperazione fra i regolatori dell’energia stima che servirebbe un incremento del 13% nelle importazioni di GNL, una previsione giudicata ottimistica dagli analisti. Il legame tra gas ed elettricità resta ferreo: le centrali consumano circa 1,7-1,8 unità di gas per generare una singola unità di elettricità.
Di conseguenza, ogni aumento di 10 euro sul costo del gas aggiunge automaticamente 17-18 euro al costo della generazione marginale. Wood Mackenzie osserva inoltre che la scarsa flessibilità del mix produttivo europeo limita le possibilità di “cambio combustibile”: un aumento del 77% del prezzo del gas riduce la generazione termica solo del 5%.
IL CONFRONTO CON IL RESTO DEL CONTINENTE
Oltre all’Italia, i Paesi più esposti sono l’Irlanda e il Regno Unito, anch’essi fortemente dipendenti dal gas per il settore elettrico. La Germania si colloca in una posizione intermedia: nonostante la crescita delle rinnovabili, la quota di generazione a gas non è calata significativamente a causa dell’uscita dal nucleare e del lento addio al carbone. Secondo Wood Mackenzie, il ruolo del gas nel definire i prezzi tedeschi è destinato addirittura a crescere entro il 2030.
Diversa la situazione in Francia, dove il parco nucleare costruito tra il 1977 e il 1999 funge da parziale scudo contro i picchi, sebbene i prezzi all’ingrosso siano comunque aumentati del 45%, dimostrando che l’atomo da solo non può annullare gli shock. I modelli virtuosi sono rappresentati dalla Spagna, che grazie a investimenti strutturali in eolico e solare ha indebolito il legame tra gas ed elettricità, e dalla Svizzera, dove l’idroelettrico domina quasi costantemente la formazione dei prezzi.
IL PARADOSSO DEI SUSSIDI E IL SISTEMA MARGINALE
La vulnerabilità europea non è un problema di fornitura o di design del mercato, ma una questione strutturale. Il sistema del “merit order” funziona correttamente, ma il gas rimane troppo spesso l’ultima unità dispacciata perché viene mantenuto artificialmente in vita. IEEFA denuncia come i meccanismi di capacità, i sussidi per le nuove turbine a ciclo combinato e vari aiuti di Stato mascherati stiano sostenendo impianti che, se esposti solo ai prezzi di mercato, sarebbero in perdita e uscirebbero naturalmente dalla rete.
In nazioni come Italia e Germania, il gas imposta il prezzo marginale per un periodo che va dalle poche centinaia fino a 1.500 ore all’anno, ma questa presenza è sufficiente a trascinare verso l’alto la media annuale dei prezzi all’ingrosso. La soluzione, conclude Bruegel, non è ridisegnare il mercato elettrico, ma avere il coraggio politico di smettere di sostenere capacità a gas non economiche, puntando invece su stoccaggio e flessibilità della domanda per colmare i vuoti lasciati dalle rinnovabili.
