La decarbonizzazione rallenta e i prezzi salgono. In estrema sintesi, è quanto emerge dalla nuova analisi del sistema energetico nazionale, incentrata sulla prima metà del 2025 dall’Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile (Enea).

In particolare, riguardo ai prezzi, quello dell’energia alla Borsa italiana (120 €/MWh media semestrale) è risultato doppio rispetto a quello di Spagna (62 €/MWh) e Francia (67 €/MWh). «Di fatto, ne risente la produzione industriale dei settori energy intensive, che resta inferiore di oltre il 10% rispetto a quella dell’intera industria manufatturiera, già sui minimi di lungo periodo», spiega Francesco Gracceva, il ricercatore Enea che cura l’aggiornamento trimestrale dell’analisi.

Nel periodo gennaio-giugno le fonti rinnovabili hanno registrato un forte calo della produzione idroelettrica (-20%) ed eolica (-12%), non compensato dall’aumento del fotovoltaico (+23%, +3,3 GW). I consumi di gas naturale sono stati invece sostenuti dal clima rigido del primo trimestre 2025, che ha spinto i consumi per il riscaldamento – col Governo che ha rimandato ancora il recepimento della direttiva europea sulle Case verdi, nata per promuovere l’efficientamento energetico degli edifici – e anche per soddisfare la domanda elettrica del terziario.

Nel primo semestre 2025 la domanda di gas in Italia ha registrato un’inversione di tendenza rispetto alla discesa intrapresa negli ultimi due anni, attestandosi a 33,7 mld m3, contro i 31 del I semestre 2024 (+8,7%). Resta ancora lontana dai picchi del 2022 (39 mld), va però notato che rispetto ai consumi medi 2017- 2022 (riferimento per l’obiettivo di riduzione del 15% incluso nel Regolamento Ue 2022/1369, poi esteso nel 2023), anche in Italia – come nell’Ue- nel periodo aprile 2024 – marzo 2025 i consumi di gas sono stati inferiori del 14%. Dunque anche in Italia è la prima volta che l’obiettivo non viene pienamente centrato, perché il calo era stato del 17% nel 2024, del 16% nel 2024.

Da dove arriva questo gas? Nella media semestrale il gas algerino è rimasto ancora la prima fonte di approvvigionamento (con un’incidenza di circa il 36% del totale), ma il Gnl è salito al 33,5%, ossia esattamente un terzo del totale, il valore storicamente più alto; a crescere è in particolare il Gnl proveniente dagli Stati Uniti, un trend destinato a continuare dopo l’accordo – su volumi comunque improbabili da raggiungere – siglato nei giorni scorsi da Donald Trump e Ursula von der Leyen. Nell’attuale nuova configurazione nazionale, i 2/3 dell’import sono quasi equamente spartiti tra gas algerino e Gnl, mentre la quota restante è anch’essa sostanzialmente suddivisa tra Nord Europa e Tap.

Come risultato, dopo due anni e mezzo tornano a crescere nel I semestre 2025 le emissioni di CO2 (+1,3%), nonostante i consumi energetici complessivi siano rimasti stazionari (gas +6%, petrolio -2%, generazione elettrica da rinnovabili -3%), con un trend negativo per la transizione energetica (-25%) misurato dall’indice Ispred elaborato dall’Enea. Un calo da attribuirsi soprattutto alla componente decarbonizzazione: «Nei prossimi cinque anni le emissioni di CO2 dovranno scendere del 6%, quasi il doppio di quanto fatto negli ultimi 3 anni. Se la traiettoria delle emissioni seguisse il trend degli ultimi 3 anni il target 2030 sarebbe raggiunto non prima del 2035», prosegue Gracceva.

Nel mentre in Europa, come mostra ad esempio la Penisola iberica, il prezzo dell’elettricità sui mercati all’ingrosso è spinto in basso grazie alla crescente penetrazione delle rinnovabili, tanto da risultare pari a zero o negativo per un numero di ore al giorno sempre più elevato, fino a un massimo in Spagna con oltre 6 ore al giorno in media.

«Si tratta – conclude Gracceva – di segnali di un eccesso di produzione di elettricità da fonti intermittenti, in primis il fotovoltaico, e di flessibilità non adeguata a gestire la variabilità delle rinnovabili. Ma è notevole come sul mercato italiano questi effetti risultino al momento radicalmente più contenuti, con prezzi zero solo nello 0,5% delle ore nella zona Sud, a conferma del persistente ruolo del gas nella fissazione dei prezzi sul mercato all’ingrosso».

Il problema in questi casi non è certo “l’eccesso” in sé di produzione rinnovabile, ma l’assenza di adeguati meccanismi di flessibilità, come precisato dall’Enea. Nel merito è utile ricordare come l’Agenzia europea dell’ambiente (Eea) abbia appena pubblicato un report che documenta come raggiungere gli obiettivi 2030 sulle rinnovabili significhi, per l’Italia, poter tagliare di due terzi il costo all’ingrosso dell’elettricità rispetto al 2023. «Allo stesso tempo – come spiegato ieri sulle nostre pagine da Agostino Re Rebaudengo – non possiamo pensare che sia possibile comprare l’energia elettrica a costo zero (o addirittura negativo) in modo strutturale: quando nel mix energetico sarà il fotovoltaico a diventare prevalente con un picco di produzione concentrato nelle quattro ore centrali della giornata, quell’energia non potrà essere sprecata o comprata a zero. Per questo è essenziale introdurre nella rete elettrica i sistemi di accumulo dell’energia i per assorbire i picchi di produzione, tipicamente generati dal fotovoltaico nelle ore più soleggiate, e rilasciarla nelle ore serali o notturne in cui il fotovoltaico non produce. A mio avviso i sistemi d’accumulo prevalenti saranno i Bess, perché la costante discesa nei prezzi delle batterie li renderà sempre più competitivi rispetto ai pompaggi idroelettrici».

Come argomenta Re Rebaudengo, l’obiettivo finale è quello di «lavorare per un mercato dove lo scenario prevalente sia concentrato sui contratti a lungo termine a prezzo fisso, come i Ppa o anche i Cfd, perché altrimenti diventa molto complicato realizzare i necessari investimenti in nuovi impianti rinnovabili come anche nel repowering dei vecchi; in questo modo si potrebbero anticipare i benefici per i cittadini in termini di minor costo dell’energia elettrica. Anche la stipula di Ppa da parte dell’amministrazione pubblica nelle sue varie articolazioni, a partire da Comuni, porterebbe vantaggi economici con ricadute concrete sui cittadini. Si tratta dunque di arrivare a un quadro di prevalenza dei contratti a lungo termine, affiancato a un mercato tradizionale come quello attuale, dove il costo dell’elettricità resterà fissato dal meccanismo del prezzo marginale».