L’Italia arriva all’inverno con una polizza che molti dei suoi vicini non hanno. Gli stoccaggi di gas hanno superato l’82% del riempimento, quasi 20 punti sopra la media europea ferma intorno al 63%. Significa avere più gas già disponibile nei depositi, poter affrontare meglio i picchi di domanda invernali e, soprattutto, ridurre la necessità di correre su un mercato (caro) quando tutti gli altri Paesi europei potrebbero trovarsi a fare la stessa cosa. Ma c’è un paradosso. Tutto questo protegge in toto l’Italia dalla scarsità di gas, ma in parte dai picchi di prezzo. Perché il gas non è un mercato nazionale: il riferimento è europeo e il prezzo si forma sul Ttf. Se l’Europa arrivasse all’inverno con stoccaggi troppo bassi, la pressione, a un certo punto, si trasmetterebbe anche all’Italia. Fino a dove ci protegge quindi questa polizza fisica degli stoccaggi?
Le dimensioni del rischio
Per capire la dimensione del rischio dobbiamo guardare ai numeri. Con un consumo italiano annuo nell’ordine dei 60-61 miliardi di metri cubi, equivalenti a circa 640 TWh, ogni 10 euro in più per MWh applicati all’intero consumo varrebbero circa 6,4 miliardi di euro. Nel caso estremo, ma indicato da alcuni analisti, nel quale il prezzo passasse dagli attuali 68 euro a 100 euro per MWh, l’aumento di 32 euro, applicato all’intero consumo annuo italiano, avrebbe un valore teorico di circa 20,5 miliardi. A 120 euro lo shock salirebbe a circa 33,3 miliardi. A 150 euro arriverebbe a circa 52,5 miliardi.
Attenzione però, questi numeri non rappresentano una previsione della bolletta nazionale, ma la dimensione potenziale dello shock di prezzo sul sistema. In caso di rialzi, infatti, una parte del gas viene presa dagli stoccaggi e un’altra è già in cascina essendo stata acquistata attraverso un’altra importante “polizza” che mettono in campo le compagnie energetiche (da Enel a Edison passando per A2A), ovvero contratti a termine che permettono di stoccare il gas a prezzi più bassi e meno volatili. I rialzi di prezzo sarebbero dunque compensati.
La competizione con l’Asia
Gli stoccaggi, dunque, faranno la differenza non eliminando lo shock, ma attenuandolo. Se il gas è già nei depositi, il sistema può utilizzare una parte della scorta invece di acquistarlo tutto sul mercato nel momento in cui il prezzo è più alto.
Il problema è che l’Italia non vive in un’isola energetica. Se l’Europa dovesse arrivare all’inverno con stoccaggi molto più bassi del normale, la competizione per il Gnl potrebbe intensificarsi. Asia ed Europa si troverebbero a contendersi gli stessi carichi e il prezzo dovrebbe salire abbastanza da ridurre la domanda e attirare più gas verso il continente. È lo scenario evocato anche dagli analisti di Goldman Sachs: se le esportazioni di Gnl dal Medio Oriente dovessero tornare alla normalità soltanto gradualmente fino al 2027, i prezzi europei potrebbero dover superare i 100 euro per MWh per riequilibrare domanda e offerta.
L’Italia arriva alla stagione fredda con tre importanti vantaggi: stoccaggi pieni, contratti a lungo termine e approvvigionamenti diversificati. Ma se il Ttf dovesse stabilmente salire verso i 100-120 euro, una parte dello shock arriverebbe comunque nell’industria, nella generazione elettrica e nelle bollette. Insomma, l’Italia – a differenza degli altri Paesi Ue – ha fatto i compiti a casa. Ha riempito i serbatoi mentre l’Europa è rimasta indietro. Quando arriverà l’inverno, la domanda non sarà se avremo abbastanza gas, ma quanto ci costerà quello che manca agli altri. L’equilibrio è sottile.
La struttura della domanda
La necessità di avere una riserva robusta è ancora più evidente guardando alla struttura della domanda italiana. A luglio i consumi di gas sono saliti a 4,4 miliardi di metri cubi, il 7% in più rispetto allo stesso mese del 2025. A spingere la domanda è stato soprattutto il settore termoelettrico, cresciuto del 17%, in un mese segnato dalle ondate di calore e dalla maggiore richiesta di elettricità. La generazione a gas è aumentata di 2,1 TWh, pari al 18%, arrivando a coprire circa il 41% della domanda elettrica. Il termoelettrico ha compensato, con le importazioni dall’estero, la minore produzione idroelettrica e la debolezza dell’eolico.
Il dato che emerge dallo studio Polaris racconta un cambiamento strutturale.
Flessibilità
Il gas non è più solo la fonte che scalda case e imprese. È sempre più una fonte di flessibilità del sistema elettrico. Nei primi sette mesi dell’anno la domanda complessiva di gas è cresciuta dell’1%, raggiungendo 37,5 miliardi di metri cubi. Ma dietro questo dato si muovono dinamiche molto diverse: i consumi del residenziale e del terziario sono diminuiti dell’1%, mentre quelli destinati alla produzione elettrica sono aumentati del 6%. In altre parole, mentre le rinnovabili aumentano, cresce anche la necessità di avere una fonte capace di intervenire quando sole, vento e acqua non sono sufficienti o quando la domanda elettrica esplode. Il gas sta cambiando ruolo: meno fonte di base, più assicurazione del sistema elettrico. E proprio per questo gli stoccaggi assumono un valore strategico che va oltre il tradizionale inverno. Sono una riserva di flessibilità per un sistema elettrico nel quale la domanda è sempre più volatile.
L’asso diversificazione
Ma come siamo stati in grado di eccellere con le riserve? L’altro asso nella manica dell’Italia è quello della diversificazione degli approvvigionamenti. A luglio, nonostante l’aumento della domanda, il gas immesso nella rete nazionale è rimasto stabile rispetto allo stesso mese del 2025, con una flessione dello 0,2%. Il sistema ha compensato la riduzione di alcuni flussi con l’aumento di altri. Da Tarvisio, il punto di ingresso del Nord-Est, sono arrivati 0,3 miliardi di metri cubi in più. Da Mazara del Vallo i flussi sono aumentati di 0,1 miliardi di metri cubi, pari all’8%. A scendere sono stati invece i flussi di Passo Gries (-9%), e quelli di Gnl, calati a luglio del 7%.
Gnl essenziale
Il Gnl resta tuttavia una componente essenziale. Nel periodo gennaio-luglio le importazioni di gas liquefatto sono aumentate del 2%, mentre la nuova Fsru di Ravenna ha aggiunto ulteriore capacità dopo l’entrata in esercizio nel maggio 2025. A questo si aggiunge la crescita del biometano, la cui produzione nei primi sette mesi è aumentata del 34%. La fotografia è quindi quella di un Paese che può contare su pipeline, Gnl, stoccaggi e una quota crescente di gas rinnovabile. Una diversificazione che riduce la dipendenza da una singola rotta o da un singolo fornitore. E che solo quattro anni fa l’Italia poteva solo sognare.
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