Nel 2025, la dipendenza energetica dell’Italia dall’estero è risalita di 1,7 punti percentuali, con le importazioni nette tornate a rappresentare oltre tre quarti dell’energia complessivamente immessa nel sistema energetico nazionale.
I valori sono riportati nella relazione sulla situazione energetica nazionale del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (Mase), che così certifica ancora una volta la vulnerabilità strutturale del nostro sistema-Paese.
Anche se le importazioni nette di energia sono scese dell’1,4%, a 103,6 milioni di tep, la produzione nazionale è diminuita dello 0,5% e la disponibilità energetica lorda dell’1,7%. Il peso dell’estero è così aumentato dal 73,5% del 2024 al 75,2% del 2025, secondo il bilancio energetico Mase.
Ridurre i consumi o diversificare i fornitori di fonti fossili non coincide quindi automaticamente con una maggiore autonomia, che invece aumenta facendo crescere la produzione interna e riducendo il fabbisogno energetico attraverso efficienza ed elettrificazione.
Nel settore elettrico, l’anno scorso il fabbisogno è stato coperto per il 15% da importazioni nette, pari a 46,9 TWh. Gli impianti a gas hanno intanto generato il 46,3% dei 274,2 TWh prodotti in Italia, cioè circa 127 TWh.
Non solo, quindi, importiamo una quota significativa di elettricità che potrebbe essere ridotta da una maggiore produzione nazionale da fonti rinnovabili, accompagnata da accumuli e flessibilità, ma allo stesso tempo importiamo quasi tutto il combustibile della fonte che fornisce la quota maggiore della generazione nazionale.
Il gas è il fronte più esposto
La domanda italiana di gas è salita a 63,4 miliardi di metri cubi, il 2% in più del 2024. Le importazioni hanno raggiunto 61,6 mld mc, in aumento del 4%, mentre la produzione nazionale si è fermata a 3,4 miliardi. La dipendenza è rimasta così al 95%, nonostante la crescita del biometano da 388 a 427 milioni di mc, secondo il Mase (vedi statistiche di QualEnergia.it – Infodata).
È cambiato però il modo in cui il gas arriva in Italia: le forniture via gasdotto sono scese a 40,4 mld mc, mentre il gas naturale liquefatto (GNL) è salito a circa 21 miliardi, il 34% di tutte le importazioni e il 42% in più rispetto al 2024.
Il Mase descrive questa evoluzione come “un modello di approvvigionamento basato su molteplici origini geografiche e corridoi logistici diversificati”, ma c’è una maggiore esposizione alle rotte marittime e ai prezzi internazionali.
La fragilità si è materializzata già nei primi mesi del 2026. Il Mase segnala che l’interruzione dei flussi di GNL attraverso lo Stretto di Hormuz ha spinto il prezzo europeo del gas oltre 20 dollari per milione di unità termiche britanniche, mentre al 27 aprile il greggio di varietà Brent era salito a 89,5 dollari al barile. Nel 2025, inoltre, il 57% delle importazioni italiane di gasolio e il 19% di quelle di carburante per aviazione provenivano da Paesi del Golfo Persico, i cui flussi verso l’Europa transitano quasi interamente da Hormuz.
Diversificare i fornitori è indispensabile, ma non elimina il rischio geopolitico: secondo il ministero, il mercato del gas mantiene “un equilibrio ancora instabile e fortemente condizionato dall’evoluzione del contesto geopolitico”.
Fotovoltaico in crescita, ma anche il gas
Nel 2025, la produzione da fonti energetiche rinnovabili è stata di 132 TWh, in calo dell’1,5% sul 2024. L’idroelettrico ha perso il 21% e l’eolico il 3,3%, mentre il fotovoltaico ha raggiunto il record di 45 TWh, con una crescita del 25%. Da solo ha prodotto 9 TWh in più, compensando una parte rilevante della flessione idroelettrica, secondo i dati provvisori Terna-GSE riportati dal MASE.
Il resto del vuoto è stato colmato soprattutto dal gas. La produzione degli impianti a gas è cresciuta del 7% e il consumo termoelettrico ha raggiunto 25,2 miliardi di metri cubi, circa 1,5 miliardi in più dell’anno prima. Il Mase collega l’aumento soprattutto agli 11 TWh persi dall’idroelettrico e alla riduzione di circa 4 TWh delle importazioni elettriche. Più rinnovabili riducono l’esposizione ai combustibili, ma quote crescenti di fonti variabili richiedono anche flessibilità per evitare che una stagione idroelettrica debole si traduca in più gas.
L’effetto si è riflesso nelle emissioni elettriche e così nel 2025, quelle di anidride carbonica del settore sono stimate a 70,7 milioni di tonnellate, il 4,2% in più, mentre la produzione elettrica è cresciuta del 2,5%. Il gas naturale ha generato il 79,3% delle emissioni di CO2 del settore, secondo le stime ISPRA.
L’aumento del 2025 interrompe però solo in parte una tendenza di lungo periodo molto diversa, come mostra l’andamento della produzione e delle emissioni dal 1990.
Nello stesso anno, per le famiglie, il rapporto fra prezzo medio italiano dell’elettricità e media dell’Ue-27 è balzato di ben 40 punti percentuali al 150%, mentre per le imprese con consumi tra 500 e 2.000 MWh, il rapporto è salito dal 111% al 115%, nelle elaborazioni Mase su dati Eurostat. Il rapporto non attribuisce questo divario a una sola causa, ma il dato rafforza l’impatto negativo della nostra carente sicurezza energetica.
L’evoluzione del differenziale rispetto alla media europea è visibile nella serie storica elaborata dal Mase su dati Eurostat.
Il target 2030 richiede un ritmo molto diverso
Il divario con gli obiettivi è ancora ampio. Applicando i criteri della Renewable Energy Directive III (terza direttiva sulle energie rinnovabili, RED III), nel 2025 le rinnovabili hanno coperto il 20,5% dei consumi finali lordi di energia dell’Italia.
Lo scenario del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) indica per il 2030 il 39,4%. Nel settore elettrico la quota è al 43,5% contro il 63,4% previsto a fine decennio; nel termico al 20,6% contro il 35,9%; nei trasporti al 9,8% contro il 34,2%, secondo le stime Gse e le traiettorie Pniec.
Da notare che queste percentuali e le direttive europee fanno riferimento ai consumi finali di energia, mentre il bilancio energetico nazionale ricorre anche a grandezze lato approvvigionamento come la disponibilità energetica lorda.
Nessuna di queste metriche però misura direttamente l’energia utile, cioè quella che effettivamente produce mobilità, calore o altri servizi. È una distinzione essenziale perché l’elettrificazione può ridurre fortemente l’energia primaria e finale necessaria a fornire lo stesso servizio: un’auto elettrica o una pompa di calore utilizzano molta meno energia finale delle alternative fossili.
Per misurare la trasformazione effettiva del sistema, l’energia utile offre quindi una prospettiva più utile o comunque complementare a quelle dell’energia primaria e finale, perché tiene conto dell’efficienza con cui l’energia viene trasformata nei servizi effettivamente richiesti.
In termini di energia finale, per passare dal 20,5% al 39,4% in cinque anni occorrerebbe colmare in media circa 3,8 punti percentuali l’anno.
Nel settore elettrico, il divario equivale a quasi 4 punti l’anno, nel termico a poco più di 3, mentre nei trasporti sfiora 4,9 punti. Anche se le traiettorie reali non sono mai lineari, è difficile immaginare di centrare gli obiettivi al 2030 con una semplice prosecuzione del ritmo attuale (Competitività e transizione energetica: quanto ci costa mancare i target Pniec).
Per i settori soggetti al Regolamento sulla condivisione degli sforzi (Effort Sharing Regulation o ESR), le emissioni italiane del 2025 sono stimate a 260,6 milioni di tonnellate di CO2 equivalente, quasi 20 milioni sopra l’allocazione annua.
Il rapporto precisa che, se il superamento sarà confermato, l’Italia dovrà acquistare da altri Stati membri le allocazioni eventualmente disponibili. Trasporti e edifici rappresentano insieme circa il 70% delle emissioni interessate, secondo le stime ISPRA citate nel rapporto (link in basso).
Intanto, il mercato mondiale accelera: nel 2025 sono stati installati 692 GW di nuova capacità rinnovabile, di cui oltre 510 GW fotovoltaici e 159 GW eolici. Insieme le due tecnologie hanno rappresentato quasi il 97% della crescita globale, secondo i dati dell’Agenzia internazionale per le energie rinnovabili (IRENA) richiamati dal Mase. A livello globale, le rinnovabili sono già la pietra angolare su cui poggia la crescita della capacità di generazione. Per l’Italia, la questione aperta è con quale velocità la loro diffusione potrà ridurre la dipendenza e sostenere una nuova capacità industriale.
Più resilienza, non soltanto più megawatt
Nel 2025, gli investimenti in nuovi impianti rinnovabili elettrici sono stati stimati dal Gse in circa 7,2 miliardi di euro e hanno attivato un volume di lavoro temporaneo equivalente a oltre 43mila occupati a tempo pieno per un anno, considerando occupazione diretta e indiretta nelle attività di progettazione, costruzione e installazione. Nel termico, gli investimenti sono stati circa 3,7 miliardi, con circa 32mila unità di lavoro.
La crescita del fotovoltaico mostra però perché non basta aggiungere potenza installata. A fine 2025, l’Italia disponeva di 145,9 GW di capacità elettrica complessiva, di cui circa 58 GW fra eolico, fotovoltaico e geotermico e 1,8 GW di accumuli autonomi. Il contributo degli accumuli è salito a 1,5 TWh, secondo i dati Terna. Il salto di scala verso il 2030 richiede però che nuova generazione, accumuli, pompaggio, reti, connessioni e gestione della domanda avanzino insieme, con impianti ben localizzati e compatibili con la tutela del territorio.
La sicurezza energetica non significa autosufficienza assoluta in un mercato europeo e globale interconnesso, ma ridurre l’esposizione ai colli di bottiglia, ai prezzi dei combustibili e alle crisi geopolitiche, mantenendo la possibilità di importare quando conviene o quando serve.
Il 2025 ha mostrato che il fotovoltaico può crescere rapidamente, ma anche che un contemporaneo calo dell’idroelettrico può far aumentare consumi di gas ed emissioni. Da qui al 2030, l’Italia deve scegliere se continuare a gestire una dipendenza del 75% come un dato strutturale o se spostare una quota crescente della spesa da combustibili acquistati ogni anno verso generazione, efficienza e flessibilità che restano poi nel sistema per decenni.
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