I depositi di gas in Italia sono pieni: perché le bollette aumentano lo stesso?

Gas, l’Italia riempie i depositi ma paga ancora caro: il paradosso energetico dell’estate 2026.

Il gas non manca. Eppure costa sempre di più. È questa la contraddizione che accompagna l’estate energetica del 2026 e che rischia di pesare sui bilanci di famiglie e imprese nei prossimi mesi. L’Italia, rispetto ai principali Paesi europei, si trova in una posizione apparentemente favorevole: ha riempito gli stoccaggi più rapidamente, ha diversificato le rotte di approvvigionamento e dispone di una rete capace di ricevere metano dal Nord Africa, dall’Azerbaigian, dal Nord Europa e dai terminali di gas naturale liquefatto.

Il quadro, tuttavia, cambia completamente quando si guarda ai prezzi. Il costo all’ingrosso del gas è aumentato di oltre il 50% rispetto all’estate precedente, mentre quello dell’elettricità ha raggiunto livelli tipici dei mesi invernali. La sicurezza delle forniture, insomma, non coincide con la convenienza economica. Ed è proprio qui che si nasconde la trappola: l’Italia può evitare una crisi fisica del gas, ma non riesce a sottrarsi alle dinamiche di un mercato europeo che continua a premiare la scarsità, la volatilità e la competizione internazionale.

Le bollette non guardano quanto gas abbiamo nei depositi

La prima convinzione da mettere in discussione riguarda il rapporto tra stoccaggi e prezzi. Avere i depositi pieni serve soprattutto a garantire continuità durante i mesi freddi, quando i consumi aumentano e le importazioni potrebbero subire rallentamenti. Non significa, però, che il gas immagazzinato sia stato acquistato a condizioni favorevoli.

Al contrario, durante l’estate gli operatori devono comprare grandi quantità di metano per accumularle in vista dell’inverno. Questa domanda aggiuntiva si somma a quella delle industrie, delle centrali elettriche e dei consumatori. Se il mercato internazionale resta teso, il riempimento degli stoccaggi può contribuire a sostenere le quotazioni invece di farle scendere.

Il 5 agosto 2026 l’indice italiano del gas si collocava a 60,91 euro per megawattora, dopo aver superato i 62 euro nella giornata precedente. La media di luglio aveva raggiunto 56,16 euro per MWh. Dodici mesi prima, nello stesso periodo, si fermava a 36,76 euro.

In un anno, il prezzo all’ingrosso è quindi cresciuto di oltre la metà. Un aumento che inevitabilmente si trasferisce, con tempi e modalità differenti, sui contratti di fornitura, sui costi industriali e sulla produzione elettrica.

Il vantaggio italiano esiste, ma non basta

Alla fine del 4 agosto, l’Italia conservava nei propri depositi 155,2 terawattora di gas, equivalenti al 76,27% della capacità disponibile. La media dell’Unione europea si fermava invece al 57,66%.

Non si tratta soltanto di una percentuale elevata. Il volume accumulato sul territorio italiano rappresenta quasi un quarto di tutto il gas stoccato nell’Unione. La Germania disponeva di circa 116,4 TWh, la Francia di 71,7 e i Paesi Bassi di 54,6.

Polonia e Portogallo mostravano percentuali di riempimento superiori a quella italiana, ma potevano contare su depositi molto più piccoli. In termini assoluti, quindi, l’Italia figurava tra i Paesi decisivi per la tenuta del sistema europeo.

Questo vantaggio riduce il rischio di emergenze durante l’inverno e rende il Paese meno vulnerabile rispetto alle interruzioni improvvise. Ma non lo isola dal mercato continentale. Il gas viene scambiato all’interno di un sistema integrato e le quotazioni risentono delle necessità dell’intera Europa, non soltanto della situazione nazionale.

Il vero problema è il ritardo degli altri grandi Paesi

Mentre l’Italia ha accelerato, alcune delle maggiori economie europee sono rimaste indietro. La Germania, principale consumatore di gas del continente, aveva riempito i propri depositi solo per il 47,22%. I Paesi Bassi si trovavano intorno al 38%, mentre la Francia era arrivata al 57,88%.

Questi numeri spiegano perché il prezzo del gas continui a rimanere sotto pressione. Se i Paesi con i consumi più elevati devono acquistare grandi volumi nel corso dell’autunno, la domanda complessiva cresce e trascina verso l’alto le quotazioni per tutti.

L’Unione europea aveva immagazzinato complessivamente 651,7 TWh su una capacità di circa 1.130. Per arrivare all’80% mancavano più di 252 TWh. Per raggiungere il 90%, obiettivo formalmente previsto dalla disciplina europea, il fabbisogno superava i 360 TWh.

Le regole consentono agli Stati di centrare il livello del 90% tra il primo ottobre e il primo dicembre. In presenza di difficoltà straordinarie, inoltre, è previsto un margine di flessibilità di dieci punti percentuali. Ciò significa che, in uno scenario particolarmente complesso, l’80% potrebbe diventare la soglia minima effettiva.

L’Europa è partita in ritardo e ora deve correre

La campagna di riempimento del 2026 era iniziata da una posizione sfavorevole. Il primo aprile gli stoccaggi europei risultavano pieni soltanto per il 28%, il valore più basso osservato all’avvio delle ultime quattro stagioni di accumulo.

Secondo le valutazioni dell’Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia, le immissioni erano rimaste inferiori sia alla media dell’ultimo decennio sia ai livelli registrati nel 2025.

Il tempo a disposizione non è ancora terminato, ma si sta riducendo. Più l’Europa rimanda gli acquisti, più rischia di concentrare la domanda in un periodo ristretto, aumentando l’esposizione a eventuali crisi geopolitiche, problemi logistici o rialzi improvvisi del gas naturale liquefatto.

La questione non riguarda quindi soltanto quanto gas manca, ma anche quando verrà acquistato e a quale prezzo.

La nuova geografia energetica italiana

Dopo la crisi delle forniture russe, l’Italia ha modificato profondamente la propria strategia. I dati operativi di Snam del 5 agosto mostrano un sistema molto più articolato rispetto al passato.

Nelle prime ore del giorno gas, le importazioni medie superavano gli 81 GWh ogni ora. Il flusso principale arrivava dall’Algeria attraverso Mazara del Vallo, con circa 22 GWh orari. Il Tap, che trasporta il gas azero fino a Melendugno, ne garantiva altri 12,5.

Circa 23,6 GWh l’ora entravano invece attraverso le interconnessioni settentrionali di Passo Gries e Tarvisio. Accanto ai gasdotti, il gas naturale liquefatto ha assunto ormai un ruolo strutturale. I terminali di Cavarzere, Livorno e Piombino immettevano insieme oltre 21 GWh ogni ora, più di un quarto delle importazioni osservate in quella parte della giornata.

Nel medesimo intervallo, circa 8 GWh l’ora venivano destinati agli stoccaggi. Pur trattandosi di dati parziali e soggetti a variazioni, la fotografia appare chiara: l’Italia non dipende più da una sola rotta e può combinare forniture via tubo con carichi trasportati via nave.

Il Gnl ha sostituito una dipendenza con un’altra

La diversificazione ha migliorato la sicurezza politica, ma ha creato nuove vulnerabilità. Il gas naturale liquefatto ha permesso all’Europa di ridurre la dipendenza dalla Russia, tuttavia viene acquistato su un mercato globale nel quale il continente compete direttamente con l’Asia.

Nel 2025 l’Unione europea aveva importato il volume record di 146 miliardi di metri cubi di Gnl. Il 58% proveniva dagli Stati Uniti, che da soli coprivano ormai circa un quarto della domanda europea complessiva di gas.

Questo nuovo equilibrio espone l’Europa alle rotte marittime, ai costi di trasporto, alle tensioni internazionali e alle decisioni dei grandi produttori. Una crisi nel Medio Oriente, una maggiore domanda asiatica o un problema in uno dei terminali possono provocare rialzi rapidi delle quotazioni.

Secondo Acer, mantenendo le importazioni di Gnl sui livelli del 2025, l’Europa potrebbe arrivare a riempire gli stoccaggi fino a circa l’80%. Per raggiungere il 90%, dovrebbe invece aumentare gli acquisti di gas liquefatto di circa il 13%.

Una corsa di questa portata rischierebbe di alimentare ulteriormente la competizione internazionale e di spingere i prezzi ancora più in alto.

Perché il gas trascina anche il prezzo dell’elettricità

Il rincaro del metano non resta confinato alle bollette del riscaldamento. In Italia, le centrali a gas svolgono spesso il ruolo di impianti marginali, cioè entrano in funzione per coprire l’ultima quota della domanda elettrica.

Attraverso il meccanismo del prezzo marginale, il costo dell’impianto più caro necessario per soddisfare il fabbisogno contribuisce a determinare il valore riconosciuto all’energia venduta sul mercato. Quando aumenta il gas, quindi, può crescere il prezzo di tutta l’elettricità scambiata.

Il 5 agosto il prezzo elettrico italiano aveva raggiunto 207,84 euro per megawattora, con punte orarie fino a 310 euro. Valori particolarmente elevati per il periodo estivo.

Il caldo ha aggravato la situazione. L’uso intensivo dei condizionatori ha aumentato i consumi, mentre diverse fonti a basso costo hanno prodotto meno. Durante le fasi anticicloniche il vento tende a indebolirsi, il fotovoltaico perde efficienza quando i pannelli si surriscaldano e l’idroelettrico soffre la riduzione delle riserve d’acqua.

Anche il sistema nucleare francese può incontrare difficoltà. Se i fiumi utilizzati per il raffreddamento diventano troppo caldi, alcune centrali devono limitare la produzione. Proprio quando la domanda cresce, dunque, l’offerta meno costosa rischia di diminuire.

L’Italia può evitare l’emergenza, non il conto europeo

Il livello degli stoccaggi e la diversificazione delle forniture pongono l’Italia in una condizione migliore rispetto a molti partner. Il Paese dispone di più rotte, ha accumulato maggiori riserve e può affrontare con meno timori un’eventuale interruzione temporanea.

Il vantaggio, però, non equivale all’indipendenza. Se Germania, Francia e Paesi Bassi dovessero intensificare gli acquisti durante l’autunno, la pressione sul mercato mondiale continuerebbe a sostenere i prezzi anche in Italia.

È qui che emerge il limite dell’attuale politica energetica europea. Dopo aver lavorato per ridurre il rischio di restare senza gas, l’Unione non ha ancora trovato strumenti sufficienti per proteggere cittadini e imprese dalla volatilità delle quotazioni internazionali.

Gli stoccaggi pieni sono un’assicurazione contro la scarsità, non contro il caro energia. Permettono di affrontare l’inverno con una maggiore disponibilità fisica di combustibile, ma non cancellano il prezzo pagato per acquistarlo.

La trappola dell’estate 2026 sta tutta in questa distinzione. L’Italia ha fatto i compiti meglio di molti altri Paesi europei, ma continua a subire le conseguenze dei ritardi continentali, della dipendenza dal Gnl e di un mercato elettrico nel quale il gas mantiene un peso decisivo.

Il rischio di una crisi delle forniture appare oggi più contenuto. Quello di un’altra stagione segnata da bollette elevate, invece, è ancora pienamente sul tavolo.