Il vento cala e il gas fissa il prezzo: in Italia accade nell’89% delle ore, in Spagna nel 15%
Nella settimana del 27 luglio, la produzione eolica è diminuita in tutti i principali mercati elettrici europei rispetto alla settimana precedente, con cali del 47% in Francia e in Italia. Il 31 luglio il mercato italiano ha toccato 186,23 €/MWh, il valore giornaliero più alto dal 21 gennaio 2025; il giorno dopo, il 1° agosto, Spagna, Francia, Italia e Portogallo hanno raggiunto i massimi di produzione solare di quel mese, rispettivamente 259, 172, 161 e 28 GWh. Il prezzo non è un incidente: quando il vento va a zero è il gas a firmare il mercato. È quanto emerge dall’analisi di AleaSoft Energy Forecasting sulla settimana del 27 luglio.
Il vento che manca e la firma del gas
Nella stessa settimana i prezzi medi hanno superato i 100 €/MWh nella maggior parte dei mercati europei. Il mercato nordico ha registrato il minimo a 47,25 €/MWh, quello italiano il massimo a 177,16 €/MWh. Il dato del 31 luglio, 186,23 €/MWh, non è bastato a far calare la media: ha confermato che il mercato italiano resta il più esposto d’Europa quando la produzione eolica crolla.
Il meccanismo è semplice da spiegare: gli impianti a gas fissano il prezzo marginale quando il vento non produce. In quelle ore il costo dell’ultimo megawattora necessario a coprire la domanda è deciso dal gas, non dalle rinnovabili. E il gas, a sua volta, viaggia su un mercato internazionale teso. Per questo un calo di vento non è una variazione tecnica innocua: si trasforma in bolletta.
Da Hormuz alla bolletta: perché il gas è tornato a comandare
La risposta non sta nel singolo giorno di mercato, ma in scorte e costi. Alla fine dell’ultima settimana di luglio, le scorte di gas europee erano intorno al 55% della capacità di stoccaggio, il livello più basso prima dell’inverno dal 2011. Un margine così ridotto lascia il sistema senza ammortizzatori davanti a qualunque scossa.
All’origine c’è anche la geopolitica. A marzo 2026, la restrizione dei flussi energetici attraverso lo Stretto di Hormuz, seguita all’attacco di Stati Uniti e Israele all’Iran, ha già sconvolto i mercati internazionali di petrolio e gas, come rileva l’Agenzia europea dell’ambiente (EEA). Secondo l’IEA, anche se gli sforzi diplomatici dovessero allentare la tensione, i flussi commerciali impiegherebbero settimane, se non mesi, per normalizzarsi, e i prezzi delle commodity fossili difficilmente caleranno nel breve termine.
A maggio 2026, i prezzi globali del petrolio erano comunque scesi di circa il 20% dai massimi dell’anno, mentre gli investitori mostravano crescente ottimismo per un cessate il fuoco duraturo. Ma il gas resta un problema diverso: il costo dell’energia elettrica prodotta a gas in Europa è aumentato di oltre il 50% per l’impennata del prezzo del gas registrata dal 28 febbraio. La volatilità dei prezzi del gas all’inizio del 2026 è costata all’UE 13 miliardi di euro entro metà aprile; nello stesso periodo, le rinnovabili hanno fatto risparmiare agli utenti 29 miliardi di euro, confermandosi come l’ammortizzatore più efficace del sistema.
Se il gas resta l’interruttore dei prezzi, serve chiedersi quanto questa esposizione sia strutturale e quanto sia invece una scelta di composizione del parco elettrico.
Spagna 15%, Italia 89%: la vera posta in gioco
Un termometro utile arriva dal confronto tra i mercati. Già nel 2025, la quota di ore in cui i combustibili fossili determinano i prezzi dell’elettricità è scesa dal 70% del 2020 a circa il 50%. Ma il dato medio nasconde distanze enormi.
Nel 2026, in Spagna il gas ha influenzato il prezzo dell’elettricità solo nel 15% delle ore; in Italia, nello stesso periodo, la quota è stata dell’89%. Non è una differenza meteorologica: è una differenza di esposizione. In Spagna il parco rinnovabile riesce a coprire una quota molto più alta della domanda e a tenere il gas lontano dal ruolo di prezzo marginale per la maggior parte delle ore. In Italia, quando il vento cala, il gas resta l’ultimo chiamato a fissare il prezzo.
Per chi installa o gestisce impianti, il trade-off è concreto: l’Italia paga il gas nell’89% delle ore, la Spagna solo nel 15%. La differenza non è il sole o il vento: è la capacità di non far dipendere il prezzo da un’unica fonte quando la produzione rinnovabile crolla.
