Il prezzo più alto d’Europa a fine agosto dipende dalle ore in cui il gas fissa il prezzo.
Per capire perché l’elettricità europea è diventata così cara a fine agosto conviene partire da un numero spagnolo. In Spagna, secondo un’analisi di Bruegel, la quota di ore in cui il gas fissa il prezzo dell’elettricità è scesa dal 75% del 2019 al 15% nel 2026. L’altro numero riguarda l’Italia. Nella settimana di fine agosto analizzata da AleaSoft Energy Forecasting, il mercato italiano ha registrato il prezzo medio settimanale più alto d’Europa, 168,31 €/MWh, come riportato in un articolo di pv magazine del 26 agosto. Sono dati di circa due mesi fa. Riletti oggi, con l’inverno alle porte, dicono una cosa precisa: il prezzo dipende meno dalla quantità di rinnovabili installate e molto di più da quale impianto decide il prezzo in ciascuna ora.
Fine agosto: un’onda di prezzo partita da Hormuz
I numeri di quella settimana descrivono uno shock diffuso. Secondo AleaSoft, la media settimanale ha superato i 110 €/MWh in tutti i mercati europei analizzati. Dietro all’Italia si è piazzato il mercato britannico, a 163,97 €/MWh. La società di consulenza attribuisce il rialzo ai futures sul gas TTF, che hanno chiuso a un massimo settimanale di 65,86 €/MWh. È il livello più alto dal 23 gennaio 2023.
La causa remota risale alla primavera. Già all’inizio di marzo 2026, come ricostruisce il rapporto trimestrale sul gas dell’IEA, la chiusura di fatto dello Stretto di Hormuz aveva tolto dal mercato quasi un quinto dell’offerta globale di GNL. Secondo l’agenzia, la perdita di quasi il 20% dell’offerta mondiale di gas liquefatto ha provocato una forte volatilità e ha spinto i prezzi del gas in Asia e in Europa ai massimi dalla crisi energetica del 2022/23. A fine agosto quell’onda era arrivata nei mercati elettrici. Ha però colpito i diversi Paesi in modo diverso, e l’Italia è finita in cima alla classifica.
Chi fissa l’ultima ora fissa il prezzo
Per spiegarlo bisogna guardare a come si forma il prezzo nei mercati elettrici europei. In ogni ora di mercato le offerte degli impianti vengono ordinate dalla più economica alla più cara, finché si copre la domanda. L’ultimo impianto necessario, quello marginale, stabilisce il prezzo pagato per tutta l’energia scambiata in quell’ora. Se l’ultimo megawattora arriva da una centrale a gas, il prezzo del gas passa per intero nel prezzo dell’elettricità, anche quando gran parte della produzione è eolica o solare. Se invece la domanda viene coperta senza ricorrere al gas, in quell’ora lo shock di Hormuz non si trasmette.
È qui che il dato spagnolo diventa interessante. Passare dal 75% al 15% delle ore con prezzo fissato dal gas significa che, secondo Bruegel, in Spagna il gas decide il prezzo in poco più di un’ora su sette. Nel 2019 lo decideva in tre ore su quattro. Il caro gas non scompare: in quelle ore pesa comunque. Cambia però la natura dell’esposizione, perché lo shock resta concentrato in una finestra ridotta invece di estendersi a quasi tutta la giornata. Le fonti citate non forniscono una percentuale equivalente per l’Italia. La posizione in testa alla classifica di AleaSoft, con il TTF ai massimi da inizio 2023, è comunque coerente con un sistema in cui il gas resta marginale in molte ore.
I dati di fine agosto offrono anche una prova del funzionamento del mix. AleaSoft rileva che nella settimana analizzata la produzione solare è calata in Francia, Germania, Portogallo e Spagna. In Portogallo e Spagna, però, il calo è stato compensato da un aumento della produzione eolica. Un sistema basato su una sola fonte rinnovabile lascia scoperte le ore in cui quella fonte manca, e in quelle ore torna il gas. Due fonti con profili diversi possono coprirsi a vicenda e ridurre le ore in cui serve l’impianto marginale più costoso. Questo meccanismo spiega l’estate. Resta da capire se reggerà in un inverno che si apre con gli stoccaggi di gas sotto la media.
Inverno con il serbatoio a metà: il conto per chi gestisce
Già a metà agosto, secondo AleaSoft, le riserve europee di gas avevano superato il 60% della capacità, restando però sotto la media stagionale degli ultimi cinque anni. Un dato più recente, diffuso da Gas Infrastructure Europe e riportato da CNBC sulle scorte europee, indica le scorte dell’Unione Europea a circa il 63%. È uno dei livelli più bassi mai registrati per quel periodo dell’anno, circa 18 punti percentuali sotto la media quinquennale. In inverno il solare produce meno, la domanda di riscaldamento sale e le ore in cui il gas torna marginale aumentano. Partire con il serbatoio a metà non è una buona premessa.
Le misure pubbliche hanno un costo. Nelle previsioni economiche di primavera della Commissione europea, il costo di bilancio delle misure adottate o annunciate in modo credibile dagli Stati membri entro il 4 maggio 2026, data di chiusura delle stime, era di 14,5 miliardi di euro, pari allo 0,07% del PIL UE del 2026. È una cifra che fotografa la situazione di maggio, prima del picco di fine agosto. Queste misure attenuano l’impatto in bolletta, ma non cambiano chi fissa il prezzo ora per ora.
Per chi installa e gestisce impianti il compromesso è concreto. Aggiungere solare abbassa i prezzi nelle ore di sole, ma lascia scoperte la sera, la notte e le giornate nuvolose, cioè le ore in cui il gas torna a decidere. Il caso iberico suggerisce che la leva più efficace sia ridurre le ore marginali a gas, per esempio con un mix in cui eolico e solare si compensano, come è successo a fine agosto in Portogallo e Spagna. Finché il gas resta il prezzo marginale in molte ore, un impianto che copre proprio quelle ore vale più dei kWh che produce. Prima ancora di chiedersi quanta energia produrrà un nuovo impianto, conviene quindi chiedersi in quali ore la produrrà.
