Il caldo record di giugno ha spinto la domanda ai massimi da dieci anni, amplificando il peso del termoelettrico a

131 euro al megawattora. È il valore medio del PUN Index a giugno, in rialzo dell’11% rispetto a maggio. Un prezzo che riporta il mercato elettrico italiano su livelli che non si toccavano dalla crisi energetica del 2022. A certificarlo sono i dati del mercato elettrico pubblicati da Staffetta Quotidiana, che rilevano un paradosso: le quotazioni del gas naturale erano in leggero calo, ma la maggiore incidenza del termoelettrico sul mix ha avuto la meglio, spingendo i prezzi all’insù. Cosa è successo, esattamente?

131 €/MWh: il morso del prezzo

Il dato del PUN — il Prezzo Unico Nazionale dell’elettricità all’ingrosso — è il termometro di quanto costa produrre e scambiare energia in Italia. A giugno, il PUN Index ha registrato un valore medio pari a 131 €/MWh. Rispetto a maggio l’incremento è stato dell’11%, come confermato anche dai dati sul mercato all’ingrosso. Non si tratta di un episodio isolato: nell’intero 2026 il PUN giornaliero è risultato in media più alto del 22,5% rispetto all’anno precedente e di oltre il 33% rispetto al biennio 2023-2024, secondo un’analisi pubblicata da Rienergia. Numeri che raccontano una tensione strutturale, non un sussulto mensile.

Il punto è che quando il termoelettrico a gas detta il prezzo in quasi nove ore su dieci, ogni scossa sulla domanda si trasferisce direttamente sul conto finale. E a giugno di scosse ce ne sono state.

Caldo record e dipendenza dal gas: la tempesta perfetta

La risposta sta in due fattori che si sono intrecciati lo scorso giugno. Il primo è climatico: il giugno 2026 è stato il più caldo mai registrato in Europa occidentale, con temperature che hanno raggiunto 3-5 °C sopra la media in Francia, Germania, Spagna, Italia e nei paesi del Benelux. Il secondo è industriale: più fa caldo, più energia serve per raffrescare case, uffici, ospedali e impianti produttivi.

Il risultato è misurabile. Secondo i dati di Terna, a giugno la domanda di elettricità in Italia è aumentata dell’1,8% rispetto allo stesso mese del 2025, raggiungendo il livello più alto da dieci anni. Una domanda record che ha costretto il sistema ad attingere a piene mani dalla generazione termoelettrica a gas. Ed è qui che si annida il problema strutturale: in Italia, nel 2026, la generazione a gas fissa il prezzo all’ingrosso in circa l’89% delle ore. Quando la domanda sale e il termoelettrico diventa marginale — cioè l’ultima unità chiamata a produrre per coprire i consumi — il prezzo si allinea al costo del gas, anche se il resto del parco di generazione produce a costi inferiori.

Non è un meccanismo nuovo. Già nel giugno 2024, un’ondata di calore aveva spinto il prezzo serale dell’elettricità in Belgio oltre i 1.000 €/MWh per alcune ore, un livello che non si vedeva dalla crisi del 2022. La differenza è che in Italia quella dipendenza dal gas è diventata la regola, non l’eccezione.

Il meccanismo è tanto semplice quanto difficile da scardinare nel breve periodo: il prezzo dell’elettricità all’ingrosso si forma con il sistema marginalista — tutte le offerte accettate ricevono il prezzo dell’ultimo impianto chiamato a produrre. Se quell’impianto è a gas, il costo del gas si trasferisce istantaneamente su tutta l’energia scambiata in quell’ora. Così, anche quando le quotazioni del metano scendono leggermente — come è accaduto a giugno — l’aumento delle ore in cui il termoelettrico è indispensabile basta a far salire la media ponderata dei prezzi. È esattamente quello che i dati di Staffetta Quotidiana descrivono quando parlano di una maggiore incidenza del termoelettrico che ha avuto la meglio sul calo del gas.

Lezione spagnola: 15% contro 89%

Guardare oltreconfine aiuta a capire quanto la situazione italiana sia specifica. Secondo i dati di Ember, in Spagna il gas ha influenzato il prezzo dell’elettricità solo nel 15% delle ore nel 2026, contro l’89% italiano. Sei volte meno. Non perché la Spagna non abbia fatto caldo — le temperature record di giugno hanno investito anche la penisola iberica — ma perché il mix di generazione spagnolo ha una quota molto più alta di fonti capaci di spiazzare il gas anche nelle ore di punta.

La domanda che resta aperta è se l’Italia riuscirà a ridurre questa esposizione nei prossimi anni, o se ogni estate particolarmente calda continuerà a tradursi in una fiammata dei prezzi. La capacità rinnovabile installata cresce — i dati lo confermano — ma la velocità con cui nuove fonti entrano in esercizio e si integrano nel mercato non è ancora sufficiente a scalzare il gas dal suo ruolo di price-setter nella grande maggioranza delle ore.

Tenete d’occhio il PUN nei prossimi mesi. Se resta sopra i 120 €/MWh, la transizione energetica italiana è ancora lontana.