Il prezzo dell’elettricità in Europa è fissato dall’ultima centrale accesa, quasi sempre a gas, e le tensioni globali sul GNL

Lo scorso 16 luglio, il Portogallo ha prodotto 34 GWh da fotovoltaico in un solo giorno, nuovo record assoluto per il paese. Tre giorni prima, il 13 luglio, la Francia aveva toccato 215 GWh di eolico in una singola giornata, il massimo mai registrato per un giorno di quel mese. Eppure, nella stessa settimana, i prezzi medi settimanali hanno superato i 110 €/MWh nella maggior parte dei mercati europei. Il 16 luglio stesso, il mercato italiano ha registrato un prezzo medio giornaliero di 170,47 €/MWh, il valore più alto dal 13 febbraio 2025. Un paradosso che la dice lunga sulla vera natura dei mercati energetici: produrre più elettricità pulita non basta ad abbassare i prezzi, se il meccanismo di formazione del prezzo resta ancorato a un’altra variabile.

Rinnovabili da record, prezzi in orbita: il paradosso di luglio

I numeri della terza settimana di luglio sono l’istantanea perfetta di una tensione che attraversa l’intero sistema elettrico europeo. Mentre gli impianti fotovoltaici ed eolici macinavano record — 34 GWh in Portogallo, 215 GWh in Francia — i mercati all’ingrosso segnavano rincari diffusi. Non si è trattato di un fenomeno isolato: nel mese di luglio i prezzi mensili sono aumentati nella maggior parte dei principali mercati europei. In Francia, le quotazioni serali hanno raggiunto circa 200 €/MWh, il valore più alto per un mese di luglio dal 2022, secondo i dati raccolti dal GMK Center. In Italia, i prezzi hanno toccato livelli che non si vedevano dall’inverno del 2025.

Il punto è che la produzione rinnovabile, per quanto abbondante, non determina da sola il prezzo. In un mercato marginalista come quello europeo, il costo dell’elettricità è fissato dall’ultimo impianto chiamato a soddisfare la domanda — e quando la domanda sale, quell’impianto è quasi sempre una centrale a gas. Se il gas costa caro, il prezzo dell’elettricità segue, indipendentemente da quanti GWh puliti siano stati immessi in rete nelle ore precedenti.

La morsa del gas: TTF, GNL e le tensioni globali che decidono il prezzo

Il fattore scatenante dei rincari di luglio va cercato nei mercati del gas. Nella terza settimana del mese, i futures sul TTF — l’hub di trading olandese che funge da benchmark per il prezzo del gas in Europa — sono saliti in ogni sessione fino a toccare un massimo di 57,44 €/MWh il 17 luglio. Non è un’impennata casuale: i prezzi europei del gas sono sempre più influenzati dalle dinamiche del mercato globale del GNL piuttosto che dalle condizioni del mercato interno. Il TTF, spiega la Commissione Europea, è ormai esposto a fattori come la domanda globale, le condizioni di offerta di GNL e i vincoli di spedizione — variabili su cui l’Europa ha un controllo limitato.

A luglio, due fattori concomitanti hanno spinto al rialzo le quotazioni spot del gas europeo. Il primo, come analizzato da BNP Paribas Economic Research, è legato alle rinnovate tensioni nello Stretto di Hormuz e alla maggiore concorrenza nel mercato del GNL tra Europa e Asia, dove la domanda estiva resta elevata. Il secondo è di natura geopolitica: la rottura del memorandum d’intesa tra Stati Uniti e Iran ha fatto salire anche i prezzi del petrolio, con un effetto di trascinamento sull’intero paniere energetico. Il risultato è un mercato del gas strutturalmente sotto pressione, che si scarica a valle sulle bollette elettriche.

Quanto pesi questa dipendenza lo dice un dato raccolto da Ember: il costo dell’energia elettrica da gas in Europa è aumentato di oltre il 50% dallo scorso 28 febbraio, seguendo passo passo l’impennata delle quotazioni del gas. Un incremento che si è trasferito direttamente sui prezzi all’ingrosso, vanificando in parte il contributo calmierante delle rinnovabili.

Italia, il tallone d’Achille: 156 euro a MWh e la dipendenza fossile

Se il problema è europeo, il conto più salato lo paga l’Italia. A luglio, il prezzo medio mensile dell’elettricità nel nostro paese ha toccato 156,77 euro per MWh, con un aumento del 18,5% rispetto a giugno, secondo i dati elaborati dal GMK Center. Il 16 luglio, il mercato italiano ha segnato il prezzo medio giornaliero più alto tra tutti i mercati analizzati: 170,47 €/MWh, un livello che non si registrava dal febbraio 2025.

Per avere un termine di paragone basta guardare a nord: nello stesso mese di luglio, la Svezia — che può contare su una produzione idroelettrica imponente — ha registrato una media di appena 45,88 euro per MWh, con un calo del 32,9% su base mensile. Il differenziale competitivo è brutale: l’energia elettrica italiana è costata più del triplo di quella svedese. Non si tratta di una differenza marginale: per un’industria energivora, pagare 156 euro invece di 46 a MWh può significare la differenza tra restare competitivi e chiudere i battenti.

La radice del divario sta nella composizione del parco di generazione. L’Italia resta fortemente esposta al gas naturale come fonte di produzione elettrica, il che la rende particolarmente sensibile a ogni scossa sui mercati internazionali del GNL. Il record delle rinnovabili è una buona notizia, e i 34 GWh portoghesi o i 215 GWh eolici francesi sono segnali concreti di una transizione in corso. Ma senza una riforma del meccanismo di formazione dei prezzi che scardini il dominio del gas come price-setter marginale, l’Italia resterà esposta a shock sempre più frequenti. Quanto ancora può reggere un sistema che paga l’energia più di tre volte quella svedese?