Elettricità, l’Italia sale a 233,27 €/MWh mentre l’Europa rallenta

Nella settimana del 5 ottobre il prezzo medio dell’elettricità è diminuito nella maggior parte dei principali mercati europei analizzati, ma non in Italia. Il mercato nazionale ha registrato un aumento del 7,8% rispetto alla settimana precedente, raggiungendo una media di 216,72 €/MWh, la più alta tra quelle considerate da AleaSoft Energy Forecasting.

Il 6 ottobre il prezzo giornaliero italiano è salito a 233,27 €/MWh, massimo settimanale tra i mercati esaminati e, secondo AleaSoft, livello più elevato registrato in Italia dal 23 dicembre 2022. Da lunedì a sabato le quotazioni nazionali sono rimaste sopra i 210 €/MWh.

Il divario con gli altri mercati è stato ampio. La media più bassa è stata rilevata nel mercato nordico, con 62,50 €/MWh, mentre negli altri Paesi analizzati i valori sono andati dai 131,60 €/MWh della Francia ai 153,59 €/MWh del Portogallo.

Fotovoltaico in calo, eolico in forte crescita

La dinamica italiana si è sviluppata in una settimana caratterizzata da un forte arretramento della produzione fotovoltaica nazionale, diminuita del 32%. Nello stesso periodo il solare è invece cresciuto in Spagna, Portogallo e Francia: l’incremento maggiore è stato quello spagnolo, pari al 16%. In Germania la produzione fotovoltaica è scesa del 20%.

Il quadro dell’eolico è stato differente. La produzione italiana è aumentata del 167%, il maggiore incremento riportato, mentre in Germania è cresciuta del 136% dopo due settimane consecutive di flessione. Anche la Francia ha registrato un aumento. Secondo l’analisi disponibile, la maggiore produzione eolica in Germania e Francia ha contribuito alla riduzione dei prezzi in quei mercati nonostante il rincaro del gas.

In Italia è diminuita anche la domanda elettrica, con una contrazione dell’1,6%. Spagna e Portogallo hanno segnato rispettivamente cali del 6,5% e del 6,4%, mentre la domanda è aumentata in Gran Bretagna, Francia, Belgio e Germania. AleaSoft prevedeva per la settimana del 12 ottobre un incremento della produzione solare in Italia, Germania e Spagna, insieme a una nuova diminuzione della domanda italiana.

L’analisi attribuisce all’aumento dell’eolico e alla minore domanda un effetto di contenimento sui prezzi italiani. L’affermazione secondo cui, senza questi due sviluppi, le quotazioni sarebbero state più elevate resta tuttavia una valutazione e non un dato osservato.

Gas, petrolio e CO₂ spingono il divario italiano

Al calo del fotovoltaico si sono affiancati i rialzi del gas TTF, del petrolio Brent e delle quote di emissione di CO₂. Secondo l’analisi, questi fattori hanno ampliato la distanza tra il prezzo italiano e quello degli altri mercati europei, mettendo in evidenza l’esposizione nazionale alle quotazioni internazionali.

I futures TTF FrontMonth sono passati dal minimo settimanale di 73,51 €/MWh del 5 ottobre agli 81,43 €/MWh del 9 ottobre. Il 12 ottobre hanno raggiunto 84,35 €/MWh, il livello più alto dal 23 dicembre 2022 secondo AleaSoft. L’agenzia ha collegato il rialzo ai bassi livelli di stoccaggio nell’Unione europea, alla diminuzione delle temperature e alle tensioni nello Stretto di Hormuz, indicate come un limite alle spedizioni di GNL dal Medio Oriente.

Il dato italiano sugli stoccaggi presenta però una situazione differente dalla media comunitaria. Al 6 ottobre 2026 le scorte nazionali risultavano riempite per oltre l’88%, contro circa il 73% nell’UE, secondo Gas Infrastructure Europe. Il livello più favorevole delle scorte italiane non elimina l’esposizione alle quotazioni internazionali del gas e, da solo, non consente di prevedere l’andamento dei prezzi elettrici.

Anche il Brent ha accelerato: i futures con scadenza a breve termine sono saliti dai 100,32 dollari al barile del 5 ottobre ai 104,72 dollari del 9 ottobre, per poi raggiungere 106,65 dollari il 12 ottobre. AleaSoft ha ricondotto la pressione sui prezzi alle minacce al traffico marittimo nello Stretto di Ormuz e alle interruzioni produttive nel Golfo del Messico causate dall’uragano Isaias, che hanno interessato oltre il 70% della produzione petrolifera della zona.

Sul mercato EEX, i futures sulle quote di CO₂ con contratto di riferimento dicembre 2026 sono passati dal minimo settimanale di 83,87 €/t del 5 ottobre agli 86,95 €/t del 9 ottobre. Il 12 ottobre il prezzo di regolamento ha raggiunto 88,33 €/t, indicato da AleaSoft come il livello più alto dal 28 gennaio.

Le elezioni spagnole e le incognite sugli investimenti

Al quadro dei mercati energetici si aggiunge l’apertura del nuovo ciclo elettorale in Spagna, dove le elezioni generali sono previste per il 29 novembre. Gli effetti sulle politiche energetiche e sugli investimenti dipenderanno dalle misure che saranno effettivamente adottate e dalla loro attuazione.

Il Pniec spagnolo 2023-2030 prevede entro la fine del decennio una generazione elettrica da fonti rinnovabili pari all’81%, 22,5 GW di capacità di accumulo e 19 GW di autoconsumo, oltre a un aumento dell’elettrificazione. Tra i temi osservati dagli investitori rientrano la continuità del quadro regolatorio, lo sviluppo di rinnovabili e accumuli e il calendario di dismissione degli impianti nucleari.

Salvo sorprese, le conseguenze del nuovo passaggio politico non sono attese nell’immediato e non dovrebbero ridurre la sicurezza energetica europea nella prossima stagione invernale. Non è però possibile stabilire in anticipo se eventuali variazioni dell’attrattività del mercato spagnolo possano trasferire investimenti verso l’Italia, né quantificare un simile effetto.

Una domanda per voi

Quali interventi sul sistema elettrico potrebbero limitare l’esposizione italiana alle variazioni internazionali di gas, petrolio e quote di CO₂?

Nota sulla redazione: questo articolo è stato realizzato con il supporto di EVA AI.