Un’analisi dello IEEFA evidenzia come in UE il gas, pur essendo diminuita la sua dipendenza, nella formazione dei prezzi dell’elettricità continui ad avere un ruolo determinante in Germania e, soprattutto, in Italia dove il gas ha un ruolo centrale nel sistema energetico, rappresentando quasi la metà della produzione e determinando il prezzo marginale, con la conseguenza che la guerra in Iran con l’interruzione dei flussi hanno aumentato la volatilità dei prezzi globali del gas, con ripercussioni dirette sui prezzi dell’elettricità.
– La guerra in Iran ha fatto aumentare i prezzi del gas in Europa, provocando impennate dei prezzi dell’elettricità in Italia e Germania. Ciò riflette la frequenza con cui il prezzo del gas determina il prezzo marginale dell’energia elettrica in questi mercati.
– Le centrali elettriche a gas hanno un’influenza sproporzionata sui prezzi dell’elettricità in tutta l’UE. Tuttavia, la correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricità è molto più forte in Italia e Germania che in Francia o Spagna.
– Il problema non risiede nella struttura del mercato, bensì nella dipendenza strutturale dal gas per la produzione di energia elettrica.
–I paesi dell’UE possono limitare l’influenza delle centrali a gas sui prezzi dell’elettricità accelerando la diffusione delle energie rinnovabili, ampliando la rete e migliorandone la flessibilità.
Sono gli aspetti chiave dell’Analisipubblicata il 20 aprile 2026 dall’Institute for Energy Economics and Financial Analysis(IEEFA), prestigioso think tank globale specializzato sulle questioni relative ai mercati, alle tendenze e alle politiche dell’energia, con l’obiettivo di accelerare la transizione verso un’economia energetica diversificata, sostenibile e redditizia, a firma diJonathan Bruegel, analista del settore energetico per il team europeo dell’IEEFA ed esperto dei mercati energetici mondiali, avendo lavorato per diverse società di produzione di energia elettrica.
Il briefing evidenzia che laguerra con l’Iran del 2026e l’interruzione dei flussi di gas naturale liquefatto (GNL) attraverso lo Stretto di Hormuz hanno aumentato lavolatilità dei prezzi globali del gas, con ripercussioni dirette sui mercati energetici europei. Anche in assenza di interruzioni fisiche delle forniture, il premio di rischio insito nei mercati del gas può influenzare significativamente i prezzi dell’energia.
Durante i recenti periodi di tensione geopolitica, gli aumenti dei prezzi del gas sul Title Transfer Facility (TTF), il mercato di riferimento europeo per lo scambio di gas, si sono tradotti inforti impennate dei prezzi dell’elettricità per il giorno successivo in Italia e Germania. Ciò riflette la frequenza con cui il gas determina il prezzo marginale in questi mercati, amplificando la trasmissione degli shock di prezzo del gas ai prezzi dell’energia elettrica. Al contrario,l’impatto è stato molto più limitato in Francia e nella penisola iberica.
Le divergenze di Prezzo, sottolinea Bruegel, non rappresentano una distorsione temporanea. Riflettono la struttura fondamentale dei mercati elettrici europei, dovei prezzi sono determinati dai costi marginali. Il sistema è ben consolidato, armonizzato in tutta l’UE e fondamentalmente efficiente: la produzione viene distribuita in ordine di costo marginale crescente el’ultima unità necessaria a soddisfare la domanda determina il prezzo di mercato.
Negli ultimi mesi, questo meccanismo è stato visibile in tempo reale. I prezzi del gas TTF per il mese successivo hanno oscillato tra circa 20-30 euro per megawattora (MWh) epicchi superiori a 60-70 euro/MWh durante i periodi di tensione geopolitica. Ciò ha comportato prezzi dell’elettricità per il giorno successivo superiori a120-150 euro/MWh in mercati come l’Italia e la Germania, mentrein Francia si sono mantenuti più vicini a 60-80 euro/MWh nello stesso periodo.
Il gas non domina i volumi, ma continua ad influenzare i prezzi.
Il gas rappresenta circa il 18-20% della produzione totale di energia elettrica nell’UE, in calo rispetto al 25% circa precedente alla crisi energetica del 2022. In termini di produzione di energia elettrica,la dipendenza dal gas è diminuita; nella formazione deiprezzi, invece, non è avvenuto lo stesso.
Nell’ambito del sistema di ordinamento per merito, la generazione a basso costo marginale, come quella nucleare, idroelettrica, eolica e solare, viene attivata per prima. Lecentrali a gas, con costi marginali più elevati dovuti ai prezzi del combustibile e delle emissioni di carbonio, si trovano in cima alla gerarchia e vengono attivate quando la domanda supera la disponibilità di generazione più economica o quando è richiesta flessibilità del sistema.
Nella maggior parte dei mercati dell’UE, il gas in genere determina il prezzo marginale solo per poche centinaia o al massimo 1.500 ore all’anno. Queste ore, tuttavia, tendono a coincidere con periodi di elevata domanda o di bassa produzione da fonti rinnovabili, e quindi con iprezzi più alti. Di conseguenza, le centrali a gas hanno un’influenza sproporzionata sui prezzi medi annui dell’elettricità.
Il legame tra i prezzi del gas e quelli dell’energia elettrica varia notevolmente in tutta Europa.
InItalia e in Germania la correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricità è molto più forte che in Francia o nella penisola iberica.
Nel 2024, i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica in Francia e Spagna si attestavano generalmente tra i 55 e i 70 euro/MWh. In Germania e nei Paesi Bassi, i prezzi erano più elevati e più volatili, tipicamente tra i 75 e i 95 euro/MWh.In Italia, i prezzi raggiungevano costantemente i 90-110 euro/MWh.
Queste differenze emergono nonostante la forte interconnessione fisica tra i mercati. Sono determinate principalmente dalle differenze nel mix di generazione e, soprattutto, dalla frequenza con cui il gas determina il prezzo marginale.
InFrancia, dove l’energia nucleare domina il mix di generazione,il prezzo del gas è un fattore relativamente raro. Anche inSpagna e Portogallo, dove le energie rinnovabili rappresentano ormai più della metà della produzione annua, ilruolo del gas è limitato a periodi più brevi.
Come rilevato in un precedentebriefing del 2024,co-firmato conAna Maria Jaller-Makarewicz, Brueghel aveva segnalato comein Italia il gas rimanga centrale nel sistema, rappresentando quasi la metà della produzione edeterminando il prezzo marginale per una quota di ore molto maggiore. In Germania, nonostante la significativa capacità di produzione da fonti rinnovabili,gas e carbone svolgono un ruolo di bilanciamento, soprattutto durante i periodi di bassa produzione eolica e solare.
Il problema non è la progettazione del mercato, ma la dipendenza strutturale dal gas.
L’UE ha ridotto significativamente la sua dipendenza dal gasdotto russo. Nel 2025, la Russia rappresentava circa il 12% delle importazioni dell’UE, in calo rispetto al 45% del 2021. Questa quota è stata in gran parte sostituita dalGNL, che ora rappresenta circa il 48% delle importazioni di gas dell’UE.
La diversificazione dei fornitori di gas non ha ridotto l’esposizione alla volatilità dei prezzi del gas.I prezzi del gas in Europa sono ora più strettamente legati ai mercati globali del GNL, che sono influenzati dalla domanda in Asia, dai rischi di approvvigionamento in Medio Oriente e dai vincoli infrastrutturali globali.
L’aumento della capacità di energia rinnovabile da solo non risolverà il problema. La congestione della rete sta già limitando la produzione di energia rinnovabile in diversi mercati. L’IEEFA stima che l’Italia riduca annualmente la produzione di energia rinnovabile di 2-4 terawattora. InGermania, i costi di ridistribuzione e limitazione della produzione hanno superato i 3 miliardi di euro all’anno negli ultimi anni, raggiungendo un picco di oltre 4 miliardi di euro nel 2022, secondo l’Agenzia federale delle reti. Entrambi i paesi continuano a fare affidamento sul gas per la domanda di picco, il bilanciamento e, in alcuni casi, la produzione a carico intermedio.
Non si tratta di un fallimento nella progettazione del mercato, si sottolinea nell’analisi, bensì è causato dalladipendenza strutturale dal gas per la produzione di energia elettrica. Il sistema di assegnazione degli ordini di merito funziona come previsto e rimane il modo più efficiente per gestire la produzione e segnalare le carenze di energia. È ben compreso e armonizzato in tutta Europa.Riprogettarlo non risolverebbe il problema di fondo.
Sebbene le centrali a gas determinino il prezzo marginale solo per un numero limitato di ore all’anno, la loro influenza sui prezzi fa sì chele fluttuazioni del mercato del gas continuino a condizionare i prezzi medi annui dell’elettricità. Per Brueghel, questo dettaglio viene spesso rappresentato in modo errato, anche nel dibattito politico.
Ridurre questa dipendenza richiede un maggiore utilizzo delle energie rinnovabili e la risoluzione dei vincoli di sistema attraverso l’espansione della rete, una maggiore flessibilità(gestione della domanda, accumulo a batteria e impianti idroelettrici a pompaggio)e un ruolo inferiore del gas sia nei periodi di punta che in quelli non di punta.
Fino a quando ciò non accadrà, conclude Brueghel,iprezzi dell’elettricità in Europa rimarranno strutturalmente legati a quelli del gas, integrando l’esposizione al rischio geopolitico e agli shock dei prezzi nel cuore del sistema energetico dell’UE.
Immagine di copertina: fonte IEEFA