La scarsità d’acqua frena l’idroelettrico e le centrali a gas fossile che abbisognano di raffreddamento, mentre eolico e fotovoltaico restano economici ma ci sono troppi pochi impianti installati
Il prezzo all’ingrosso dell’elettricità italiana (Pun Index Gme) è salito oggi a 207,84 euro/MWh (in crescita del 7% rispetto a ieri) segnando il livello più alto dal 2022, secondo i dati del Gestore dei mercati energetici (Gme) messi in fila da Montel.
«All’inizio di questa settimana, alcuni analisti – spiegano da Montel – avevano avvertito che i prezzi dell’energia in Italia avrebbero probabilmente continuato a restare sopra i 200 euro/MWh per molte ore, poiché le temperature eccezionalmente elevate continuano a spingere i consumi di aria condizionata in un contesto di generazione rinnovabile limitata e produzione a gas costosa. Le condizioni meteorologiche estreme hanno aumentato la domanda di energia e ridotto la disponibilità di alcune centrali a gas a causa di vincoli legati all’acqua per il raffreddamento».
La siccità in corso sta infatti frenando la producibilità degli impianti idroelettrici, mentre il gas fossile è da sempre il principale problema per il costo dell’elettricità italiana, dato il costo della materia prima, crescente e sottoposto a tensioni geopolitiche. Nel nostro Paese la bolletta energetica pagata all’estero per l’import di combustibili fossili vale tra circa 50 e 100 miliardi di euro l’anno, mentre contestualmente paghiamo l’elettricità più cara d’Europa: ogni tensione sul mercato del gas – come quella in corso a causa della guerra in Medio Oriente – si trasferisce in bolletta, perché il prezzo all'ingrosso è determinato da questo combustibile fossile per oltre il 70% delle ore dell'anno (nella prima parte del 2026 il dato in Spagna era invece del 9%, dal 52% registrato nel 2021, disaccoppiando di fatto il costo dell’elettricità da quello del gas senza intaccare il piano di uscita dal nucleare al 2035).
Eolico e fotovoltaico, invece, continuano a produrre elettricità a una frazione del costo rispetto a quello complessivo all’ingrosso, come mostrano gli esiti delle aste per gli “incentivi” – o meglio i meccanismi di stabilizzazione dei prezzi nel lungo periodo – del decreto Fer X transitorio. Si parla infatti di un prezzo medio da 72,851 €/MWh per l’eolico e 56,825 €/MWh per il fotovoltaico. Allora perché la bolletta non cala?
Perché al contrario di quanto accade in Spagna, tali impianti sono ancora troppo pochi, e troppo poco accompagnati da altri meccanismi ancillari – come la diffusione delle batterie – per coprire la domanda marginale di elettricità nella maggior parte delle ore del giorno. Nei primi sei mesi del 2026, in Italia sono stati installati appena +3,4 GW di nuovi impianti rinnovabili, e continuando con questo ritmo a fine anno ce ne sarebbero dunque 6,8 GW, meno dei +7,2 GW registrati nel 2025 (a loro volta in calo del 3,9% rispetto al 2024).
Il problema è che per raggiungere i pur timidi target al 2030, Legambiente stima la necessità di oltre +11 GW di nuova potenza installata l’anno, il think tank Energy square +15 GW, mentre la filiera industriale di settore si dichiara pronta a traguardare fino a +20 GW l’anno. A frenare sono la disinformazione che limita l’accettabilità sociale dei nuovi impianti, il continuo caos normativo e la lentezza degli iter autorizzativi, che in Italia durano fino a 6 anni per il fotovoltaico e 7-8 anni per l’eolico (con numerosi casi che superano ulteriormente queste soglie); a fronte di tempi medi di 12-24 mesi in molti Stati Ue, i tempi italiani sono dunque di gran lunga fuori dai limiti fissati dalla direttiva Red III. Puntuali interventi normativi – ad esempio sul Testo unico sulle rinnovabili (D. Lgs. 190/2024), o incrementando il personale della Commissione tecnica Pnrr-Pniec cronicamente sotto organico – basterebbero ad alleviare il problema.
