Il momento critico: dopo il tramonto

Il picco massimo è arrivato alle 20:45, dopo il tramonto. Durante il giorno, l'energia solare aveva raggiunto il record assoluto di 45 TWh in tutta l'UE a giugno 2025 , mantenendo i prezzi bassi. Ma quando il sole è calato, la potenza fotovoltaica è sparita dalla rete, mentre la domanda di condizionatori era ancora altissima e le centrali termiche non riuscivano a compensare. Risultato: prezzi alle stelle.

Gli altri mercati europei: un'ondata di record

• Belgio e Paesi Bassi: il primo luglio 2025, i prezzi orari belgi e olandesi hanno già toccato i 517,57 €/MWh alle 20:00, prima del picco ancora più alto di fine giugno .
• Francia: i prezzi sono schizzati su avvisi di tagli alla produzione nucleare, contribuendo a un rincaro del 175%+ in diversi mercati europei .
• Germania: i prezzi medi giornalieri sono quasi triplicati (+175%) rispetto a un giorno normale .
• Polonia: il prezzo ha raggiunto 470 €/MWh il 1° luglio .
• Grecia: a fine settembre 2025, i prezzi sono schizzati del 34,5% in un solo giorno, con una media di 141,58 €/MWh e punte di 425,83 €/MWh .
• Italia e Spagna: hanno registrato i picchi di domanda giornaliera più alti del 2025 .

I fattori strutturali di fondo

Prospettive e preoccupazioni per la sicurezza energetica

• Prezzi intra-day sempre più divergenti: il Q3 2025 ha registrato un numero record di ore a prezzo negativo (oltre 500 ore in Paesi Bassi, Spagna e Svezia) durante le ore di massima produzione solare, alternate a picchi altissimi la sera .
• Centrali termiche e nucleari sempre più vulnerabili al caldo estremo: l'ondata di calore ha dimostrato che la generazione termoelettrica europea è sempre più esposta a fermi imprevisti proprio quando la domanda è più alta .
• Necessità di flessibilità e accumulo: think tank energetici e gestori di rete (come Elia, il TSO belga) avvertono che senza una crescita adeguata di capacità flessibile (batterie, pompaggi, demand response) il rischio di picchi serali aumenterà .
• Rischio di co-spike tra mercati interconnessi: quando Belgio, Paesi Bassi, Francia e Germania sono tutti sotto stress contemporaneamente, non c'è surplus da importare, e i prezzi salgono insieme .
• Domande al Parlamento Europeo: deputati hanno chiesto alla Commissione come intenda garantire la resilienza delle centrali termiche e nucleari con l'aumento delle temperature, e se le valutazioni di adeguatezza della rete (come i summer outlook ENTSO-E) tengano conto di rischi meteorologici composti .

Il momento critico: dopo il tramonto

Il picco massimo è arrivato alle 20:45, dopo il tramonto. Durante il giorno, l'energia solare aveva raggiunto il record assoluto di 45 TWh in tutta l'UE a giugno 2025 , mantenendo i prezzi bassi. Ma quando il sole è calato, la potenza fotovoltaica è sparita dalla rete, mentre la domanda di condizionatori era ancora altissima e le centrali termiche non riuscivano a compensare. Risultato: prezzi alle stelle.

Gli altri mercati europei: un'ondata di record

• Belgio e Paesi Bassi: il primo luglio 2025, i prezzi orari belgi e olandesi hanno già toccato i 517,57 €/MWh alle 20:00, prima del picco ancora più alto di fine giugno .
• Francia: i prezzi sono schizzati su avvisi di tagli alla produzione nucleare, contribuendo a un rincaro del 175%+ in diversi mercati europei .
• Germania: i prezzi medi giornalieri sono quasi triplicati (+175%) rispetto a un giorno normale .
• Polonia: il prezzo ha raggiunto 470 €/MWh il 1° luglio .
• Grecia: a fine settembre 2025, i prezzi sono schizzati del 34,5% in un solo giorno, con una media di 141,58 €/MWh e punte di 425,83 €/MWh .
• Italia e Spagna: hanno registrato i picchi di domanda giornaliera più alti del 2025 .

I fattori strutturali di fondo

Prospettive e preoccupazioni per la sicurezza energetica

• Prezzi intra-day sempre più divergenti: il Q3 2025 ha registrato un numero record di ore a prezzo negativo (oltre 500 ore in Paesi Bassi, Spagna e Svezia) durante le ore di massima produzione solare, alternate a picchi altissimi la sera .
• Centrali termiche e nucleari sempre più vulnerabili al caldo estremo: l'ondata di calore ha dimostrato che la generazione termoelettrica europea è sempre più esposta a fermi imprevisti proprio quando la domanda è più alta .
• Necessità di flessibilità e accumulo: think tank energetici e gestori di rete (come Elia, il TSO belga) avvertono che senza una crescita adeguata di capacità flessibile (batterie, pompaggi, demand response) il rischio di picchi serali aumenterà .
• Rischio di co-spike tra mercati interconnessi: quando Belgio, Paesi Bassi, Francia e Germania sono tutti sotto stress contemporaneamente, non c'è surplus da importare, e i prezzi salgono insieme .
• Domande al Parlamento Europeo: deputati hanno chiesto alla Commissione come intenda garantire la resilienza delle centrali termiche e nucleari con l'aumento delle temperature, e se le valutazioni di adeguatezza della rete (come i summer outlook ENTSO-E) tengano conto di rischi meteorologici composti .