Il mercato elettrico europeo si trova in una fase di trasformazione significativa, influenzata da prezzi volatili dei combustibili, dinamiche di domanda e offerta in evoluzione e dall’integrazione accelerata delle rinnovabili. Proprio le rinnovabili hanno condizionato pesantemente gli esiti di mercato nei diversi paesi e hanno ampliato il gap tra quelli che ancora necessitano di baseload termico (Italia, Germania, Regno Unito) e quelli in cui, in alcuni mesi dell’anno (tipicamente in primavera), l’output termico è ormai sostanzialmente inesistente (Francia, Iberia, paesi Nordici) e la domanda è coperta quasi interamente da “low carbon” technologies (nucleare, idroelettrico, vento e solare appunto).
Il 2025 ha visto cambiamenti notevoli nello scenario dei combustibili, e un progressivo scostamento fra il prezzo del gas, in discesa per quasi tutto l’anno, e il prezzo della CO2. A partire dalla primavera del 2025 infatti, i prezzi della CO2 (EUA allowance) sono cresciuti di un 30% fino a toccare i quasi 90 €/ton, mentre il prezzo del gas (TTF) è sceso del 25-30% negli ultimi 6 mesi fino ad arrivare a 27 €/MWh. La traiettoria discendente del gas – in decoupling rispetto alla CO2 – ha influenzato l’ordine di merito e il mix di generazione in tutta Europa.
La discesa dello short run marginal cost (SRMC), ovvero il costo di produzione variabile, delle centrali a gas al di sotto di quelle alimentate a lignite, ha aperto una finestra di switching lignite→gas che sarà molto rilevante durante i mesi invernali. Nel complesso, il 2025 ha consegnato prezzi medi più alti rispetto al 2024 e all’atteso 2026 in molti mercati europei, soprattutto per via dei prezzi alti del gas durante lo scorso inverno, caratterizzato da un lungo e persistente periodo di assenza di vento in molti paesi. L’Italia ha parzialmente beneficiato di queste dinamiche, dal momento che il prezzo relativamente basso del gas ha portato il future per il 2026 sotto il corrispondente di altri paesi europei con un mix più dipendente dal carbone, come per esempio la Polonia.
Il meteo infatti ha giocato un ruolo chiave nel 2025: l’inverno scorso è stato generalmente mite (tranne febbraio) in Europa continentale e paesi nordici, ma con basso contributo eolico; addirittura fra ottobre 2024 e aprile 2025 si sono misurati 7 mesi consecutivi con produzione eolica sotto la media. L’estate è stata pure mite, con una sola ondata di calore tra giugno e luglio e una forte produzione solare nel Sud Europa; infine, durante l’autunno abbiamo assistito a una buona ripresa dell’eolico (soprattutto tra ottobre e l’inizio di novembre) e persistenza di buona produzione solare, con un solo piccolo periodo freddo e calmo (la cosiddetta dunkelflaute) a metà novembre.
La domanda elettrica europea nel 2025 è cresciuta di circa +0,5% rispetto al 2024, con variazioni marcate tra paesi. In alcuni casi, si sono registrate variazioni negative o consumi stabili che riflettono la generazione solare embedded (quella ad esempio autoconsumata direttamente da chi la produce) non contabilizzata nei consumi. Per il 2026 ci attendiamo un +1,7% per i consumi a livello europeo, spinto da segnali incoraggianti di elettrificazione in molti settori (riscaldamento con pompe di calore, veicoli elettrici, ecc...) e un ritorno ai livelli pre‑crisi tra il 2027 e il 2028.
La variabilità intra giornaliera del carico residuo (ovvero domanda elettrica richiesta dalla rete eolico−solare) è continuata ad aumentare, soprattutto nella stagione estiva e primaverile (Q2 e Q3), segnalando l’impatto crescente delle rinnovabili. Un’altra tendenza da sottolineare è come la media del carico residuo sia in discesa anno dopo anno, ma la variabilità giornaliera sia aumentata: più ore estreme sia al ribasso (nessun bisogno di termoelettrico) sia al rialzo (flotta termica che produce alla massima potenza).
L’Europa ha registrato un calo di ~4% su base annua della capacità di base, perlopiù per dismissioni di centrali a carbone (Germania, Spagna) e nucleari (Belgio). Nuove CCGT sostituiranno parte della baseload in Belgio e Polonia, ma entreranno a regime tra fine inverno e primavera.
In Francia la disponibilità nucleare si mantiene su ottimi livelli, e a fine gennaio entrerà definitivamente in servizio il nuovo reattore Flamanville 3. Anche la disponibilità idroelettrica, sebbene leggermente al di sotto del normale, si mantiene su livelli accettabili; per questo motivo ci aspettiamo che la Francia non abbia difficoltà a continuare a provvedere al fabbisogno nei momenti di picco di molti paesi europei, e ad esportare fra gli 80 e i 90 TWh all’anno.
In Italia, la novità nel panorama elettrico 2025 è stata soprattutto l’espansione della capacità solare installata, che dopo essere rimasta in stagnazione fra il 2011 e il 2021, è raddoppiata negli ultimi 5 anni da ~20 GW (2021) a ~40 GW (2025), fino ad arrivare a circa ~42,5 GW a dicembre 2025. Ci aspettiamo che il trend continui e che la capacità installata possa arrivare a 80 GW entro il 2032 e fino a 120 GW entro il 2040.
Il basso prezzo del gas rispetto al carbone favorirà un ulteriore aumento della produzione gas‑to‑power in Europa: per il 2026 ci aspettiamo un aumento di ~20% (da ~400 a ~480 TWh in Europa), mentre carbone e lignite dovrebbero scendere a minimi storici (-35%, da ~220 a ~140 TWh).
Le rinnovabili intermittenti (eolico e solare) presentano sfide peculiari: bassi fattori di capacità; cannibalizzazione tra paesi (output correlati → soppressione dei prezzi); curtailment (riduzione forzata della produzione solare ed eolica per oversupply) e prezzi negativi nelle fasi di oversupply; calo del capture price e capture rate (più marcato per il solare in estate e per l’eolico in inverno). Nei paesi ad alta penetrazione e con forti interconnessioni (Danimarca, Germania, Penisola Iberica) i capture rate (la percentuale di prezzo spot dell’elettricità percepita da produttori eolici o solari) sono particolarmente bassi e il curtailment più frequente. L’Europa oggi copre ~30% della generazione con eolico+solare, ~50% con rinnovabili e >70% con tecnologie low‑carbon, ed è sostanzialmente in linea per arrivare a coprire due terzi del fabbisogno elettrico con energia rinnovabile entro il 2030, come prefissato nei target più recenti di decarbonizzazione.
Allo stesso tempo il curtailment è divenuto sempre più comune. In Germania le ore con prezzi negativi nel 2025 sono salite oltre le 500; in Spagna il numero è raddoppiato dal 2024 al 2025.
Batterie e altri sistemi di accumulo sarebbero ottime soluzioni di mitigazione, ma al momento in molti paesi europei la connessione di questi impianti alla rete elettrica è ancora troppo lenta: in Germania, per esempio, sono attivi solamente 2,5 GW di batterie, un numero non sufficiente ad assorbire i picchi di sovraproduzione solare nei mesi primaverili. In Italia a settembre 2025 sono stati assegnati i primi 10 GWh con il primo bando MACSE per il 2028, con un modello che offre una remunerazione fissa per MWh da parte del TSO (TERNA), riducendo il rischio e migliorando la bancabilità. Il modello italiano rappresenta una soluzione interessante e molti paesi stanno guardando favorevolmente a modelli simili al MACSE per velocizzare lo sviluppo di sistemi BESS.
