Nuje ca perdimmo ‘a pace e ‘o suonno è l’incipit di una nota canzone napoletana degli anni ‘50*, ma anche una singolare premonizione sui tratti distintivi dell’estate 2026, tra la crisi di Hormuz e temperature record. Le notti di chi scrive scorrono lente nel tentativo di risolvere un dilemma: condizionatore acceso o finestre aperte? Contribuire al cambiamento climatico o subire l’inquinamento sonoro di una grande città. Pagare una bolletta elettrica più alta o rendere di meno al lavoro.

Sebbene gli studi economici sull’energia siano spesso considerati “di settore”, i dilemmi cui accennavo hanno una portata generale: riguardano la qualità della vita, bene essenziale che costa sempre di più, in proporzione alla bolletta elettrica. Accanto a questi dilemmi c’è poi una complementarietà tra le “transizioni gemelle” – ecologica e digitale – che spero di chiarire nel seguito di questo articolo. 

I dati tratti dai rapporti del GME e di Terna mostrano chiaramente le tensioni rialziste che hanno caratterizzato questa torrida estate. Il PUN Index GME nel mese di luglio è salito a 157,04 €/MWh, registrando un balzo di +24,53 €/MWh rispetto al mese precedente. Nel confronto con il luglio 2025, l’incremento nel prezzo baseload è stato di +38,8% (pari a un rincaro di 43,91 €/MWh). I rialzi hanno colpito indistintamente le ore di picco (158 €/MWh, +27 €/MWh su giugno) e quelle fuori picco (157 €/MWh, +23 €/MWh). Si tratta di un fenomeno guidato non solo dalle condizioni di offerta, ma anche da cambiamenti in parte strutturali nella domanda. I volumi scambiati nel sistema hanno toccato i 29,4 TWh (+11,2% rispetto a giugno), di cui 24,9 TWh su IPEX e 4,5 TWh fuori borsa. Secondo Terna, la punta massima di potenza è stata registrata mercoledì 15 luglio (in orario 16:00-17:00) a ben 57.940 MW (+4,5% anno su anno).

Dal lato dell’offerta, si riscontra una flessione dell'idrico (-21,3% su base annua, per un totale di 3.592 GWh) comprensibile in una stagione così calda; carenza di offerta aggravata dall’eolico in contrazione (1.465 GWh, -373 GWh rispetto al 2025) mentre le vendite dei cicli combinati a gas sono aumentate. La quota di mercato delle fonti tradizionali è salita al 52,0% (+7,5 punti percentuali), relegando le rinnovabili al 46,4%. Il solare nel mese di luglio 2026 ha raggiunto un picco produttivo pari a 6.709 GWh (+1.144 GWh sul 2025), spinto sia dall’irraggiamento che dall’aumento di capacità in esercizio (+946 GWh), senza però riuscire a compensare la contrazione dell’eolico e dell’idroelettrico.

Nel mese di agosto appena concluso, le tendenze evidenziate sono emerse in maniera ancora più netta. La media del PUN Index calcolata su dati GME si è attestata a 180 €/MWh, vale a dire +14,6% rispetto a luglio (22,96 €/MWh in più). Considerando che la media del PUN ad agosto 2025 è stata 108,79 €/MWh, l'estate 2026 ha segnato un incremento percentuale del +65,46% (+71,21 €/MWh in termini assoluti). Gli acquisti nel mercato del giorno prima sono saliti a 26,47 TWh (+6,3% su luglio).

Sebbene i prezzi riportati siano inferiori a quelli registrati durante la crisi del gas del 2022, i cambiamenti geopolitici, climatici e tecnologici intervenuti nel frattempo segnalano l’inizio di una tendenza strutturale molto difficile da gestire.

In primo luogo, la crisi dello Stretto di Hormuz è una rilevante causa del rincaro anno su anno nei prezzi dell’energia elettrica secondo l’Electricity Mid-Year Update 2026 dell’IEA e non solo in Italia. Nel 2022, il blocco del gas russo via gasdotto aveva sottratto 155 mld mc all'Europa, pari a circa il 45% dell'import. La crisi di Hormuz di quest’anno ha invece bloccato il transito di circa il 20% del commercio di GNL mondiale, pari solo a circa il 3% dell'offerta mondiale totale (Global Gas Report SNAM-IGU, agosto 2026). Il PSV ha raggiunto una media di 56,82 €/MWh a luglio, mentre il TTF è salito a 53,23 €/MWh (si tratta di rialzi di circa il 20% rispetto a giugno 2026). Nonostante i volumi persi siano inferiori rispetto al 2022, i prezzi salgono così tanto perché le aspettative di un'escalation spingono i trader ad accaparrare contratti futures, facendo impennare le quotazioni a prescindere dai reali volumi fisici stoccati.

Tuttavia, sui rincari di quest’estate pesano “forzanti” dal lato della domanda, innanzitutto il cambiamento climatico, come fa notare un recente report di Ember (+28% nella domanda di raffrescamento) e come attestato da Terna, che ha stimato un aumento delle temperature di 1,2 °C anno su anno nel luglio 2026 e di quasi 2°C rispetto alla media mensile decennale. Un altro cambiamento importante riguarda la domanda di energia elettrica da parte dei data center. Già alla fine del 2024, l'Osservatorio Data Center del Politecnico di Milano aveva rilevato un consumo annuo pari a 5,8 TWh (circa il 2% del fabbisogno elettrico nazionale), ma a fine 2025 le richieste di allaccio in alta tensione per queste infrastrutture presentate a Terna hanno toccato la quota di 68,5 GW, e successivamente 95,38 GW al 21 agosto 2026 (fonte: Sole 24 ore del 23 agosto 2026). Nei primi 8 mesi del 2026, Terna ha ricevuto circa 300 domande di connessione alla rete, il 48,2% in più rispetto ai primi mesi del 2025. Possiamo attenderci scenari di crescita strutturale del fabbisogno di energia espresso dai data center, come indicato in una recente intervista rilasciata a Repubblica dalla direttrice dell’Osservatorio, Marina Natalucci.

A questo fenomeno va sommata la crescita dei consumi industriali di energia elettrica, attestata dai valori dell’indicatore IMCEI (l'Indice Mensile dei Consumi Elettrici Industriali calcolato da Terna su un campione di circa mille imprese energivore). L'IMCEI ha registrato a luglio 2026 un aumento del +2,1% anno su anno rispetto a luglio 2025, portando la crescita complessiva dei primi sette mesi del 2026 al +4,0% sul periodo corrispondente dell'anno precedente.

Cosa fare per ridurre i costi in bolletta e dunque migliorare la qualità della vita nel nostro Paese? Serve una transizione ecologica rapida almeno quanto quella digitale.

Secondo i dati ufficiali Terna (monitoraggio "Obiettivi capacità FER al 2026" pubblicato nel Rapporto Mensile di luglio 2026), l'Italia ha registrato una crescita complessiva della capacità rinnovabile, ma in maniera insufficiente rispetto al burden sharing (la ripartizione regionale degli oneri imposta dal recente Decreto Aree Idonee). Il target progressivo nazionale fissato per dicembre 2026 prevedeva l'installazione di 31.577 MW aggiuntivi di nuova capacità rispetto alla fine del 2020. Nel luglio 2026, la variazione netta cumulativa a livello nazionale si è attestata a 29.063 MW, quindi mancano ancora 3.454 MW da installare entro fine anno. L'analisi territoriale di Terna evidenzia uno scenario regionale disomogeneo, con ritardi localizzati soprattutto nel Mezzogiorno e sulle isole. Alcune Regioni trainano lo sviluppo della capacità rinnovabile, in primis il Lazio (con 1.428 MW oltre il proprio obiettivo intermedio); a seguire Lombardia e Piemonte.

Bisogna inoltre puntare sugli accumuli necessari a gestire l’intermittenza di eolico e solare. Il nostro Paese ha raggiunto una potenza totale di 8 GW nel mese di luglio 2026. Siamo lontani dai 16 GW tedeschi o dalla California, ma ben più protetti rispetto alla Spagna ancora memore del blackout. Si registra però un rallentamento nei primi 7 mesi del 2026, quando secondo Terna la potenza nominale e la capacità utilizzabile massima degli accumuli in esercizio sono aumentate meno che nello stesso periodo del 2025. La peculiarità del modello italiano per gli accumuli è la sua distribuzione sul territorio, con oltre 930.000 impianti installati presso le utenze residenziali corrispondenti ad 1 impianto ogni 63 abitanti; la Germania, con volumi assoluti maggiori (2,2 milioni di batterie), registra un rapporto di 1 a 38.

Una delle sfide sarà ora quella di passare dal residenziale all'installazione su vasta scala degli impianti utility-scale, per stabilizzare la rete e arginare la corsa dei prezzi estivi, ormai prevedibile anche per il 2027 se saranno consolidate le tendenze climatiche, geopolitiche e tecnologiche in atto.

* Anema e core” di Salve D’Esposito e Tito Manlio, 1950.