AleaSoft Energy Forecasting, 22 luglio 2026. Le temperature elevate, il rischio geopolitico nello stretto di Hormuz, i bassi livelli di gas stoccato e le interruzioni degli impianti legate al caldo delineano un’estate impegnativa per i mercati elettrici europei. In questo contesto, i prezzi elevati e la volatilità del mercato riportano in primo piano la necessità di strategie di copertura del rischio ben progettate, sostenute da previsioni affidabili dei prezzi del mercato elettrico.
Un’estate che mette sotto pressione offerta e domanda
Le ondate di calore incidono sull’equilibrio del sistema elettrico. Da un lato, aumentano la domanda di elettricità a causa dell’uso di impianti di condizionamento, refrigerazione e ventilazione. Dall’altro, possono ridurre la disponibilità di alcune tecnologie di generazione e limitare la capacità delle reti elettriche e di altre apparecchiature.
La terza settimana di luglio ha mostrato con chiarezza questa pressione. I prezzi medi settimanali hanno superato €110/MWh nella maggior parte dei principali mercati elettrici europei. Il mercato italiano ha raggiunto la media più alta, oltre €160/MWh, mentre il prezzo giornaliero del mercato iberico ha superato €138/MWh il 15 luglio.
Questi livelli non sono stati il risultato di un solo fattore. Una minore produzione fotovoltaica in diversi mercati, un calo della produzione eolica in alcuni paesi, una domanda in aumento e un gas più caro hanno coinciso nel corso della settimana. Questo accumulo di fattori rende gli episodi di prezzi elevati difficili da gestire senza strumenti di previsione e di controllo del rischio.
Hormuz: un rischio lontano con un impatto immediato sull’Europa
Lo stretto di Hormuz dimostra ancora una volta che la geopolitica dell’energia ha effetti diretti sulla bolletta elettrica europea. Questa rotta trasporta una quota essenziale del commercio mondiale di petrolio e circa un quinto del commercio mondiale di gas naturale liquefatto, proveniente in gran parte dal Qatar.
Le restrizioni al traffico, gli attacchi alle navi o la possibilità di un’interruzione prolungata introducono un premio per il rischio nei prezzi del Brent e nei prezzi del gas. Per l’Europa, questa situazione è particolarmente rilevante perché il gas naturale rimane la tecnologia marginale in molte ore e ha quindi un’influenza decisiva sulla formazione dei prezzi del mercato elettrico.
Il mercato non ha bisogno di attendere un’interruzione effettiva per reagire. Una maggiore probabilità di problemi di approvvigionamento è sufficiente a far salire i contratti a termine, ad aumentare il costo del GNL e a intensificare la concorrenza tra Europa e Asia per i carichi disponibili. In un’estate calda, questa pressione si amplifica perché il consumo di elettricità aumenta e, con esso, la necessità di generazione a gas nelle ore di minore produzione rinnovabile.
Le possibili interruzioni legate al caldo aggiungono ulteriore pressione
Le temperature estreme possono incidere anche sull’offerta. Alcune centrali nucleari e termiche necessitano di grandi quantità di acqua per il raffreddamento. Quando la temperatura dei fiumi è elevata, le restrizioni ambientali possono costringere gli operatori a ridurre la produzione o a fermare temporaneamente le unità per evitare un impatto eccessivo sugli ecosistemi.
Questi vincoli si sono già concretizzati in Francia durante i recenti episodi di caldo, con diversi reattori nucleari fermati o funzionanti a potenza ridotta. Anche quando le riduzioni sono di portata limitata, il loro impatto può essere significativo quando coincidono con una domanda elevata, una minore produzione eolica o solare e prezzi del gas elevati.
Il rischio non si limita alle centrali. Il caldo estremo può anche ridurre la produttività industriale, alterare i programmi, aumentare i consumi legati al raffreddamento e accrescere la probabilità di incidenti ad apparecchiature e infrastrutture. Per i grandi consumatori, l’estate diventa così una prova di stress operativa e finanziaria.
La copertura per proteggere i margini
Di fronte a questo scenario, limitarsi ad aspettare che i prezzi scendano non è una strategia. Non coprirsi è anch’essa una decisione di mercato, poiché significa accettare la piena volatilità del prezzo spot.
Le strategie di copertura mediante contratti a termine, contratti a prezzo fisso, PPA o strutture con collar e floor consentono alle imprese di ridurre l’esposizione, stabilizzare i costi dell’elettricità e proteggere i margini commerciali. Tuttavia, una copertura adeguata non consiste nel fissare tutto il consumo allo stesso prezzo e in un unico momento. Deve tenere conto del profilo orario, della stagionalità, della flessibilità della domanda, dell’autoconsumo di elettricità, dello stoccaggio di energia e della tolleranza al rischio di ciascuna impresa.
La contrattazione a strati e su orizzonti diversi tende a offrire una protezione più robusta rispetto a una singola decisione. È inoltre essenziale evitare una copertura concentrata unicamente sul prodotto solare. Per molte industrie, il rischio maggiore si colloca nelle ore del pomeriggio e della sera, quando la produzione fotovoltaica diminuisce e i prezzi possono salire rapidamente.
La previsione e la copertura come parte della strategia industriale
L’estate attuale ricorda che l’incertezza non può essere eliminata, ma può essere misurata e gestita. In mercati con prezzi elevati e rischi simultanei come il caldo, le interruzioni del traffico attraverso lo stretto di Hormuz o le restrizioni alla generazione, la previsione e le strategie di copertura smettono di essere strumenti complementari e diventano parte della strategia industriale di commercializzatori, utility, produttori e grandi consumatori.
Le previsioni di AleaBlue e AleaGreen per decidere con prospettiva
AleaSoft Energy Forecasting mette a disposizione del settore energetico previsioni bancabili che supportano sia le decisioni operative sia l’investimento e il finanziamento dei progetti.
AleaBlue, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in previsioni a breve e medio termine, offre previsioni orarie con un orizzonte fino a tre anni, consentendo di analizzare scenari di prezzo, individuare finestre di copertura e valutare il rischio associato alle diverse strategie di acquisto. Questa visione è particolarmente utile nei periodi in cui l’incertezza meteorologica, la volatilità del gas e i rischi geopolitici coincidono.
Per le decisioni di investimento e finanziamento, AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in previsioni a lungo termine, fornisce curve bancabili di previsione dei prezzi del mercato elettrico, bande di confidenza e scenari probabilistici. Queste previsioni consentono la valutazione di progetti rinnovabili, batterie, sistemi ibridi, autoconsumo e contratti PPA utilizzando ipotesi coerenti su prezzi, volatilità e prezzi catturati.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting
