Mercati energetici ad agosto: geopolitica, caldo e stoccaggi mantengono alta la tensione

Agosto si chiude con un quadro dei mercati energetici ancora fortemente condizionato dalla geopolitica e dai fondamentali fisici del sistema europeo. Il mercato ha alternato fasi di rapido rialzo a correzioni altrettanto brusche, reagendo alle notizie provenienti dal Golfo Persico, alle condizioni meteorologiche e alle prospettive sugli approvvigionamenti in vista dell’autunno.

Rispetto alle settimane precedenti, il punto centrale non è più soltanto il rischio geopolitico in sé, ma la sua sovrapposizione con un sistema energetico già sotto pressione per effetto del caldo, della maggiore richiesta di raffrescamento e della necessità di ricostituire le scorte di gas.

Mercati Gas: Hormuz continua a dettare il ritmo del mercato

Il gas europeo resta il principale termometro delle tensioni geopolitiche. Il 25 agosto il TTF front-month ha raggiunto 69,38 €/MWh, massimo degli ultimi mesi.

La dinamica riflette soprattutto l’incertezza attorno allo Stretto di Hormuz. I tentativi diplomatici tra Iran, Oman e Stati Uniti hanno più volte alimentato aspettative di distensione, ma senza produrre finora una soluzione stabile. Il mercato tende quindi a reagire con cautela alle nuove aperture negoziali, incorporando il rischio che eventuali intese temporanee possano non tradursi in una piena normalizzazione dei flussi.

A questo si aggiunge un secondo elemento: anche in presenza di un miglioramento politico, il recupero dell’offerta non sarebbe necessariamente immediato. Le criticità sulle infrastrutture e sulle rotte del GNL continuano quindi a rappresentare un fattore di vulnerabilità per l’Europa.

PUN: il mercato elettrico italiano torna sopra quota 200

La tensione è particolarmente evidente sul mercato elettrico italiano. Il mercato elettrico italiano sta vivendo una fase straordinaria. Il prezzo medio mensile di agosto 2026 si è attestato a 180,00 €/MWh. Il prezzo per la consegna del giorno successivo ha superato i 200 €/MWh in diversi giorni del mese di agosto.

A sostenere i prezzi non è stato soltanto il gas. Le ondate di calore hanno aumentato la domanda elettrica per il raffrescamento e contemporaneamente ridotto la disponibilità di alcune tecnologie di generazione. La siccità ha penalizzato l’idroelettrico, mentre le alte temperature dei corsi d’acqua hanno creato limitazioni operative per impianti nucleari e termoelettrici.

Il sistema si è quindi trovato a fronteggiare una combinazione sfavorevole: maggiore domanda nelle ore più calde e minore flessibilità da alcune fonti programmabili e rinnovabili.

Stoccaggi: la vulnerabilità resta aperta verso il quarto trimestre

Gli stoccaggi europei risultano pieni al 65% della capacità, con l’Italia all’83% e la Germania al 53%.

Il tema è particolarmente rilevante perché il livello delle scorte condiziona direttamente il premio di rischio incorporato nei prezzi autunnali e invernali. Una fase di distensione geopolitica potrebbe alleggerire le quotazioni nel breve periodo, ma non eliminerebbe automaticamente il problema del riempimento.

L’Europa resta quindi esposta alla combinazione tra disponibilità di GNL, velocità delle iniezioni, andamento delle temperature e concorrenza internazionale per i carichi disponibili.

CO₂ e carbone seguono il movimento rialzista

Anche i mercati energetici collegati alla generazione termoelettrica hanno mostrato segnali di rafforzamento. Le quote EUA nel mese di agosto hanno oscillato nell’intervallo 80 - 84€/t mentre il carbone nell’intervallo 118-133 $/t.

L’andamento della CO₂ continua a essere strettamente legato a quello del gas e alle aspettative sulla produzione termoelettrica. Quando aumenta il ricorso alle fonti fossili per compensare la minore disponibilità di altre tecnologie, cresce anche l’attenzione sui costi emissivi associati alla generazione.

Sul carbone, il contesto italiano si sta evolvendo in modo diverso rispetto alle prime fasi della crisi energetica. Il Governo ha infatti superato l’ipotesi di mantenere in stand-by le centrali di Civitavecchia e Brindisi, inizialmente considerate una riserva strategica da riattivare in caso di criticità negli approvvigionamenti di gas o di tensioni sul sistema elettrico. L’orientamento attuale è invece quello di procedere con la dismissione definitiva degli impianti e con la riconversione delle aree produttive in poli industriali dedicati alle tecnologie a zero emissioni.

Caldo e sistema energetico: un rischio sempre meno episodico nei mercati energetici

Uno degli elementi più rilevanti emersi ad agosto è il ruolo delle temperature estreme come fattore trasversale di rischio.

Il caldo non incide soltanto sulla domanda elettrica. Riduce l’efficienza di alcune tecnologie, limita la disponibilità di acqua per il raffreddamento, mette sotto pressione l’idroelettrico e può ridurre le prestazioni degli impianti fotovoltaici nelle ore di maggiore temperatura.

Questo significa che un’ondata di calore può contemporaneamente aumentare i consumi e ridurre parte dell’offerta disponibile, amplificando il ricorso alla generazione termoelettrica e quindi l’esposizione al prezzo del gas.

Cosa significa per le imprese?

Per le aziende, agosto conferma che il rischio energetico non può più essere letto attraverso un singolo indicatore.

Gas, elettricità, CO₂, disponibilità delle fonti e geopolitica si muovono in modo sempre più interdipendente. In questo scenario, la volatilità può trasferirsi rapidamente dallo spot ai contratti forward e modificare in pochi giorni le condizioni di approvvigionamento.

In vista dell’autunno, i principali elementi da monitorare restano quindi l’evoluzione dei negoziati su Hormuz, il ritmo di riempimento degli stoccaggi, la disponibilità dei flussi di GNL e l’andamento meteorologico europeo.

Consulta anche l’aggiornamento sui mercati energetici del mese precedente: mercato luglio 2026

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