Mercati energetici ad aprile 2026: crisi del Golfo, volatilità estrema e implicazioni per imprese e operatori
Aprile 2026 resterà il mese in cui la crisi energetica nata nel Golfo Persico ha mostrato la sua natura strutturale. Il mercato ha alternato ribassi improvvisi e rapidi recuperi. Il conflitto avviato il 28 febbraio tra USA, Israele e Iran ha avuto effetti diretti sull’offerta globale di gas naturale liquefatto. Gli attacchi al complesso di Ras Laffan in Qatar, principale hub mondiale per l’export di GNL, e la chiusura dello Stretto di Hormuz hanno generato forti oscillazioni di prezzo. Le tensioni hanno coinvolto gas, petrolio ed energia elettrica. A questo quadro si sono aggiunti elementi normativi rilevanti, dal Decreto Energia italiano alle nuove misure europee sugli stoccaggi.
Il punto dei mercati: alla crisi di marzo al mese di aprile
Il TTF aveva chiuso febbraio intorno a 32 €/MWh. Il 2 marzo i droni iraniani hanno colpito Ras Laffan. QatarEnergy ha dichiarato force majeure. Il prezzo del gas è salito di oltre il 50% in una sola giornata, il rialzo più forte dal 2022, dopo l’invasione dell’Ucraina.
Il 9 marzo il TTF ha sfiorato 70 €/MWh. Il 19 marzo ha raggiunto un picco di 74 €/MWh, dopo nuovi attacchi alle infrastrutture iraniane. A fine marzo si attestava intorno a 47 €/MWh. Il valore restava superiore del 47% rispetto ai livelli pre-crisi, nonostante le attese di de-escalation.
Un secondo attacco al complesso di Ras Laffan, già inattivo, ha ridotto del 17% la capacità annuale di GNL del Qatar. I tempi stimati per il ripristino completo sono compresi tra 3 e 5 anni.
Il cessate il fuoco e la risposta dei mercati
Nella notte tra il 7 e l’8 aprile è stato annunciato un cessate il fuoco tra USA, Israele e Iran. L’accordo prevedeva anche la riapertura immediata dello Stretto di Hormuz.
La reazione del TTF è stata immediata. Il front-month ha perso il 20% in apertura, toccando un minimo intraday di 42,50 €/MWh. Era il livello più basso dal 2 marzo. Il prezzo si è poi stabilizzato intorno a 45,10 €/MWh. Il Brent ha ceduto il 15%, a 94,75 USD/barile. Il WTI ha perso il 18%, a 94,41 USD/barile.
Gli analisti hanno però interpretato la tregua di 14 giorni come una pausa tattica, non come una soluzione strutturale. I mercati hanno incorporato un punto centrale: la riapertura dello Stretto non equivale al ripristino dell’offerta. Anche con il libero transito, la ripresa della produzione a Ras Laffan richiederebbe diversi mesi.
Dopo l’annuncio, solo poche navi hanno attraversato lo Stretto. Nessuna trasportava GNL. L’Iran ha inoltre indicato che alle navi potrebbe essere richiesta un’autorizzazione preventiva o il pagamento di diritti di transito. Questo elemento ha frenato ulteriormente il ritorno alla normalità.
L’evoluzione dei prezzi nei mercati nelle settimane successive
Le settimane successive hanno confermato la fragilità della tregua. I colloqui di pace mediati dal Pakistan non hanno prodotto risultati concreti. Il conflitto in Libano è proseguito nonostante l’accordo. I transiti nello Stretto sono rimasti molto limitati e senza passaggi di GNL.
Il TTF ha aperto la settimana del 21 aprile sopra i 51 €/MWh, nella serata di domenica. Lunedì mattina è poi sceso a 46,40 €/MWh con il recupero della liquidità. Il movimento riflette anche la nuova dinamica introdotta dall’estensione degli orari di trading su ICE, passati da 10 a 21 ore giornaliere.
Nell’ultima settimana di aprile si è registrato un nuovo calo brusco venerdì 25, dopo una breve riapertura annunciata dall’Iran. Il prezzo è poi rimbalzato lunedì, dopo la successiva richiusura. Il Presidente degli Stati Uniti ha annunciato la proroga a tempo indeterminato del cessate il fuoco. La notizia ha sostenuto l’ottimismo sui mercati azionari. Sui mercati energetici è invece prevalsa maggiore cautela, per il protrarsi degli attacchi in mare e l’assenza di transiti di GNL.
Il Gas Spot ITA ha chiuso l’ultima settimana a 47,94 c€/smc. Il forward gas 2027 si è attestato a 40,80 c€/smc. Gli scenari di prezzo restano ampi: 30-35 €/MWh in caso di pace duratura, oltre 50 €/MWh in caso di ripresa delle ostilità.
Stoccaggi europei: la principale vulnerabilità strutturale
Gli stoccaggi restano il principale fattore di rischio per il sistema energetico europeo nel medio termine. A fine aprile, gli stoccaggi UE si attestano intorno al 28,6% della capacità. Il dato è inferiore di 6,4 punti percentuali rispetto allo stesso periodo del 2025. È inoltre molto al di sotto della media storica del 41%.
Per raggiungere l’obiettivo del 90% entro dicembre, l’Europa dovrà iniettare 60 miliardi di metri cubi nel periodo estivo. Il contesto resta complesso. La disponibilità di GNL è ridotta e la competizione asiatica sul mercato spot è elevata.
La Commissione europea sta valutando una revisione al ribasso del target, dall’attuale 90% all’80%. Ha inoltre convocato una sessione straordinaria dei Ministri dell’Energia. Ai Paesi membri è stato chiesto di prepararsi a possibili interruzioni prolungate.
Sul fronte ucraino, il perfezionamento del prestito UE da 90 miliardi di euro, in precedenza bloccato dall’Ungheria, apre nuove possibilità per Kiev. L’Ucraina potrebbe aumentare gli acquisti di gas e ricostituire le proprie scorte.
Il mercato elettrico italiano e i prezzi negativi in Europa
Il PUN medio di marzo 2026 si è attestato a 143,40 €/MWh. Il dato è in crescita del 19% anno su anno ed è il valore mensile più alto da febbraio 2025.
In aprile il prezzo si è ridimensionato intorno a 120,38 €/MWh. Resta comunque in aumento del 21% rispetto ad aprile 2025. Il dato conferma un 2026 stabilmente sopra i livelli dello scorso anno.
Nel fine settimana del 26 aprile si sono registrati prezzi fortemente negativi in Germania e Francia. Nella fascia centrale di domenica, i prezzi hanno toccato rispettivamente -413,77 €/MWh e -412,55 €/MWh. Il fenomeno è legato alla crescente penetrazione del fotovoltaico nelle ore di bassa domanda.
Questi episodi sono destinati a ripresentarsi con maggiore frequenza. Pongono nuove sfide alla gestione della flessibilità del sistema elettrico europeo. Il forward elettricità 2027 ha chiuso l’ultima settimana a 103,10 €/MWh.
Carbone, petrolio e fuel switching
Il Brent ha chiuso l’ultima settimana di aprile a 107,90 $/barile. Il valore è in forte recupero rispetto ai minimi dell’8 aprile.
Il carbone ha seguito una traiettoria di graduale correzione. A inizio aprile quotava 120,30 $/ton. A fine mese è sceso a 103,30 $/ton.
In questo contesto, diversi Paesi europei hanno valutato misure di fuel switching verso il carbone. L’obiettivo è garantire la sicurezza del sistema elettrico. In Italia, il Ministro dell’Ambiente Pichetto ha dichiarato che, con prezzi del gas oltre i 70 €/MWh, potrebbe rendersi necessario il riavvio delle centrali a carbone.
Restano però alcune criticità. Tra queste, il rinnovo delle autorizzazioni AIA e la scadenza della concessione Enel per la banchina di importazione del carbone a Brindisi.
Nel frattempo, il Parlamento italiano ha approvato nel Decreto Energia una norma che proroga l’operatività delle centrali a carbone fino al 2038. La misura posticipa l’uscita precedentemente comunicata all’UE per fine 2025.
Il mercato CO2 e il quadro normativo
Le quote EUA chiudono aprile intorno a 75 €/t. Il dato è in calo rispetto al picco di 92 €/t registrato a gennaio.
Sulle quotazioni ha pesato l’azione coordinata di dieci Stati membri. I Paesi hanno chiesto alla Commissione di accelerare la riforma ETS e di intervenire sul prezzo del carbonio.
La Commissione sta valutando modifiche al Market Stability Reserve. L’obiettivo è aumentare la flessibilità del sistema. È inoltre attesa la pubblicazione dei nuovi benchmark per le quote gratuite industriali 2026-2030.
La riduzione stimata è del 12% rispetto al quinquennio precedente. La copertura scenderebbe al 75% delle emissioni. L’impatto sarebbe diretto sui costi di compliance delle imprese energivore.
Il Decreto Energia italiano introduce anche un meccanismo di rimborso dei costi di trasporto del gas. Prevede inoltre la compensazione delle quote CO2 per le centrali termoelettriche. Dopo la conversione in legge, si apriranno i colloqui formali con la Commissione Europea.
Cosa significa per le aziende
La volatilità di aprile non rappresenta un episodio isolato. Riflette una trasformazione strutturale del mercato energetico. Nel breve termine, la geopolitica è diventata il principale driver di prezzo.
Per le imprese energivore diventa strategica una gestione attiva dell’esposizione ai mercati energetici. Cresce l’attenzione verso le opportunità di copertura sui forward e verso la pianificazione degli approvvigionamenti.
Gli stoccaggi europei su livelli molto bassi aumentano il rischio di nuove tensioni di prezzo nel prossimo inverno. Questo rischio resta presente anche indipendentemente dall’evoluzione del conflitto.
Sul fronte normativo, le scadenze legate ai benchmark EUA e al Decreto Energia richiedono un monitoraggio attento. Il tema riguarda in particolare le aziende con elevati consumi energetici.
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FAQ
Gli attacchi alle infrastrutture di GNL in Qatar e la chiusura dello Stretto di Hormuz hanno ridotto concretamente l'offerta globale, spingendo il TTF da 32 €/MWh di fine febbraio fino a un picco di 74 €/MWh. Il cessate il fuoco di aprile ha generato una correzione significativa, ma la tregua è stata considerata tattica e i prezzi hanno parzialmente recuperato nelle settimane successive.
Non immediatamente. La riapertura del transito è condizione necessaria ma non sufficiente: la ripresa della produzione di GNL a Ras Laffan richiederebbe diversi mesi, con danni stimati in 3-5 anni per il ripristino completo della capacità. Il mercato ha già incorporato questa distinzione, limitando l'impatto ribassista del cessate il fuoco.
Con stoccaggi al 28,6% della capacità — ben al di sotto della media storica del 41% — la campagna di riempimento estiva è critica. L'Europa dovrà iniettare 60 miliardi di metri cubi con una disponibilità di GNL ridotta e una forte competizione asiatica. Ogni rallentamento nel ripristino delle forniture qatariote aumenta il rischio di tensioni di prezzo nel prossimo inverno.
Il PUN medio di marzo si è attestato a 143,40 €/MWh, il valore più alto da febbraio 2025. In aprile si è ridimensionato intorno a 120 €/MWh, ancora in rialzo del 21% anno su anno. Da segnalare l'episodio di prezzi negativi in Germania e Francia nel fine settimana del 26 aprile, fenomeno destinato a ripresentarsi con la crescita delle rinnovabili
Le stime indicano 30-35 €/MWh in caso di pace duratura e ripristino delle forniture qatariote, oltre 50 €/MWh in caso di ripresa delle ostilità o tempi lunghi di ripristino degli impianti. I futures prezzano circa 43 €/MWh per il 2027 e 30 €/MWh per il 2028, con un'incertezza molto elevata legata agli sviluppi geopolitici.
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