Il vento cala e il prezzo dell’energia in Germania torna a impennarsi. Il mercato elettrico tedesco si prepara a una giornata particolarmente costosa giovedì 10 settembre, con il prezzo day-ahead dell’elettricità salito a 191,82 euro per megawattora, il livello più elevato registrato da giugno. A spingere le quotazioni è soprattutto la previsione di un brusco indebolimento della produzione eolica, una delle componenti fondamentali del sistema elettrico tedesco. Secondo i dati riportati da Bloomberg, sulla base delle quotazioni di Epex Spot e dei propri modelli energetici, la produzione delle turbine eoliche tedesche è prevista precipitare fino ad appena 3,5 GW alle 20:00 di giovedì, meno di un quarto della media osservata nel corso di quest’anno.
Un vuoto di produzione che il sistema deve necessariamente compensare ricorrendo ad altre tecnologie, comprese le centrali alimentate da combustibili fossili, caratterizzate da costi marginali superiori. Il risultato è particolarmente evidente nelle ore serali. Il prezzo relativo alla fascia delle 19:00 ha raggiunto un picco di 460,86 euro/MWh, il valore più elevato dal 2024 per quella specifica fascia oraria. È la fotografia di un mercato nel quale, quando vengono meno contemporaneamente una parte consistente della produzione eolica e il contributo solare comincia fisiologicamente a diminuire con il tramonto, il costo dell’ultima centrale necessaria per soddisfare la domanda può aumentare rapidamente.
Prezzo dell’elettricità in Germania a 191,82 euro/MWh: massimo da giugno
La notizia più rilevante riguarda quindi il brusco rialzo del mercato elettrico tedesco. Il contratto day-ahead per giovedì è arrivato a 191,82 euro/MWh, riportando le quotazioni ai livelli più alti dall’inizio dell’estate. Il dato assume un significato ancora maggiore considerando quello che era accaduto appena pochi giorni prima. Il 4 settembre Bloomberg aveva segnalato che i prezzi day-ahead tedeschi erano scesi ai minimi da giugno proprio grazie a una fase caratterizzata da forte produzione eolica. Nel giro di pochi giorni lo scenario si è dunque completamente capovolto: dal vento abbondante che comprimeva le quotazioni al vento debole che costringe il mercato a valorizzare fonti di generazione più costose.
È una dinamica che mostra con particolare chiarezza la crescente influenza delle condizioni meteorologiche sulla formazione del prezzo dell’elettricità in Germania. L’eolico dispone ormai di un peso molto rilevante nel sistema: nel primo semestre 2026 la capacità eolica terrestre installata tedesca aveva raggiunto quasi 70 GW, secondo i dati diffusi dal settore, con una produzione capace di coprire una parte considerevole del fabbisogno nazionale. Quando una simile capacità produce a livelli elevati, enormi quantità di energia a basso costo marginale entrano nel mercato. Quando invece la velocità del vento si riduce contemporaneamente su vaste aree del Paese, decine di gigawatt potenzialmente disponibili possono trasformarsi in pochi gigawatt effettivamente prodotti.
Produzione eolica in picchiata: appena 3,5 GW giovedì sera
Il punto centrale dello scenario previsto per giovedì è proprio questo. Secondo i modelli citati da Bloomberg, alle 20:00 la produzione eolica tedesca dovrebbe attestarsi intorno a 3,5 GW, meno di un quarto della media registrata nel corso del 2026. Si tratta di un livello estremamente basso se confrontato con la dimensione complessiva del parco eolico tedesco. La Germania possiede decine di migliaia di turbine tra impianti onshore e offshore e l’energia eolica rappresenta ormai una delle colonne portanti della produzione elettrica nazionale. Ma capacità installata e produzione effettiva non coincidono. La potenza nominale indica quanta energia gli impianti potrebbero produrre in determinate condizioni, mentre la generazione reale dipende innanzitutto dalla disponibilità della risorsa meteorologica. È proprio questa variabilità a riflettersi sul mercato.
La piattaforma ufficiale tedesca SMARD, gestita dalla Bundesnetzagentur, spiega che domanda e offerta determinano il prezzo dell’elettricità e che, quando è disponibile una grande quantità di energia rinnovabile a basso costo, diminuisce la necessità di utilizzare produzione convenzionale. Il concetto chiave è quello di carico residuo, cioè la parte della domanda che non viene soddisfatta da eolico e fotovoltaico e che deve essere coperta da altre fonti. Con poco vento, quel carico residuo aumenta. Ed è esattamente ciò che sta accadendo nelle aspettative del mercato per giovedì.
Perché poco vento fa aumentare il prezzo dell’elettricità
Per comprendere il balzo fino a 191,82 euro/MWh è necessario guardare al funzionamento del mercato elettrico europeo. L’energia viene offerta da differenti tecnologie di generazione, ciascuna caratterizzata da costi differenti. Eolico e fotovoltaico, una volta costruiti gli impianti, presentano costi marginali di produzione molto bassi perché non devono acquistare combustibile per produrre ogni megawattora aggiuntivo. Quando vento e sole sono abbondanti, queste fonti possono quindi soddisfare una quota elevata della domanda, riducendo la necessità di attivare centrali più costose. Se la produzione rinnovabile diminuisce, la situazione cambia.
Per mantenere in equilibrio domanda e offerta devono entrare maggiormente in gioco altre centrali, comprese quelle alimentate a gas e carbone. E poiché sul mercato il prezzo viene influenzato dall’impianto marginale necessario a soddisfare l’ultima parte della domanda, il costo complessivo può salire rapidamente. Lo stesso meccanismo era stato osservato in Germania anche alla fine di maggio. Reuters aveva riportato che un calo previsto dell’eolico di 9,7 GW, fino a soli 4,4 GW, avrebbe determinato un aumento del carico residuo di 8,2 GW, rendendo necessario un maggiore utilizzo di impianti più costosi alimentati a gas e carbone. La situazione di giovedì appare ancora più estrema sul fronte della generazione eolica, con il minimo previsto di 3,5 GW.
Il picco serale a 460,86 euro/MWh
La fase più delicata sarà quella serale. Secondo i dati di mercato riportati da Bloomberg, la quotazione relativa alle 19:00 è arrivata a 460,86 euro/MWh, il valore più alto dal 2024 per quella fascia. La concentrazione del rincaro nelle ore serali non è casuale. Durante le ore centrali della giornata, infatti, il sistema può contare anche sulla generazione degli impianti fotovoltaici. Con il progressivo abbassamento del Sole, questo contributo diminuisce rapidamente mentre i consumi possono rimanere elevati. Se contemporaneamente anche il vento è scarso, il sistema entra nella fase in cui la cosiddetta domanda residua raggiunge livelli più elevati.
Diventa quindi necessario aumentare la produzione delle centrali programmabili disponibili oppure ricorrere maggiormente agli scambi con i Paesi confinanti. L’effetto può essere una brusca accelerazione dei prezzi proprio durante le ore del tramonto e della prima serata. La stessa struttura giornaliera del mercato tedesco mostra frequentemente prezzi molto più bassi nelle ore di massima produzione solare e sensibilmente superiori nelle ore serali quando il fotovoltaico esce progressivamente dal mix.
Dall’elettricità a basso costo ai picchi in pochi giorni
La brusca inversione degli ultimi giorni è particolarmente significativa. Il 4 settembre, in presenza di forte vento, il day-ahead tedesco era precipitato fino a 42,14 euro/MWh, secondo i dati riferiti alla notizia Bloomberg sulla forte generazione eolica. Ora, a distanza di meno di una settimana, il prezzo per giovedì è salito fino a 191,82 euro/MWh. La differenza mette in evidenza un tratto sempre più evidente del mercato: non soltanto il livello medio dei prezzi, ma anche la loro volatilità dipende fortemente dalla quantità di energia rinnovabile disponibile nelle singole ore. Non è un fenomeno esclusivamente tedesco. Durante l’ondata di caldo europea dello scorso giugno, il calo della produzione eolica e altre tensioni sull’offerta avevano contribuito a spingere in alcune ore il mercato tedesco oltre 500 euro/MWh.
Il Guardian aveva riportato, sulla base delle quotazioni Epex Spot, valori superiori a 545 euro/MWh durante una delle fasi più tese del mese. All’estremo opposto, la presenza contemporanea di molto vento, forte produzione fotovoltaica e domanda ridotta può trascinare i prezzi addirittura in territorio negativo. Bloomberg ha documentato più volte nel 2026 episodi di questo tipo: il 7 aprile, durante le festività pasquali, l’abbondanza di energia rinnovabile e la debolezza della domanda avevano spinto i prezzi intraday tedeschi fino a -323,96 euro/MWh.
Germania sempre più dipendente dalle condizioni meteo del sistema elettrico
Il caso tedesco rappresenta uno degli esempi più interessanti della trasformazione dei sistemi elettrici europei. La crescita delle fonti rinnovabili consente di ridurre il ricorso ai combustibili fossili nelle ore in cui vento e sole sono abbondanti, comprimendo contemporaneamente i prezzi all’ingrosso. La stessa relazione emerge dai dati relativi all’inizio del 2026. Secondo un’analisi dell’International Economic Forum for Renewable Energies basata sui dati ENTSO-E, nel primo trimestre la produzione eolica tedesca era aumentata del 27% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, mentre il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità era diminuito dell’8,9%. L’altra faccia della medaglia emerge però nelle fasi di Dunkelflaute, termine utilizzato nel settore energetico tedesco per indicare i periodi caratterizzati da debole vento e ridotta produzione solare. In queste condizioni la generazione programmabile, gli accumuli, le interconnessioni con gli altri Paesi e la gestione della domanda diventano essenziali per garantire l’equilibrio della rete. Bloomberg aveva già evidenziato questa vulnerabilità del sistema tedesco in precedenti episodi di scarsità di vento, sottolineando come la Germania continui a utilizzare centrali a gas e carbone come capacità di supporto durante le fasi di bassa produzione rinnovabile.
Eolico record e fossili di backup: il nodo della transizione energetica tedesca
Il punto non è quindi che l’aumento delle rinnovabili faccia necessariamente aumentare il prezzo dell’elettricità. I dati mostrano semmai il contrario nelle ore di elevata disponibilità: quando il vento soffia intensamente o la produzione fotovoltaica è abbondante, i prezzi all’ingrosso possono diminuire drasticamente. Il nodo è rappresentato dalla capacità del sistema di affrontare le ore in cui quella produzione viene meno. La Germania ha continuato ad aumentare rapidamente la propria capacità eolica. Nel solo primo semestre del 2026 sono stati messi in servizio 2.363 MW di nuova potenza eolica onshore, portando la capacità complessiva terrestre a 69.952 MW. Ma la grande quantità di potenza installata non elimina la necessità di garantire una produzione alternativa nelle fasi meteorologicamente sfavorevoli.
Fino a quando sistemi di accumulo, gestione flessibile della domanda, interconnessioni e altre tecnologie programmabili non saranno sufficienti a coprire su larga scala questi periodi, la riduzione dell’eolico continuerà a riportare sul mercato le centrali convenzionali. Ed è proprio l’ingresso delle unità con costi marginali più elevati a spiegare perché poche ore di vento particolarmente debole possano trasformarsi in quotazioni di diverse centinaia di euro per megawattora.
I 460 euro/MWh non sono direttamente il prezzo pagato in bolletta
È importante distinguere il prezzo all’ingrosso dell’elettricità dal costo finale sostenuto da famiglie e imprese. Le quotazioni di Epex Spot rappresentano il valore dell’energia negoziata sul mercato all’ingrosso e non corrispondono automaticamente al prezzo finale riportato nelle bollette. Il costo pagato dall’utente finale comprende anche componenti legate alla rete, fiscalità, oneri e condizioni contrattuali del fornitore. Inoltre, molti clienti acquistano energia attraverso contratti a prezzo fisso o formule che attenuano gli effetti delle oscillazioni giornaliere. I prezzi spot hanno invece un effetto molto più immediato sui clienti con tariffe dinamiche e costituiscono comunque un indicatore fondamentale dei costi sostenuti dagli operatori per approvvigionarsi di elettricità. Fonti tedesche che monitorano Epex Spot sottolineano esplicitamente come le quotazioni di borsa siano prezzi della sola componente energetica e non coincidano con il prezzo complessivo pagato dai consumatori.
Il vento torna al centro del mercato energetico europeo
Il balzo previsto per giovedì 10 settembre rappresenta quindi molto più di una semplice oscillazione giornaliera. Con il day-ahead tedesco a 191,82 euro/MWh, il massimo da giugno, e una punta di 460,86 euro/MWh alle 19:00, il mercato mostra ancora una volta quanto la disponibilità di energia eolica sia ormai in grado di influenzare profondamente le quotazioni elettriche della maggiore economia europea. Il dato più eloquente rimane quello delle 20:00, quando la produzione eolica è prevista a soli 3,5 GW, meno di un quarto della media dell’anno. In assenza del vento sufficiente, una parte molto maggiore della domanda dovrà essere soddisfatta attraverso fonti programmabili e più costose. Nel giro di pochi giorni la Germania è così passata dai prezzi più bassi da giugno, favoriti proprio dall’abbondante produzione eolica, al livello day-ahead più alto dallo stesso mese. Due estremi dello stesso sistema: quando le turbine producono molto, l’elettricità può diventare estremamente economica; quando il vento crolla, gas, carbone e altre fonti programmabili tornano determinanti e il prezzo può impennarsi in poche ore.