Con il gas su livelli bassi, la minore offerta rinnovabile sul Mercato del Giorno Prima contribuisce all’aumento del PUN e modifica l’equilibrio degli scambi elettrici.
Mercati energetici: il quadro tracciato dal GME
Il Gestore dei Mercati Energetici ha pubblicato l’aggiornamento mensile degli andamenti di mercato elettrico, mercato del gas e mercati per l’ambiente. GME sintetizza l’andamento dei prezzi e dei volumi di novembre 2025, chiarendo come le dinamiche di fine anno abbiano inciso sui principali indicatori: PUN Index, IG Index, scambi sulle piattaforme organizzate e bilaterali, Garanzie d’Origine e Titoli di Efficienza Energetica. I prezzi elettrici sono in crescita su base mensile, il gas è su minimi da mesi, mentre i mercati ambientali presentano segnali differenziati tra mercato organizzato e piattaforme bilaterali.
Come va il mercato elettrico italiano?
GME segnala che a novembre il PUN Index sale a 117,09 €/MWh, con un incremento di +6,04 €/MWh rispetto a ottobre. L’aumento avviene in un contesto di gas su livelli contenuti, elemento che evidenzia il peso di fattori interni al sistema elettrico. Il GME indica un aumento degli acquisti e una riduzione delle vendite rinnovabili, oltre a un saldo con l’estero in crescita.
Il calo delle rinnovabili è uno dei fattori che accompagnano l’aumento del prezzo medio dell’energia. L’incremento dei prezzi avviene in un contesto di gas su livelli relativamente bassi, indicando che la dinamica dei prezzi elettrici non è guidata esclusivamente dal costo del combustibile, ma anche dalla composizione dell’offerta.
La variazione del PUN interessa tutte le fasce orarie: prezzo nelle ore di picco a 131 €/MWh e fuori picco a 110 €/MWh, con un rapporto picco/baseload pari a 1,12.
Sul Mercato a Termine dell’Energia (MTE), le contrattazioni registrate a fini di clearing riguardano profili baseload e diversi prodotti (da dicembre 2025 all’anno 2026). Il prodotto dicembre 2025 chiude a 112,91 €/MWh sul baseload e 126,13 €/MWh sul peakload, mentre le posizioni aperte complessive scendono a 293,2 GWh.
La Piattaforma dei Conti Energia a Termine (PCE) mostra transazioni in crescita e posizione netta a 10,8 TWh, con turnover stabile a 1,59. Il quadro restituisce mercati liquidi, ma con segnali di riequilibrio tra offerta e domanda nelle diverse piattaforme.
Il mercato del gas in Italia conferma la tendenza al ribasso
Nel mercato del gas in Italia, si evidenziauna prosecuzione del trend ribassista. L’IG Index GME si attesta a 32,56 €/MWh, in calo rispetto al mese precedente e su livelli tra i più bassi dalla primavera 2024. Il confronto con gli hub europei mostra TTF a 30,64 €/MWh, con un differenziale IG-TTF di circa 1,92 €/MWh, ampliatosi negli ultimi giorni del mese.
Sul Mercato a pronti del gas (MP-GAS), gli scambi salgono a 21,2 TWh, tra i valori più elevati mai registrati, e rappresentano circa il 30% dei consumi del sistema gas. I prezzi medi sui diversi comparti GME risultano allineati lungo la filiera, con minimi e massimi che riflettono la maggiore attività di scambio.
Il mercato a termine del gas naturale segnala prezzi di controllo in calo per i prodotti mensili, trimestrali e stagionali (dal mese successivo fino alle stagioni 2026-2027), mentre le posizioni aperte indicano un’attività complessiva significativa anche sul segmento OTC. Nel complesso, la newsletter descrive un mercato gas liquido e ben presidiato, con aspettative di stabilità sui prossimi mesi.
Mercati energetici per l’ambiente
Nei mercati per l’ambiente, il GME si concentra sulle Garanzie d’Origine e sui Titoli di Efficienza Energetica.
Sul Mercato Organizzato delle Garanzie d’Origine (MGO), riferito all’anno di produzione 2024, il prezzo medio scende a 0,10 €/MWh (-15%), mentre le quotazioni bilaterali salgono a 1,22 €/MWh. Per l’anno di produzione 2025, i prezzi calano sia sul MGO (0,31 €/MWh; -44%) sia sulla PBGO (0,52 €/MWh; -52%).
I volumi complessivi raggiungono 192 GWh sul mercato organizzato e 2,3 TWh sulla piattaforma bilaterale. La struttura degli scambi per tipologia di impianto mostra, per il 2024, una ripartizione equilibrata tra idroelettrico, solare e bio sul mercato, con idroelettrico prevalente nel bilaterale e solare nelle aste del GSE.
Nel 2025 emerge una predominanza del bio sul mercato e del gas trasporti non esportabile nelle aste.
Sul fronte TEE, i dati indicano prezzi medi in area 247 €/tep, volumi in crescita e un contributo tariffario stimato secondo le metodologie ARERA.
Gli effetti indiretti del calo delle rinnovabili sui mercati energetici
Il minor apporto rinnovabile nel mercato spot si riflette anche sul Mercato a Termine dell’Energia (MTE). I prezzi dei prodotti di consegna immediata risultano allineati a un contesto di maggiore incertezza sul lato dell’offerta, con il baseload di dicembre 2025 a 112,91 €/MWh e il peakload a 126,13 €/MWh.
Allo stesso tempo, GME segnala una riduzione delle posizioni aperte complessive, scese a 293,2 GWh, dato che suggerisce un possibile aggiustamento delle strategie di copertura degli operatori in presenza di una produzione rinnovabile meno abbondante rispetto al mese precedente.
Ad ogni modo, il calo delle rinnovabili evidenziato dal GME non viene presentato come un’anomalia isolata, ma come una variabile chiave nella lettura dell’andamento dei mercati elettrici di fine 2025. La combinazione tra minor offerta rinnovabile, domanda sostenuta e gas su livelli bassi contribuisce a spiegare un PUN in crescita nonostante condizioni favorevoli sul fronte del combustibile.
In una fase di prezzi del gas contenuti, la disponibilità effettiva delle rinnovabili continua a essere un elemento determinante per la formazione del prezzo dell’energia elettrica, con effetti immediati sia sul mercato spot sia sulle dinamiche a termine.
