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La Gran Bretagna sta costruendo una sicurezza elettrica meno dipendente dal gas. Una quota crescente di generazione non è legata ai prezzi del metano, grazie ai CfD (contratti per differenza). Nel 2025 circa il 15% della produzione è sganciata dal gas; entro il 2030 la quota potrebbe arrivare al 36%.

I CfD fissano un prezzo di riferimento: se il mercato scende, lo Stato integra; se sale, i produttori restituiscono la differenza. Così aumenta la prevedibilità per gli investitori e la protezione dei consumatori durante i rialzi del fossile. Nel 2025 le aste CfD hanno fissato 65 £/MWh per PV e 91,20 £/MWh per l’eolico offshore.

Quando il gas copre meno del 20% del mix, i prezzi all’ingrosso sono stati circa 60 £/MWh; se supera il 50%, salgono a circa 130 £/MWh. La riduzione della dipendenza dal gas mostra una volatilità minore solo quando vento e sole aumentano la loro quota.

Nel 2025 le rinnovabili hanno fornito il 44% dell’elettricità britannica. Nel 2026, marzo ha visto l’eolico al 42% della generazione mensile; aprile il gas è sceso al 19% e l’eolico ha prodotto 7,3 TWh; il fotovoltaico ha toccato 2,5 TWh.

In Italia la quota rinnovabile era 41% nel 2025, secondo Terna; mix diverso: più fotovoltaico e idroelettrico, meno vento. Il fabbisogno è 311,3 TWh; il fotovoltaico ha toccato record di 44,3 TWh, ma l’idroelettrico è tornato a livelli normali.

FER X introduce prezzi di esercizio indicativi per impianti: PV/eolico 95 €/MWh, idroelettrico 105 €/MWh, gas residuati 100 €/MWh. L’obiettivo è offrire certezze e contenere i costi, ma servono aste regolari, volumi chiari e una rete migliore.

Gli accumuli in Italia crescono: oltre 1,7 GW installati nel 2025 e 1,5 TWh di produzione da accumuli. La sfida italiana è integrare nuove capacità, accumuli, reti e mercati della capacità per ridurre davvero l’uso del gas, che resta utile solo nelle ore critiche.