Caldo record in Europa: perché condizionatori, reti elettriche e utility diventano un tema di Borsa

Il gesto economico dell’estate 2026 dura meno di un secondo: premere il tasto del condizionatore. La stanza si raffredda, ma il sistema energetico si scalda. Milioni di apparecchi accesi contemporaneamente diventano domanda elettrica, attivazione delle centrali, importazioni e, alla fine della catena, prezzo. Come si legge nel commento di Gabriel Debach, market analyst eToro, il caldo, ormai, non si misura soltanto in gradi. Si misura in gigawatt, o meglio in euro per megawattora.

Ogni estate il caldo torna ad aprire giornali e telegiornali, tanto che la narrazione delle ondate di calore e delle città da bollino rosso può sembrare ormai una storia già vista. Questa volta, però, i numeri suggeriscono qualcosa di diverso. L’Europa ha appena attraversato un giugno che Bloomberg, sulla base dei dati Copernicus, ha definito il più severo mai registrato nell’Europa occidentale. In Francia le temperature hanno raggiunto i 43,8 gradi, mentre diverse città dell’Europa centrale e settentrionale hanno avvicinato o superato quota 40. La fotografia economica di questa ondata di caldo si trova però anche nei dati della rete elettrica italiana.

Secondo i dati Terna, riportati nel report di eToro, il 14 luglio alle 15 la domanda elettrica italiana ha raggiunto 57,38 gigawatt. Si tratta del valore più elevato del mese e del secondo picco dell’anno, appena sotto i 57,49 GW registrati il 29 giugno.

Il confronto con il 2025 racconta qualcosa di più profondo del singolo record. Tra il 1° giugno e il 14 luglio 2026, il picco giornaliero medio della domanda elettrica è stato pari a 47,15 GW, contro 45,84 GW nello stesso periodo dello scorso anno. L’incremento è del 2,9%. Una variazione apparentemente contenuta, spiega Debach, ma molto più significativa quando si osservano le giornate estreme. I giorni con un picco superiore a 50 GW sono passati da 13 a 18, mentre quelli oltre 55 GW sono saliti da 7 a 10.

Allargando l’analisi dall’inizio dell’anno, le giornate sopra 50 GW sono quasi raddoppiate, da 20 nel 2025 a 39 nel 2026. La pressione sulla rete cresce quindi su due dimensioni. Il livello medio della domanda è più elevato e il sistema viene portato molto più frequentemente verso la parte estrema della distribuzione. Ed è proprio lì che ogni gigawatt aggiuntivo può diventare particolarmente costoso.

Tra il 1° giugno e il 14 luglio, dati GME citati da eToro, il Prezzo Unico Nazionale dell’elettricità si è attestato in media a 134,59 euro per megawattora, contro 112,94 euro nello stesso periodo del 2025. L’aumento è del 19,2%. Nelle prime due settimane di luglio la distanza si allarga ulteriormente. Il PUN medio è passato da 115,42 a 139,06 euro per megawattora, con un rialzo del 20,5%. I prezzi restano molto lontani dall’emergenza energetica del 2022, quando nello stesso intervallo estivo il PUN medio superava i 300 euro. Il livello del 2026 è comunque il più alto osservato da allora.

Il confronto tra domanda e prezzi mostra anche quanto contino le giornate più difficili. Nel 20% dei giorni con i picchi elettrici più elevati tra giugno e metà luglio, il PUN medio ha raggiunto 152,18 euro per megawattora. Nel resto del periodo si è fermato a 130,07 euro. La differenza è di circa il 17%.

Il caldo, evidenzia Debach, ha quindi contribuito a portare il sistema nell’area in cui l’energia diventa più cara. La distanza tra il +2,9% della domanda e il +19,2% del PUN, però, segnala che il termometro rappresenta soltanto una parte della storia. L’altra parte passa per il Medio Oriente.

L’estate europea ha incontrato un mercato del gas già alterato dal conflitto con l’Iran e dalle difficoltà di transito nello stretto di Hormuz.

Il future mensile sul TTF si trova a 56 euro per megawattora, quasi il doppio dell’area intorno ai 30 euro precedente all’escalation. Dopo aver superato quota 60 nelle fasi più tese, il prezzo si è ridimensionato, ma secondo Debach conserva un premio geopolitico rilevante.

L’Agenzia Internazionale dell’Energia descrive la chiusura di fatto dello Stretto, iniziata a marzo, come uno shock senza precedenti per il mercato del gas. L’accordo provvisorio raggiunto a metà giugno ha favorito una graduale ripresa dei transiti, ma i volumi di GNL rimangono ancora una frazione di quelli precedenti al conflitto. Il punto è fondamentale. Il caldo, osserva Debach, aumenta la quantità di elettricità richiesta, mentre la geopolitica aumenta il costo di una parte dell’energia necessaria per soddisfarla. Il condizionatore trasforma il caldo in domanda elettrica. Hormuz contribuisce a trasformare quella domanda in prezzo.

Il bilancio del gas italiano mostra quanto questa esposizione resti strutturale. Ad aprile 2026, si legge nel report di eToro, l’Italia ha importato 5,116 miliardi di metri cubi di gas, a fronte di appena 249 milioni di metri cubi di produzione nazionale. Le importazioni sono state oltre venti volte superiori alla produzione interna.

La composizione è profondamente cambiata rispetto agli anni della dipendenza russa:

• il 38% è entrato da Mazara del Vallo, prevalentemente dall’Algeria;
• il 16% da Melendugno, attraverso il gasdotto TAP dall’Azerbaigian;
• il 10% da Passo Gries, collegato ai mercati del Nord Europa;
• circa il 34% attraverso i cinque terminali di rigassificazione;
• il flusso da Tarvisio, storicamente associato alla Russia, si è ridotto a circa l’1%.

La diversificazione ha reso il sistema più resistente a un’interruzione proveniente da un singolo Paese. Ha ridotto il rischio fisico, spiega Debach, ma non ha eliminato quello finanziario. Il GNL è infatti una materia prima globale. Piombino, Ravenna, Panigaglia, Cavarzere e Livorno possono ricevere carichi provenienti da Stati Uniti, Qatar, Africa e altri mercati. Il prezzo di quei carichi viene però determinato dalla competizione internazionale per una disponibilità limitata.

Quando diminuiscono i carichi qatarioti, precisa Debach, gli acquirenti asiatici cercano forniture negli Stati Uniti, in Africa o su altri mercati. L’Europa deve competere per le stesse molecole e il premio geopolitico si trasferisce anche sul gas che non è mai transitato da Hormuz.

La pressione sulla rete potrebbe essere soltanto all’inizio. Secondo i dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia citati da Bloomberg, soltanto il 19% delle famiglie europee dispone di aria condizionata, contro il 78% di quelle statunitensi. In Germania la penetrazione si ferma intorno al 6%. In Italia, il dato Istat più aggiornato, 2024, dice che il 56% delle famiglie italiane possiede un sistema di condizionamento, in crescita dal 48,8% del 2021 e dal 29,4% del 2013, per un totale di 14,7 milioni di famiglie. Questo divario, osserva Debach, rappresenta una misura indiretta della domanda potenziale.

Con estati più calde e notti tropicali sempre più frequenti, il condizionatore sta passando dallo status di lusso americano a quello di infrastruttura sanitaria e produttiva europea. Ospedali, scuole, uffici, alberghi, mezzi di trasporto e abitazioni avranno bisogno di un raffrescamento crescente. Secondo Debach, la sfida non riguarderà soltanto quanti apparecchi verranno venduti. Riguarderà la capacità di alimentarne milioni senza trasformare ogni ondata di caldo in uno stress test per la rete e per i prezzi.

La crescita del raffrescamento apre una catena economica molto più ampia della semplice vendita di condizionatori. Coinvolge pompe di calore, ventilazione, sensori, sistemi di controllo, distribuzione specializzata, reti elettriche, capacità di generazione flessibile e infrastrutture del gas. Per seguirne l’andamento eToro ha costruito “Caldo Europa”, un paniere equiponderato di 23 società globali esposte, con intensità differenti, all’economia del comfort termico e alle infrastrutture necessarie ad alimentarla.

Ogni società parte con un peso prossimo al 4,35% e il portafoglio viene ribilanciato annualmente. Diciassette titoli rappresentano climatizzazione, pompe di calore, ventilazione e gestione degli edifici. Terna, Iberdrola, Enel, ENGIE, RWE e Snam coprono invece reti, produzione elettrica, flessibilità e sicurezza degli approvvigionamenti energetici.

Dal 1° gennaio al 16 luglio 2026 il paniere ha guadagnato il 16,66%, si legge nella nota di eToro, contro l’11,23% dell’ACWI, con una sovraperformance di 5,43 punti percentuali. Negli ultimi tre mesi il vantaggio è stato più contenuto, +6,85% contro +5,69%, mentre su dodici mesi “Caldo Europa” registra un +24%, rispetto al +22,75% dell’azionario globale. La performance richiede però una precisazione importante. Panasonic, salita del 110,03%, è passata dal 4,35% iniziale al 7,76% del portafoglio ed è diventata il principale contributore. La spinta al titolo è arrivata soprattutto dal ciclo delle batterie per veicoli elettrici, dall’accumulo e dalla domanda legata ai data center. Panasonic, così come Samsung (dominato soprattutto dal ciclo dei semiconduttori e della memoria per l’intelligenza artificiale), esclusa dal paniere, beneficia quindi parallelamente di un ciclo distinto dal caldo europeo. La sua presenza, opinabile, è stata tuttavia giustificata dall’esposizione industriale all’HVAC e alla catena del freddo, ma il rally non può essere attribuito alla maggiore domanda di condizionatori. Prima degli effetti valutari e delle specifiche modalità di calcolo del portafoglio, il rialzo del titolo avrebbe contribuito per circa 4,8 punti percentuali al risultato complessivo. La stessa cautela vale, in misura diversa, per altri componenti. Carrier combina climatizzazione residenziale e pompe di calore con una fortissima crescita nel raffreddamento dei data center: nel primo trimestre gli ordini globali legati a questo segmento sono aumentati di oltre il 500%, mentre il backlog copriva già 1,5 miliardi di dollari di vendite previste per il 2026.

Il paniere non dimostra quindi che il caldo abbia prodotto automaticamente il rendimento del 16,66%. Mostra piuttosto che l’economia del raffrescamento intercetta diversi temi premiati dal mercato: adattamento climatico, elettrificazione, gestione intelligente degli edifici, data center, rinnovo delle reti e sicurezza energetica.

La forza presenta comunque una discreta ampiezza. Diciannove dei 23 titoli sono positivi da inizio anno. Tra le utilities, RWE ed ENGIE avanzano di circa il 25%, Iberdrola del 16,7%, Enel del 15,5%, Terna del 14,2% e Snam del 13,7%. Il movimento non si è quindi concentrato esclusivamente nei produttori di apparecchi, ma ha coinvolto anche le infrastrutture chiamate ad alimentare la crescente domanda elettrica.

La dispersione resta elevata. Carrier guadagna oltre il 32%, mentre Daikin, Mitsubishi Electric e Trane avanzano di circa il 23-25%. Sul lato opposto, Ariston perde oltre il 17%, Haier quasi il 13%, Systemair circa il 5% e Beijer Ref poco più del 3%.

Il caldo, dunque, non solleva indistintamente tutti i titoli collegati al tema. Il mercato premia soprattutto le aziende capaci di trasformare la domanda in ordini, servizi, potere di prezzo e capacità produttiva. Contano anche driver paralleli, come data center, pompe di calore, edilizia, tassi d’interesse, prezzi delle materie prime e politiche energetiche.

Lo conferma luglio. Nonostante le temperature estreme e i nuovi picchi della domanda elettrica, il paniere perde l’1,65% dall’inizio del mese, contro il -0,39% dell’ACWI. Il termometro crea la necessità, conclude eToro, la capacità industriale e infrastrutturale decide chi riuscirà a monetizzarla.

Fonte: elaborazione eToro su dati Koyfin al 16 luglio 2026. Le performance delle singole società sono total return da inizio anno ed espresse nelle rispettive valute di quotazione. Non sono direttamente sommabili per ricostruire il rendimento del paniere, che incorpora la dinamica dei pesi e anche l’effetto dei cambi. Il paniere è costruito in modo equiponderato e ribilanciato annualmente a scopo puramente illustrativo. Non costituisce un prodotto investibile e non tiene conto di costi di transazione, slippage o imposte. La selezione dei 23 titoli riflette un’esposizione qualitativa (diretta o indiretta) al tema del raffrescamento e delle infrastrutture energetiche necessarie ad alimentarlo; non è un universo esaustivo né scientificamente ponderato per beta al calore.

Fonte: elaborazione eToro su dati Koyfin al 16 luglio 2026. Il benchmark ACWI è rappresentato dall’iShares MSCI ACWI ETF. Le performance sono total return, con dividendi reinvestiti, espresse nella valuta base del portafoglio (euro) e al lordo di costi di negoziazione, fiscalità e altri oneri.

Nota metodologica

L’analisi della domanda elettrica utilizza i dati Terna relativi ai picchi giornalieri e alla composizione della produzione per fonte dal 1° gennaio 2025 al 14 luglio 2026. Il picco giornaliero è definito come il valore massimo della domanda oraria registrata in ciascuna giornata. Poiché nel file il valore del carico è ripetuto per le diverse fonti energetiche, ai fini del calcolo viene conteggiato una sola volta. Il confronto estivo considera il periodo omogeneo compreso tra il 1° giugno e il 14 luglio di ciascun anno. Nel file utilizzato risultano assenti il 14 e il 15 gennaio 2026, circostanza che può influenzare marginalmente i confronti dall’inizio dell’anno, ma non quelli relativi al periodo estivo. L’analisi non effettua una normalizzazione meteorologica e non controlla per temperatura, giorno della settimana, festività, attività industriale o altri fattori che possono influenzare la domanda elettrica. L’aumento dei consumi osservato durante l’ondata di caldo è quindi coerente con un maggiore utilizzo della climatizzazione, ma i dati disponibili non consentono di attribuire quantitativamente ai condizionatori l’intero incremento della domanda. Il PUN utilizzato, su dati GME, è il prezzo medio giornaliero e non il prezzo orario esatto registrato nel momento del picco di domanda. Il confronto tra il 20% delle giornate con i carichi più elevati e il resto del periodo descrive un’associazione temporale, ma non isola l’effetto causale della domanda. Il prezzo dell’elettricità dipende anche dal costo del gas, dalla disponibilità di produzione rinnovabile e idroelettrica, dalle importazioni, dalle indisponibilità degli impianti e dalle condizioni della rete.

Il PUN rappresenta il prezzo all’ingrosso dell’elettricità. Il trasferimento alla bolletta finale varia in base al contratto, alle coperture dei fornitori, agli aggiornamenti tariffari e alle altre componenti di costo.

I dati sul gas si riferiscono all’ultimo bilancio mensile disponibile, aprile 2026. Le quote associate ai punti di ingresso descrivono le infrastrutture attraverso cui il gas entra in Italia e non sempre consentono di identificare con precisione il Paese di origine di ogni singola molecola.