I regolatori europei studiano le 1.223 ore con prezzi negativi

Il vertice trilaterale di Parigi punta a ridisegnare le tariffe di rete per gestire l’eccesso di generazione solare

Lo scorso 18 giugno, a Parigi, i vertici di ARERA, della francese CRE e della tedesca Bundesnetzagentur si sono seduti attorno allo stesso tavolo. Fuori, i mercati day-ahead dell’UE-27 avevano appena chiuso il primo trimestre con una cifra che racconta il momento meglio di qualunque discorso: 1.223 ore con prezzi negativi, più del doppio delle 593 registrate nello stesso periodo del 2025. Secondo l’annuncio ufficiale di ARERA, diffuso il giorno dopo, al tavolo c’erano i commissari Lorena De Marco e Francesca Salvemini, il segretario generale Ilario Sorrentino, la presidente della CRE Emmanuelle Wargon — accompagnata dalla commissaria Nadia Faure — e Klaus Müller, presidente dell’agenzia federale tedesca.

Non era un vertice di crisi né un rito diplomatico. La discussione si è concentrata sul ruolo dei regolatori nella gestione dei periodi in cui la generazione rinnovabile supera significativamente la domanda di sistema — in particolare per la crescita del solare — e sulla progettazione delle tariffe di rete alla luce degli sviluppi attesi della legislazione europea.

Il paradosso del sole che azzera i prezzi

Partiamo da un fatto che suona controintuitivo. La transizione energetica doveva rendere l’elettricità più abbondante e, in prospettiva, più economica. In alcuni momenti ci è riuscita fin troppo: quando il sole è alto e il parco fotovoltaico lavora a pieno regime, l’offerta supera la domanda e i prezzi scivolano sotto lo zero. Non è un incidente sporadico: è una condizione strutturale che si ripete con frequenza crescente, soprattutto nelle ore centrali del giorno, e che costringe gli operatori a pagare qualcuno affinché assorba l’energia in eccesso.

Il problema non è solo tecnico. Quelle ore in negativo sono il segnale di un sistema ancora costruito su un modello — produzione programmabile, consumo passivo, tariffe rigide — che fatica a stare dietro alla velocità con cui il solare è cresciuto. A Parigi i tre regolatori hanno provato a mettere a fuoco esattamente questo: chi governa le reti e le regole quando l’abbondanza diventa un costo?

1.223 ore in rosso: la realtà dei numeri

Per rispondere basta guardare i mercati day-ahead. Nel primo trimestre 2026, le piattaforme dei Paesi UE-27 hanno chiuso 1.223 ore con prezzi negativi: più del doppio delle 593 ore registrate nello stesso periodo del 2025. L’aumento non è distribuito in modo uniforme. A trainare il fenomeno sono Spagna, Portogallo e Grecia — i Paesi dove la penetrazione del fotovoltaico è cresciuta più rapidamente e dove il divario tra offerta solare e domanda reale si è fatto più ampio. Non è un caso: sono le economie del Sud Europa, quelle con più ore di irradiazione, a sperimentare per prime ciò che potrebbe diventare la norma altrove.

Vale la pena riflettere su cosa significhino davvero quei numeri. Un’ora a prezzo negativo non è un beneficio per le famiglie: la bolletta non scende quando il prezzo all’ingrosso va sotto zero, perché il consumatore domestico non compra direttamente sul mercato day-ahead. È piuttosto un segnale che l’infrastruttura — la rete, lo stoccaggio, la domanda flessibile — non è in grado di assorbire ciò che viene prodotto. E ogni ora in negativo erode la redditività degli stessi impianti rinnovabili, che vendono la loro produzione in un mercato sempre più spesso in controtendenza. Il paradosso è completo: il sole produce energia a costo quasi nullo, ma il sistema paga per gestirne l’eccesso.

C’è poi una lettura più ampia. Se i prezzi negativi sono il sintomo, la cura si gioca su due piani: la flessibilità della domanda e il ruolo dei regolatori. Ed è esattamente il terreno su cui si è mosso l’incontro di Parigi.

Il cantiere delle tariffe: chi paga il conto?

Dai numeri si torna alle decisioni. A Parigi i regolatori hanno discusso proprio di come ridisegnare le tariffe di rete alla luce della futura legislazione europea — un passaggio che coinvolgerà tutte le autorità nazionali di regolazione. La scommessa è che il costo dell’infrastruttura venga distribuito in modo da incentivare chi consuma quando l’energia abbonda e chi rende la propria domanda flessibile, invece di scaricare il peso sulle parti rigide del sistema.

Non è una discussione astratta: da come verranno disegnate quelle tariffe dipenderà chi paga il conto della transizione. Se il segnale di prezzo continuerà a non arrivare ai consumatori finali, le ore in negativo resteranno un costo che qualcuno dovrà sostenere — gli operatori di rete, gli impianti rinnovabili, o i bilanci pubblici. Se invece le tariffe cominceranno a riflettere la reale disponibilità di energia, potrebbero spingere famiglie e imprese verso un consumo più intelligente, riducendo la frequenza degli eccessi. Il punto, come sempre, è con quali risorse e con che tempi: la legislazione europea è ancora in evoluzione, e il recepimento nazionale solitamente non è rapido.

Riusciranno i regolatori a trasformare il paradosso in una rete capace di assorbire il troppo sole, o le prossime estati porteranno solo più ore in negativo? Per cittadini e imprese il segnale è chiaro: la transizione non è solo un problema di produzione, ma di regole. E la prossima mossa spetta ai regolatori e alla legislazione europea.