Nel settore settentrionale della Svezia si verifica un fenomeno che fino a poco tempo fa appariva come un malfunzionamento: il costo dell’elettricità può scendere addirittura sotto zero. Nel 2025, nella regione settentrionale svedese, i prezzi hanno registrato 679 ore in territorio negativo, quasi un mese intero. Durante questi periodi, il valore dell’energia è talmente basso che il mercato, in sostanza, incentiva chi la consuma.
Questa anomalia non è il risultato di un malfunzionamento. Si tratta di un modello che ha operato in modo eccessivamente efficace. Norvegia, Svezia, Finlandia e Danimarca hanno sviluppato per decenni un sistema elettrico ricco di energia idroelettrica, eolica, interconnessioni e scambi transfrontalieri. La borsa elettrica Nord Pool ha unito questo mosaico per oltre trent’anni, mentre la Norvegia continua a basare la parte principale del suo sistema su una produzione idroelettrica che rappresenta circa l’88% del totale annuale standard.
Una rete elettrica che ha affrontato la scarsità e ora deve gestire l’eccesso
La sfida più significativa si è presentata tra il 2002 e il 2003, quando una grave siccità ha ridotto gli invasi e limitato gli afflussi idrici. La carenza è stata considerevole: circa 35 TWh al di sotto del livello normale nella seconda metà del 2002, una perdita equivalente a quasi il 9% dei consumi annuali nordici. Il sistema ha risposto con un aumento dei prezzi, importazioni, maggiore utilizzo di termoelettrico e una contrazione della domanda. Il punto cruciale era proprio questo: il mercato ha trasmesso il segnale del prezzo e i consumi si sono adattati di conseguenza.
Attualmente, la situazione si è invertita. Le stime più comuni nel settore collocano la produzione elettrica annuale nordica oltre i 430 TWh e i consumi poco sotto i 400, con un surplus strutturale che trasforma la regione in un esportatore netto. La Svezia si attesta attorno al 99% di elettricità proveniente da fonti a basse emissioni di carbonio, il valore più elevato nell’unione europea, mentre la Danimarca ha integrato vento e sole per coprire circa metà del mix elettrico e, in alcune valutazioni europee, l’energia eolica supera ormai il 50%.
Qui entra in gioco la cannibalizzazione del valore. Quando si verifica una perturbazione e le turbine operano tutte contemporaneamente, l’offerta aumenta simultaneamente per tutti. Il prezzo crolla, spesso in modo repentino. Per i produttori di energia eolica terrestre in Svezia, ciò significa prevedere ricavi da vendita tra il 15% e il 30% inferiori al prezzo medio di mercato. Una ricerca citata dalla Nordic Investment Bank ha indicato che circa 1.000 delle 5.200 turbine svedesi appartenevano a progetti in difficoltà finanziaria. Nel frattempo, le famiglie non si trovano automaticamente con una bolletta azzerata, poiché sulla componente energia continuano a gravare rete, imposte e IVA. Il sollievo è percepibile, ma il vantaggio completo è molto meno evidente.
La questione, esaminata da vicino, presenta anche un aspetto quasi paradossale. Il sistema incentiva la produzione sostenibile, ma poi la penalizza economicamente proprio nelle ore in cui tale produzione raggiunge il picco. Le turbine rimangono attive, girano e immettono energia. A risentirne possono essere i bilanci di chi le possiede. È il tipo di cortocircuito che illustra meglio di tanti slogan a che punto sia giunta la transizione energetica nel Nord europa.
La Finlandia ha compreso rapidamente dove si trovasse il nuovo lavoro da svolgere: flessibilità. Entro la fine del 2025, erano collegati alle reti di teleriscaldamento quasi 3.000 MW di caldaie elettriche, spesso abbinate a sistemi di accumulo termico. Quando il prezzo dell’elettricità scende, quelle caldaie trasformano l’eccesso di energia in calore per abitazioni e processi industriali. Sul fronte domestico, i contratti a prezzo dinamico hanno ormai una quota significativa: a fine 2024 rappresentavano circa il 33% di tutti i contratti elettrici residenziali finlandesi. In questo modo, lavatrici, pompe di calore e ricariche si spostano verso le ore più convenienti e aiutano la rete ad assorbire il surplus.
In Italia il paradosso nordico non è ancora giunto
Nei Paesi nordici, il problema attuale è gestire un eccesso di elettricità nelle ore appropriate. In italia, la situazione è diversa. Nel 2025, la domanda nazionale si è attestata a 311,3 TWh e il Paese ha coperto con importazioni nette il 15,1% del fabbisogno. Le fonti rinnovabili hanno soddisfatto circa il 41% della domanda elettrica, mentre il fotovoltaico ha raggiunto un nuovo record con 44,3 TWh prodotti in un anno. Di conseguenza, anche da noi la quota verde cresce e inizia a pesare realmente, ma non siamo ancora nel punto in cui l’elettricità avanza come nel Nord Europa.
La differenza si avverte immediatamente nei prezzi. Secondo ARERA, nel 2024 il prezzo medio di acquisto dell’energia elettrica in Italia si è attestato a 108,5 euro per MWh, un livello che riflette ancora un sistema costoso, molto più vulnerabile rispetto a quello nordico a causa del gas, delle importazioni e delle strozzature interne. La transizione italiana, oggi, si concentra molto meno sul rischio di pagare le persone per consumare e molto di più su una corsa per evitare congestioni, distribuire meglio la produzione rinnovabile e ridurre il divario territoriale tra le aree che producono e quelle che assorbono.
Il confronto è utile proprio in questo contesto. Nel Nord Europa si osserva cosa accade quando la transizione avanza più della domanda e mette in difficoltà i ricavi dei produttori. In Italia siamo ancora in una fase precedente: più rinnovabili, certo, ma anche prezzi elevati, dipendenza dall’estero, rete da potenziare e sistemi di accumulo da sviluppare. Per questo, il tema non è semplicemente riempire il Paese di pale e pannelli. È fondamentale arrivarci con l’infrastruttura adeguata. Terna ha presentato un piano da oltre 23 miliardi di euro in dieci anni per rafforzare la rete, mentre la prima asta MACSE ha assegnato 10 GWh di sistemi di accumulo nel Sud e nelle Isole, con avvio previsto entro il 2028.
Nel Nord Europa stanno già affrontando il problema dell’abbondanza. Noi siamo ancora nella fase precedente: energia più costosa, rete da potenziare, sistemi di accumulo da realizzare. Il futuro è chiaro. Da noi, come spesso accade, arriva dopo e presenta il conto.