L’emergere di prezzi scesi fino a -0,01 €/MWh e la presenza di estese fasce orarie a prezzo nullo non rappresentano un’anomalia episodica, bensì il segnale di una trasformazione strutturale dell’intero sistema. Nelle ore di massima produzione solare ed eolica, la combinazione tra abbondanza di generazione e rigidità dei consumi rende economicamente razionale per i produttori formulare offerte a zero o in negativo, al fine di evitare le penali e i costi legati ai prezzi di sbilanciamento.

Questo scenario sta accentuando la divergenza geografica all’interno del Paese. Mentre le regioni meridionali e le isole sperimentano ore consecutive a costo azzerato nella fascia compresa tra le 10:00 e le 16:00, le zone del Nord e del Centro-Nord mantengono quotazioni decisamente elevate, superiori ai 180 €/MWh, generando differenziali zonali che arrivano a toccare i 250 €/MWh.

Sebbene il Prezzo Unico Nazionale (PUN) attenui queste discrepanze essendo una media ponderata sui volumi complessivi acquistati, la misura aggregata tende a mascherare la reale frammentazione del mercato locale. La crescente volatilità intraday e l’ampiezza delle differenze territoriali incidono sui valori di remunerazione effettivi degli impianti rinnovabili, incrementano il rischio di base tra le diverse zone e spingono verso una profonda revisione delle strategie di copertura finanziaria e dei contratti di acquisto di energia a lungo termine.

Cosa ci aspetta il futuro? Il prossimo step storico dopo il prezzo zonale negativo è il PUN negativo.