Nella settimana dal 19 al 25 ottobre 2026, il mercato elettrico della Sardegna ha registrato un dato che fino a qualche anno fa avrebbe sorpreso molti: il prezzo zonale dell’elettricità ha toccato -0,10 €/MWh, scendendo sotto zero. Non si tratta di un errore contabile, ma di un segnale preciso — e per certi versi atteso — di quello che accade quando la generazione da fonti rinnovabili supera la capacità di assorbimento della rete locale. I dati del Gestore dei mercati energetici (GME) fotografano una situazione che riguarda direttamente il futuro della transizione energetica in Italia: i prezzi negativi elettricità non sono un’anomalia passeggera, ma una sfida strutturale che richiede risposte concrete.
Un prezzo sotto zero: cosa dicono i dati GME
Il prezzo medio zonale della Sardegna nella settimana considerata si è attestato a 197,67 €/MWh, contro i 247,73 €/MWh registrati nella zona Nord della penisola. Una differenza di circa 50 euro per megawattora che già da sola racconta la difficoltà dell’isola di scambiare l’energia prodotta con il resto del sistema nazionale. Ma il dato più significativo è il minimo: -0,10 €/MWh, ovvero una fase in cui vendere elettricità sulla borsa significava, in termini di mercato, pagare per farlo.
I prezzi negativi dell’elettricità si verificano quando l’offerta supera la domanda in modo così marcato che i produttori — spesso quelli con costi di spegnimento elevati o con incentivi a produrre comunque — preferiscono cedere energia a prezzi negativi piuttosto che fermare gli impianti. In un’isola come la Sardegna, con connessioni limitate verso il continente, questo squilibrio diventa ancora più acuto.
Il ruolo delle rinnovabili e la settimana del vento
A spingere i prezzi in territorio negativo è stato un aumento significativo della generazione rinnovabile. Secondo i dati riportati, le vendite di energia rinnovabile sul mercato del giorno prima sono cresciute del 46,2% rispetto al periodo di riferimento, trainate in particolare dall’eolico. Il fotovoltaico, invece, ha registrato una contrazione — coerente con la stagione autunnale e le ore di luce ridotte.
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La Sardegna ospita una quota rilevante di parchi eolici, e nelle settimane di vento sostenuto la generazione può salire rapidamente, senza che la domanda locale — né i collegamenti con la terraferma — riescano ad assorbirla tutta. Il risultato è un eccesso di offerta che si scarica sui prezzi di mercato.
La rete intrappolata: esportazioni al limite nel 97,6% dei casi
Il nodo critico non è solo la produzione, ma la capacità di smaltirla. Secondo i dati del GME, nella settimana dal 19 al 25 ottobre le esportazioni verso il continente erano al limite della capacità nel 97,6% dei casi. In pratica, quasi ogni ora della settimana, la Sardegna stava già esportando quanto tecnicamente consentito dalle interconnessioni esistenti — e non riusciva comunque a liberarsi di tutta l’energia in eccesso.
Questo è il cuore del problema. Non è che le rinnovabili sarde non trovino mercato: è che la rete fisica non consente di portare quell’energia dove c’è domanda. L’isola resta in parte isolata dal mercato nazionale proprio nei momenti in cui produce di più, e i prezzi negativi dell’elettricità diventano la conseguenza diretta di questa disconnessione.
Il Tyrrhenian Link come risposta parziale
La soluzione infrastrutturale più citata è il Tyrrhenian Link, il cavo sottomarino ad alta tensione in corrente continua che dovrebbe collegare la Sardegna con la Sicilia e il Tirreno meridionale. Secondo le analisi disponibili, questa infrastruttura potrebbe ridurre il differenziale di prezzo tra la zona Sardegna e la zona Nord, aumentando la capacità di esportazione e quindi permettendo alla rete isolana di scaricare l’eccesso di generazione sul mercato continentale.
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Il Tyrrhenian Link è attualmente in fase di realizzazione da parte di Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale. Quando sarà operativo, cambierà in modo sostanziale le condizioni di mercato per l’isola. Ma nel frattempo, episodi come quello della settimana del 19-25 ottobre mostrano che il problema è già presente e si ripete.
Perché i prezzi negativi dell’elettricità riguardano tutti
A prima vista, un prezzo negativo potrebbe sembrare una buona notizia: energia a costo zero, o addirittura con un rimborso. Ma la realtà è più complessa. I prezzi negativi elettricità segnalano un sistema sotto stress, non un sistema efficiente. Indicano che la rete non riesce a bilanciare domanda e offerta in tempo reale, e che parte dell’energia rinnovabile prodotta rischia di essere sprecata o di non trovare un utilizzo utile.
Per i produttori da rinnovabili, i prezzi negativi possono erodere i ricavi e rendere meno attraenti gli investimenti in nuovi impianti — paradossalmente proprio nelle zone dove la generazione pulita è abbondante. Per il sistema nel suo complesso, sono un indicatore che mancano strumenti di flessibilità: accumuli, demand response, interconnessioni, capacità di regolazione.
Il caso sardo non è isolato in Europa. Fenomeni analoghi si registrano in Germania, Spagna e altri mercati con alta penetrazione di rinnovabili variabili. La differenza è che in un’isola le soluzioni sono più difficili da implementare e i tempi più lunghi. Il dato di -0,10 €/MWh registrato nella settimana del 19-25 ottobre è un numero piccolo, ma racconta una sfida molto grande: come integrare le rinnovabili in una rete che non è ancora pronta ad accoglierle tutte.
I dati completi del GME sulla settimana in questione sono consultabili sul portale ufficiale del Gestore dei mercati energetici, che pubblica con cadenza settimanale le statistiche zonali del mercato del giorno prima. Monitorare queste serie storiche è il primo passo per capire dove e quando il sistema mostra le sue fragilità — e dove occorre intervenire prima che diventino strutturali.
Questo articolo è stato realizzato con il supporto dell'AI e sottoposto a revisione editoriale.
