Finlandia e Svezia hanno costruito così tante centrali a energia rinnovabile che devono letteralmente pagare le persone per usarle
Nel nord della Svezia succede una cosa che fino a poco tempo fa sembrava un errore di sistema: usare elettricità può costare così poco da scendere sotto zero. Nel 2025, nell’area settentrionale svedese, i prezzi hanno passato 679 ore in territorio negativo, quasi un mese intero. In quelle finestre la corrente vale talmente poco che il mercato, di fatto, premia chi la assorbe.
Dietro questa anomalia non c’è un guasto. C’è un modello che ha funzionato fin troppo bene. Norvegia, Svezia, Finlandia e Danimarca hanno costruito per decenni un sistema elettrico pieno di idroelettrico, vento, interconnessioni e scambi transfrontalieri. La borsa elettrica Nord Pool tiene insieme quel mosaico da oltre trent’anni, mentre la Norvegia continua a poggiare la parte più pesante del suo sistema su una produzione idroelettrica che vale circa l’88% del totale annuale normale.
Una rete elettrica che ha risolto la scarsità e oggi deve governare l’eccesso
La prova più dura arrivò tra il 2002 e il 2003, quando una grande siccità svuotò gli invasi e tagliò gli afflussi idrici. Il buco fu enorme: circa 35 TWh sotto il livello normale nella seconda metà del 2002, una perdita pari a quasi il 9% dei consumi annui nordici. Il sistema reagì con prezzi più alti, importazioni, più termoelettrico e una domanda che si contrasse. Il punto politico stava lì: il mercato lasciò passare il segnale del prezzo e i consumi si mossero di conseguenza.
Oggi il quadro si è capovolto. Le stime più usate nel settore collocano la produzione elettrica annua nordica sopra i 430 TWh e i consumi poco sotto i 400, con un surplus strutturale che trasforma l’area in esportatrice netta. La Svezia viaggia attorno al 99% di elettricità da fonti low carbon, il valore più alto nell’Unione europea, mentre la Danimarca ha portato vento e sole a coprire circa metà del mix elettrico e in alcuni conteggi europei il solo eolico supera ormai il 50%.
Qui entra in scena la cannibalizzazione del valore. Quando arriva una perturbazione e le turbine spingono tutte insieme, l’offerta si gonfia nello stesso momento per tutti. Il prezzo cade, spesso di colpo. Per i produttori eolici terrestri in Svezia questo significa aspettarsi ricavi da vendita fra il 15% e il 30% sotto il prezzo medio di mercato. Una ricerca citata dalla Nordic Investment Bank ha segnalato che circa 1.000 delle 5.200 turbine svedesi appartenevano a progetti in difficoltà finanziaria. Intanto le famiglie non si trovano automaticamente una bolletta azzerata, perché sulla componente energia continuano a pesare rete, imposte e IVA. Il sollievo si vede, il regalo pieno molto meno.
La faccenda, vista da vicino, ha anche un lato quasi beffardo. Il sistema premia la produzione pulita, poi la punisce economicamente proprio nelle ore in cui quella produzione arriva al massimo. Le turbine restano in piedi, girano, immettono energia. A saltare possono essere i conti di chi le possiede. È il genere di cortocircuito che racconta meglio di tanti slogan a che punto è arrivata la transizione energetica nel Nord Europa.
La Finlandia ha capito in fretta dove stava il nuovo lavoro da fare: flessibilità. Entro la fine del 2025 erano collegati alle reti di teleriscaldamento quasi 3.000 MW di caldaie elettriche, spesso abbinate ad accumuli termici. Quando il prezzo dell’elettricità crolla, quelle caldaie trasformano l’eccesso di corrente in calore per case e processi industriali. Sul lato domestico, i contratti a prezzo dinamico hanno ormai una quota solida: a fine 2024 valevano circa il 33% di tutti i contratti elettrici residenziali finlandesi. Così lavatrici, pompe di calore e ricariche si spostano verso le ore più economiche e aiutano la rete ad assorbire il surplus.
In Italia il paradosso nordico non è ancora arrivato
Nei Paesi nordici il problema ormai è gestire troppa elettricità nelle ore giuste. In Italia la fotografia resta diversa. Nel 2025 la domanda nazionale si è fermata a 311,3 TWh e il Paese ha coperto con importazioni nette il 15,1% del fabbisogno. Le rinnovabili hanno soddisfatto circa il 41% della domanda elettrica, mentre il fotovoltaico ha toccato un nuovo record con 44,3 TWh prodotti in un anno. Ergo: anche da noi la quota verde cresce e comincia a pesare davvero, però non siamo ancora nel punto in cui l’elettricità avanza come nel Nord Europa.
La differenza si sente subito 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 racconta ancora un sistema costoso, molto più esposto di quello nordico al peso del gas, alle importazioni e ai colli di bottiglia interni. La transizione italiana, oggi, passa molto meno dal rischio di pagare le persone per consumare e molto di più da una corsa per evitare congestioni, distribuire meglio la produzione rinnovabile e ridurre il divario territoriale tra zone che generano e zone che assorbono.
Il confronto serve proprio qui. Nel Nord Europa si vede cosa succede quando la transizione corre più della domanda e mette in crisi i ricavi dei produttori. In Italia siamo ancora prima: più rinnovabili, sì, ma anche prezzi alti, dipendenza dall’estero, rete da rinforzare e accumuli da costruire. Per questo il tema non è riempire il Paese di pale e pannelli. È arrivarci con l’infrastruttura giusta. Terna ha messo sul tavolo 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 accumuli nel Sud e nelle Isole, con entrata in esercizio prevista entro il 2028.
Nel Nord Europa stanno già litigando con l’abbondanza. Noi siamo ancora al passaggio prima: energia più cara, rete da rinforzare, accumuli da costruire. Il futuro si vede benissimo. Da noi, come spesso succede, arriva dopo e presenta il conto.
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