Nei primi cinque mesi del 2026 il numero di ore a prezzo nullo o compresso sul Mercato del Giorno Prima (MGP) è cresciuto in modo significativo, con un'accelerazione concentrata nel mese di maggio. La divergenza zonale già osservata nei primi quattro mesi dell'anno si è ampliata in valore assoluto, e nelle zone settentrionali si è ripresentato — più marcato rispetto al 2025 — un importante numero di ore a prezzo nullo.
Per il fotovoltaico la rilevanza dei dati è doppia: le ore con prezzi compressi cadono nelle fasce centrali della giornata, sovrapposte alla curva di produzione degli impianti; e l'effetto è particolarmente pronunciato in maggio, mese altissima irradianza unita a una domanda elettrica per condizionamento ancora contenuta.
Ore a prezzo zero (PZ ≤ 0 €/MWh)
Le ore a prezzo nullo nei primi cinque mesi del 2026 mostrano dinamiche fortemente differenziate per zona. Il dato YTD evidenzia tre cluster distinti.
| Zona | gen–mag 2025 | gen–mag 2026 | Δ |
|---|---|---|---|
| PUN | 10 | 13 | +3 (+30%) |
| NORD | 10 | 13 | +3 (+30%) |
| CNOR | 10 | 13 | +3 (+30%) |
| CSUD | 12 | 64 | +52 (+433%) |
| SUD | 12 | 121 | +109 (+908%) |
| SARD | 76 | 73 | −3 (−4%) |
| SICI | 21 | 123 | +102 (+486%) |
| CALA | 12 | 121 | +109 (+908%) |
Le zone SUD, CALA, SICI e CSUD registrano un'importante aumento di ore a prezzo nullo: in SUD e CALA il numero è quasi dieci volte più alto rispetto allo stesso periodo del 2025; in Sicilia è quasi cinque volte più alto. Si tratta di ore concentrate nelle giornate festive e nei weekend di maggio, quando alla domanda ridotta si somma una produzione fotovoltaica vicina al picco annuale.
La Sardegna prosegue il percorso di normalizzazione già osservato nel dato gen–apr (−4% YoY): la zona storicamente più esposta al fenomeno è oggi sostanzialmente in linea con le altre zone meridionali, effetto probabilmente della combinazione tra generazione tradizionale in phase-out e rimozione dei vincoli strutturali per la trasmissione.
Le zone settentrionali (NORD, CNOR e, di riflesso, il PUN come media ponderata) registrano 13 ore a prezzo nullo, tutte concentrate in maggio 2026. Il dato consolida un fenomeno già emerso a maggio 2025 (10 ore) e va letto come segnale strutturale: la coda bassa della distribuzione dei prezzi sta penetrando anche dove il livello medio resta tra i più alti del Paese.
Ore a prezzo compresso (PZ ≤ 30 €/MWh)
Sulla soglia più ampia di 30 €/MWh, scelta internamente come indicatore strutturale dei prezzi compressi, emerge un quadro speculare con un elemento nuovo rispetto al numero precedente: nelle zone settentrionali il numero di ore ≤ 30 €/MWh non solo non cresce, ma si riduce sensibilmente rispetto al 2025.
| Zona | gen–mag 2025 | gen–mag 2026 | Δ |
|---|---|---|---|
| PUN | 140 | 111 | −29 (−21%) |
| NORD | 134 | 103 | −31 (−23%) |
| CNOR | 134 | 106 | −28 (−21%) |
| CSUD | 161 | 186 | +25 (+16%) |
| SUD | 171 | 264 | +93 (+54%) |
| SARD | 315 | 235 | −80 (−25%) |
| SICI | 186 | 281 | +95 (+51%) |
| CALA | 171 | 264 | +93 (+54%) |
In SUD e CALA il numero di ore sotto i 30 €/MWh nei primi cinque mesi del 2026 supera del 54% quello dello stesso periodo del 2025; in Sicilia del 51%. Nel Centro-Sud (CSUD) la crescita è più contenuta ma comunque positiva (+16%). La Sardegna conferma il trend di normalizzazione (−25%).
Il dato delle zone settentrionali merita attenzione. Combinato con quello delle ore zero, si configura una polarizzazione della distribuzione dei prezzi: meno ore moderatamente basse (tra 0 e 30), più ore esattamente a zero. La coda bassa si svuota nella fascia intermedia e si concentra sui valori estremi. Il PUN, come media ponderata, cattura solo l'effetto netto e tende a sottostimare la rilevanza del fenomeno per chi è esposto a un singolo profilo orario di immissione.
Cosa indicano questi dati
Per chi gestisce o valuta asset di generazione da fonte fotovoltaica, l'analisi gen–mag 2026 aggiunge due elementi al quadro tracciato nel numero precedente.
Il primo è che il rischio prezzo da cannibalizzazione, finora circoscritto alle zone meridionali, sta emergendo come fenomeno anche al Nord. Le 13 ore a prezzo nullo registrate in zona NORD nei primi cinque mesi del 2026 — tutte concentrate in maggio, come le 10 dell'anno precedente — non rappresentano più un evento isolato ma un pattern ricorrente.
Il secondo è la polarizzazione della distribuzione zonale. Al Nord, le ore ≤ 30 €/MWh sono in calo (−23% YoY), ma le ore esattamente a zero sono in crescita. La distribuzione si bipartisce tra ore di prezzo elevato e ore di overgeneration. Per il fotovoltaico — concentrato proprio nelle ore in cui i prezzi compressi si formano — il prezzo medio catturato dipende sempre meno dal livello medio del PUN e sempre più dal mix orario della produzione e dalla zona di immissione.
La divergenza zonale dei prezzi MGP è strutturale, non congiunturale, e l'evidenza di maggio 2026 ne conferma l'estensione anche alle zone settentrionali. Per chi valuta asset in operazioni di acquisizione, refinancing o due diligence, il prezzo catturato storico va analizzato per zona di immissione e per profilo orario, non solo come scostamento dal PUN. Le strategie di mitigazione — storage co-locato, time-shift della vendita, PPA strutturati su profili orari specifici — non sono più riservate alle zone meridionali.
Metodologia
Elaborazioni Renewo su prezzi orari zonali MGP. Periodo osservato: 1 gennaio – 31 maggio 2026, confrontato con lo stesso periodo dell'anno 2025. Soglie analizzate: prezzo ≤ 0 €/MWh (ore a prezzo nullo, indicatore di overgeneration) e prezzo ≤ 30 €/MWh (indicatore strutturale di prezzi compressi).