AleaSoft Energy Forecasting, 14 ottobre 2026. Dopo quasi tre decenni di trasformazione del mercato elettrico, la prossima grande sfida non è più soltanto installare più capacità rinnovabile. L’accumulo, la flessibilità del fabbisogno, le reti e un funzionamento sempre più vicino al tempo reale saranno decisivi per integrare in modo efficiente la produzione di energia rinnovabile e sfruttarne al massimo il potenziale.
Un mercato irriconoscibile in appena una generazione
L’attuale mercato elettrico spagnolo ha poco in comune con quello della fine degli anni Novanta. Quando AleaSoft Energy Forecasting iniziò la sua attività, l’8 ottobre 1999, il mercato liberalizzato spagnolo era operativo da appena due anni. La generazione era molto più concentrata in grandi centrali convenzionali, le energie rinnovabili avevano ancora una presenza limitata e il mercato funzionava con risoluzione oraria.
Ventisette anni dopo, la trasformazione è profonda. L’energia eolica e, successivamente, l’energia fotovoltaica hanno cambiato il mix di generazione, sono emersi nuovi partecipanti e modelli di business e le decisioni vengono prese in un contesto sempre più interconnesso e complesso. Secondo Red Eléctrica, alla fine del 2025 il sistema elettrico spagnolo disponeva di 142,5 GW di potenza installata, dopo aver aggiunto nel corso dell’anno 10 GW di nuova capacità rinnovabile, di cui 8,8 GW fotovoltaici. Includendo anche gli impianti di autoconsumo, la potenza installata raggiungeva 150,8 GW, di cui il 68,9% corrispondeva a generazione rinnovabile.
Un anno di mercato quartorario
Il 1° ottobre 2025, il mercato day-ahead europeo è passato dalla risoluzione oraria a una risoluzione di 15 minuti, con la prima sessione di negoziazione tenutasi il 30 settembre. Un anno dopo, questo cambiamento tecnico riassume gran parte dell’evoluzione che sta vivendo il sistema elettrico. Il momento esatto in cui l’elettricità viene generata, consumata, acquistata, venduta o accumulata conta sempre di più.
Una maggiore granularità consente di rappresentare meglio le variazioni della produzione di energia rinnovabile e del fabbisogno elettrico e offre agli operatori del mercato più opzioni per adeguare le proprie posizioni. Ma aumenta anche la necessità di buone previsioni e di capacità di reazione. Per i produttori di energia rinnovabile, i commercializzatori, i trader, i rappresentanti, gli aggregatori, i centri di controllo e gli operatori di batterie, differenze di pochi minuti nella produzione, nel fabbisogno o nei prezzi possono finire per determinare le decisioni operative.
Il passaggio verso mercati sempre più vicini al tempo reale va quindi oltre la risoluzione temporale. Fa parte di una trasformazione più ampia del sistema elettrico.
Dall’installare le rinnovabili all’integrarle
Per buona parte degli ultimi decenni, uno dei principali obiettivi della transizione energetica è stato aumentare la capacità rinnovabile. Questo processo deve ancora proseguire, ma la crescita dell’energia eolica e, soprattutto, dell’energia fotovoltaica sta cambiando la natura della sfida.
L’abbondanza di generazione solare in determinate ore spinge i prezzi al ribasso proprio quando questi impianti producono di più. I prezzi catturati, la cannibalizzazione, le ore con prezzi nulli o negativi e il curtailment delle energie rinnovabili hanno finito per occupare un posto centrale nell’analisi dei progetti.
Nel 2025, le energie rinnovabili hanno generato il 55,5% dell’elettricità in Spagna e la loro quota ha raggiunto il 56,6% includendo il contributo stimato dell’autoconsumo. Con l’aumento di questa percentuale, l’aggiunta di nuova capacità di generazione dovrà andare di pari passo con una maggiore capacità di decidere quando quell’elettricità viene consumata e quando viene immessa nel sistema. È lì che inizia la prossima fase.
L’accumulo cambierà il valore del tempo
Le batterie sono destinate a svolgere un ruolo fondamentale perché consentono di separare, almeno in parte, il momento della generazione da quello del consumo. Un impianto fotovoltaico senza accumulo dipende in larga misura dal prezzo delle ore solari. Con una batteria, parte di quella produzione può essere spostata ad altre ore, partecipare a mercati diversi e contribuire a fornire servizi al sistema.
Per questo il valore di un progetto di accumulo di energia non può essere analizzato guardando soltanto ai prezzi medi dell’elettricità. Ciò che conta sono gli spread tra i periodi, la volatilità del mercato infragiornaliero, i servizi ancillari, i meccanismi di capacità e il modo in cui tutte queste fonti di ricavo evolveranno nel corso della vita utile dell’asset.
La Spagna ha chiuso il 2025 con 3427 MW di capacità di accumulo e, secondo Red Eléctrica, questi sistemi hanno consentito di integrare 9213 GWh nel corso dell’anno, il 6,2% in più rispetto al 2024. Allo stesso tempo, continuano ad avanzare numerosi progetti di batterie, di impianti ibridi e di stoccaggio pompato.
La sfida consiste nel valutare progetti i cui ricavi dipenderanno proprio da un mercato che cambierà anch’esso a seguito della diffusione massiccia dell’accumulo. Quanto più le batterie partecipano all’arbitraggio e a determinati servizi, tanto maggiore è la loro influenza sugli stessi spread e sulle stesse opportunità su cui si basano i loro ricavi.
Anche il fabbisogno dovrà essere flessibile
La flessibilità non verrà soltanto dalla generazione e dall’accumulo. L’elettrificazione dell’industria, i veicoli elettrici, le pompe di calore, l’autoconsumo, i data center e altri nuovi consumatori faranno aumentare il fabbisogno elettrico nei prossimi anni. Ma importante quanto la sua crescita sarà il momento in cui quel consumo avrà luogo.
Un sistema con un’abbondante produzione di energia rinnovabile avrà bisogno di segnali che incentivino lo spostamento di parte del fabbisogno verso i momenti di maggiore disponibilità di elettricità. Il fabbisogno cesserà così progressivamente di essere una variabile che il sistema deve semplicemente soddisfare e diventerà anche una risorsa gestibile.
Per i grandi consumatori, questa evoluzione apre opportunità, ma aggiunge anche complessità. La strategia di approvvigionamento dovrà combinare il mercato, i contratti a termine, i PPA e altri strumenti di copertura con le possibilità offerte dall’autoconsumo, dall’accumulo e dalla flessibilità.
Le reti, condizione preliminare per integrare nuova generazione e nuovo fabbisogno
Generare, accumulare e consumare elettricità nei momenti giusti non basterà se la rete non consente di connetterli. La diffusione di nuova generazione, batterie e fabbisogno elettrico sta aumentando il valore strategico della capacità di accesso e connessione alla rete. Nei prossimi anni, l’ubicazione dei progetti diventerà sempre più importante.
Per un impianto rinnovabile esistente, il suo valore futuro dipenderà dall’elettricità che produce e anche dalle possibilità di repowering, di ibridazione con batterie e di utilizzo del suo punto di connessione. Allo stesso tempo, i nuovi grandi consumatori dovranno localizzarsi dove c’è capacità disponibile o dove le reti elettriche possono essere potenziate. La pianificazione di generazione, accumulo, fabbisogno e reti dovrà quindi essere sempre più coordinata.
Prevedere sarà più difficile e più necessario
Paradossalmente, quanto più il sistema diventa flessibile, tanto più sarà difficile anticiparne il comportamento. Ventisette anni fa, le principali variabili che spiegavano i prezzi erano relativamente poche. Oggi è necessario tenere conto dell’evoluzione del mix di generazione, dei combustibili, della CO2, delle interconnessioni, dell’accumulo, dell’autoconsumo, dei nuovi consumatori, della flessibilità del fabbisogno e dei cambiamenti normativi, tra molti altri fattori.
Inoltre, ogni decisione ha il proprio orizzonte. Un centro di controllo ha bisogno di anticipare le prossime ore, un trader i movimenti dei prossimi giorni o mesi, mentre uno sviluppatore, una banca o un fondo di investimento devono valutare ciò che può accadere nell’arco di decenni.
L’Intelligenza artificiale offre nuove possibilità per elaborare dati, automatizzare le analisi e migliorare il processo decisionale. AleaSoft Energy Forecasting è nata nel 1999 proprio applicando l’Intelligenza artificiale, la statistica e l’econometria alla previsione energetica. Ma l’evoluzione tecnologica non riduce la necessità di conoscere il mercato. Quanto maggiore è la quantità di informazioni disponibili e quanto più complesse sono le interazioni tra le diverse tecnologie, tanto più importante sarà comprendere le relazioni che spiegano il comportamento del sistema.
La prossima trasformazione sarà la flessibilità
Gli ultimi 27 anni dimostrano quanto un mercato possa trasformarsi in appena una generazione. Prima sono arrivate la liberalizzazione e la progressiva integrazione dei mercati elettrici europei. Poi, la diffusione su larga scala delle energie rinnovabili. Ora inizia una fase diversa.
Le batterie sposteranno energia tra i periodi. Il fabbisogno risponderà sempre di più alle condizioni del mercato. Le reti dovranno integrare nuova generazione e nuovi consumatori. L’elettrificazione spingerà il fabbisogno e i mercati continueranno ad avvicinarsi al tempo reale.
In questo scenario, il valore dell’elettricità dipenderà sempre meno da quanta energia viene prodotta e sempre più da quando viene prodotta, da quando viene consumata, da quanta se ne può accumulare e da come viene gestita. Dopo quasi tre decenni di trasformazione del modo in cui si produce l’elettricità, la prossima grande sfida del settore elettrico è costruire un sistema in grado di gestire in modo efficiente la propria abbondanza rinnovabile.
Previsioni per gestire un sistema più flessibile
Gestire questo sistema richiede previsioni coerenti su tutti gli orizzonti temporali, dai prossimi quarti d’ora ai prossimi decenni, elaborate con un’unica metodologia. La metodologia sviluppata da AleaSoft, con 27 anni di esperienza nel settore, combina Intelligenza artificiale, serie temporali e modelli statistici che lavorano insieme, non come tecnologie isolate.
AleaSoft Energy Forecasting fornisce servizi di previsione per i mercati dell’energia a breve, medio e lungo termine. La divisione AleaBlue di AleaSoft Energy Forecasting elabora previsioni dei prezzi del mercato elettrico, della produzione di energia rinnovabile e del fabbisogno a breve e medio termine per le operazioni, il trading e le strategie di acquisto, vendita e copertura. La divisione AleaGreen offre previsioni a lungo termine con bande di confidenza e prezzi catturati per la valutazione degli asset, i PPA e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile. Da parte sua, AleaStorage, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in accumulo di energia, analizza i ricavi e i rischi delle batterie stand-alone e dei progetti di ibridazione lungo tutta la loro vita utile.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting