AleaSoft Energy Forecasting, 18 agosto 2026. La proroga della centrale nucleare di Almaraz fino a giugno 2030 riduce nel breve termine l’esposizione del sistema elettrico al gas e ai suoi prezzi. Allo stesso tempo, aumenta la pressione per integrare una capacità rinnovabile crescente e può accrescere il rischio di curtailment, mentre modifica le ipotesi utilizzate per dimensionare il futuro mercato della capacità.
Una decisione con conseguenze misurabili
Con l’ordinanza TED/864/2026, il Ministero per la Transizione Ecologica e la Sfida Demografica ha rinnovato l’autorizzazione all’esercizio delle due unità della centrale nucleare di Almaraz, che potranno operare fino all’8 giugno 2030, a seguito del parere favorevole emesso il 16 luglio dal Consiglio di Sicurezza Nucleare. La nuova data sostituisce il calendario precedente, che fissava la chiusura di Almaraz I al 1° novembre 2027 e quella di Almaraz II al 31 ottobre 2028. La proroga rappresenta circa 31 mesi aggiuntivi per la prima unità e 19 mesi per la seconda.
I due reattori totalizzano 2094 MW di potenza elettrica lorda. Nel 2025 hanno prodotto 15 369 GWh lordi, pari a circa il 7% della domanda di elettricità spagnola, e 14 752 GWh netti: 7649 GWh ad Almaraz I e 7103 GWh ad Almaraz II. Per stimare la quantità di gas necessaria a sostituire questa produzione, la generazione netta è il dato più appropriato, poiché rappresenta l’elettricità consegnata dalla centrale.
Mantenere questa produzione più a lungo ha effetti sul fabbisogno di generazione a gas, sui prezzi dei mercati elettrici e sulle emissioni, ma anche sull’integrazione delle rinnovabili e sui requisiti di capacità ferma del sistema.
Quanto gas servirebbe per sostituire Almaraz?
Uno scenario di sostituzione totale aiuta a misurare l’ordine di grandezza. Se i 14 752 GWh netti che Almaraz ha prodotto nel 2025 dovessero essere generati interamente da cicli combinati, ipotizzando un rendimento tra il 50% e il 55%, servirebbero ogni anno tra 27 e 30 TWh di gas naturale.
Questo calcolo va inteso come un tetto teorico di riferimento, non come una previsione dell’aumento reale del consumo di gas dopo la chiusura. Nella pratica, quella produzione sarebbe sostituita da una combinazione di nuova generazione di energia rinnovabile, stoccaggio di energia, energia idroelettrica, interconnessioni, gestione della domanda e cicli combinati.
La scala dello scenario è comunque significativa. Nel 2025 le forniture di gas al settore elettrico spagnolo hanno raggiunto 99,7 TWh. I 27-30 TWh dello scenario di sostituzione totale rappresenterebbero un aumento di circa il 27%-30% del consumo annuo di gas per la generazione elettrica.
Prendendo come riferimento un prezzo del gas di 60 €/MWh, l’acquisto di quel volume costerebbe approssimativamente tra 1620 e 1800 milioni di euro all’anno. A questo andrebbe aggiunto il costo delle quote di emissione di CO2. Come riferimento sull’ordine di grandezza, il gruppo Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) stima che i 15 369 GWh di produzione lorda di Almaraz nel 2025 abbiano evitato 5,5 milioni di tonnellate di CO2.
Dal consumo di gas al prezzo del mercato elettrico
L’effetto di Almaraz sui prezzi non dipende soltanto dal volume di energia prodotta. Restando disponibile, la centrale riduce la domanda residua che le altre tecnologie devono coprire e, in determinate ore, limita la necessità di ricorrere ai cicli combinati.
La rilevanza di questo effetto aumenta quando il gas e le quote di emissione vengono scambiati a prezzi elevati. Nella settimana del 10 agosto, i futures del gas TTF per il FrontMonth sul mercato ICE si sono collocati tra 58,73 €/MWh e 61,42 €/MWh, e le quote di emissione di CO2 per dicembre 2026 tra 81,79 €/t e 82,75 €/t.
Con un prezzo del gas di riferimento di 60 €/MWh e la CO2 intorno a 82 €/t, il costo di produrre elettricità in un ciclo combinato si colloca, a seconda del rendimento, approssimativamente tra 139 €/MWh e 153 €/MWh per il solo combustibile e le emissioni.
Il confronto con il mercato mostra l’importanza di questa struttura di costi. Nella settimana del 10 agosto, il mercato elettrico spagnolo ha registrato un prezzo medio di 128,92 €/MWh. Quando i cicli combinati sono necessari e fissano il prezzo marginale, le quotazioni del gas e della CO2 arrivano ad avere un’influenza diretta sul prezzo di equilibrio in quelle ore.
Mantenere Almaraz riduce quindi l’esposizione potenziale del mercato spagnolo agli episodi di prezzi del gas elevati. La stessa ordinanza di rinnovo segnala che la proroga contribuisce, nel breve termine, a moderare l’esposizione del sistema e dei consumatori ai picchi provenienti dai mercati internazionali del gas naturale.
Più nucleare richiede anche più flessibilità per integrare le rinnovabili
L’altro lato della bilancia emerge nelle ore di alta produzione solare fotovoltaica ed eolica e di bassa domanda di elettricità. Mantenere disponibile più generazione nucleare riduce lo spazio che resta per integrare il resto della produzione. Se il sistema non dispone di sufficiente stoccaggio, capacità di esportazione, reti e domanda flessibile, il rischio di curtailment delle fonti energetiche non programmabili come l’eolico e il solare fotovoltaico può aumentare.
Dal punto di vista del mercato, la difficoltà di assorbire tutta la generazione disponibile in determinate ore aumenta la pressione verso prezzi zero o negativi e accentua la cannibalizzazione dei prezzi catturati delle tecnologie rinnovabili. Accelerare lo stoccaggio e spostare i consumi verso quelle ore permette di sfruttare una quota maggiore di energia rinnovabile e di ridurre questo effetto.
Il 2030 concentra più di 4000 MW di chiusure nucleari
La proroga di Almaraz non modifica, per ora, l’orizzonte del 2035 per la chiusura dell’intero parco nucleare spagnolo, ma concentra una parte significativa della sostituzione nel 2030.
Almaraz terminerebbe l’esercizio a giugno. Il calendario attuale colloca nel 2030 anche la chiusura di Ascó I, a ottobre, e di Cofrentes, a novembre. Almaraz apporta 2094 MW e Ascó I e Cofrentes dispongono di circa 1000 MW ciascuna, per cui più di 4000 MW di capacità nucleare uscirebbero dal sistema in meno di sei mesi.
Questa concentrazione rende i prossimi anni un periodo decisivo. Non si tratta di sostituire ogni megawatt nucleare con un megawatt di una tecnologia specifica, ma di disporre di un sistema capace di coprire la domanda in ogni ora. Per riuscirci, la crescita del solare fotovoltaico e dell’eolico deve avanzare di pari passo con lo stoccaggio a batterie e il pompaggio idroelettrico, il rafforzamento delle reti, nuove interconnessioni e una maggiore flessibilità della domanda.
Almaraz cambia il dimensionamento, non la necessità di un mercato della capacità
La nuova data di chiusura di Almaraz modifica una delle ipotesi rilevanti per dimensionare il futuro mercato della capacità. Le analisi che giustificavano la necessità del meccanismo presupponevano l’uscita di Almaraz I nel 2027 e di Almaraz II nel 2028, proprio in un periodo in cui erano stati identificati rischi di adeguatezza.
Mantenere circa 2 GW di capacità nucleare fino a giugno 2030 cambia quello scenario e può rendere necessario aggiornare i requisiti di capacità prima di convocare le prime aste. La stessa ordinanza che autorizza la proroga dell’esercizio di Almaraz al 2030 stima il 7% in meno di generazione dai cicli combinati rispetto allo scenario del PNIEC, il che conferma che la proroga modifica i requisiti di generazione ferma in quegli anni.
Aggiornare correttamente il dimensionamento del meccanismo è necessario, ma non dovrebbe ritardarne inutilmente l’attuazione. Il mercato della capacità resta essenziale per dare segnali di investimento allo stoccaggio, alla gestione della domanda e alle altre risorse che dovranno fornire fermezza e flessibilità man mano che l’uscita dal nucleare avanza. La proroga di Almaraz modifica i requisiti di capacità dei prossimi anni, ma non elimina la necessità di preparare il sistema per quando quella capacità ferma non sarà più disponibile.
Previsioni a lungo termine e stoccaggio per preparare la sostituzione
In questo contesto, AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata nelle previsioni a lungo termine, fornisce curve di prezzo dei mercati energetici con orizzonti fino a 40 anni. Queste previsioni permettono di analizzare gli scenari di chiusura nucleare, l’evoluzione della capacità rinnovabile e di stoccaggio, la domanda, le interconnessioni e i prezzi del gas e della CO2, e di valutarne l’impatto sui prezzi futuri.
Da parte sua, AleaStorage, la divisione specializzata nello stoccaggio di energia, analizza i ricavi, la redditività e il dimensionamento dei progetti di batterie e di sistemi ibridi. La necessità di ridurre il curtailment, la volatilità dei prezzi e il futuro mercato della capacità ampliano le potenziali fonti di valore dello stoccaggio e ne rafforzano il ruolo di elemento di flessibilità per il sistema.
Le decisioni di investimento che devono essere prese ora determineranno se nel 2030 ci saranno sufficiente capacità rinnovabile integrabile, stoccaggio e flessibilità per affrontare la concentrazione delle chiusure nucleari senza aumentare la dipendenza dal gas.
Costruire il nuovo sistema prima di ritirare il precedente
La proroga di Almaraz non risolve da sola le sfide della transizione energetica. Nei prossimi anni riduce il potenziale fabbisogno di generazione a gas e l’esposizione alla sua volatilità, ma esige anche una migliore gestione della coesistenza tra la generazione nucleare e una capacità rinnovabile crescente, e rende necessario rivedere i requisiti di capacità ferma che il mercato della capacità dovrà coprire.
La sfida consiste nell’utilizzare questo margine per accelerare gli investimenti già necessari: solare fotovoltaico, eolico, batterie e pompaggio idroelettrico, reti, interconnessioni e gestione della domanda, insieme all’attuazione di un mercato della capacità correttamente dimensionato.
La transizione energetica sarà più sicura e più competitiva se il nuovo sistema sarà pronto prima che una parte significativa del precedente venga ritirata. La proroga di Almaraz amplia il margine per riuscirci. Quel margine deve ora trasformarsi in investimenti.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.