AleaSoft Energy Forecasting, 31 ottobre 2025. Intervista di EnergyNews ad Antonio Delgado Rigal, dottore in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.
L’evoluzione del mercato elettrico spagnolo nei primi nove mesi del 2025
Nel 2025 il mercato elettrico spagnolo ha mantenuto una dinamica caratterizzata dall’elevata penetrazione delle energie rinnovabili, dalla stabilità del gas naturale e dall’elevata volatilità oraria. Durante i primi dieci mesi, il prezzo medio del mercato all’ingrosso OMIE si è attestato intorno ai 65 €/MWh, con un aumento di circa il 20% rispetto allo stesso periodo del 2024.
L’inverno è iniziato con prezzi relativamente elevati, spinti dalla tensione sui mercati internazionali del gas e dalle condizioni meteorologiche rigide. A partire da marzo, l’aumento della produzione solare fotovoltaica, insieme a una domanda elettrica moderata, ha portato a registrare diverse giornate con prezzi pari a zero e persino negativi, soprattutto in aprile e maggio.
L’evento più rilevante dell’anno è stato il blackout del 28 aprile, causato da una concatenazione di eventi tecnici che hanno portato alla disconnessione di gran parte del sistema iberico. Questo evento ha dato impulso a successive misure di rafforzamento del controllo della tensione e del funzionamento delle energie rinnovabili. Nel terzo trimestre, la ripresa della domanda, un leggero calo della produzione idraulica e un gas più stabile intorno ai 30-35 €/MWh hanno moderato il calo dei prezzi, senza tuttavia eliminare la volatilità strutturale.
Quali fattori hanno avuto un impatto maggiore sui prezzi quest’anno?
I fattori principali sono stati quattro:
- Prezzo del gas TTF: continua a essere il principale riferimento per il costo marginale dei cicli combinati. Il suo calo dai picchi invernali (~58 €/MWh a metà febbraio) a livelli appena superiori ai 30 €/MWh alla fine di agosto ha ridotto i prezzi marginali nelle ore di maggiore domanda, ma è stato in parte compensato dall’aumento dei prezzi dei diritti di emissione di CO2.
- Generazione rinnovabile record: l’elevata produzione solare e idroelettrica ha sostituito tecnologie più costose e generato più ore a prezzo zero. Solo nel primo semestre sono state registrate più di 600 ore con prezzi pari a zero o negativi.
- Condizioni meteorologiche e idrauliche: i mesi primaverili umidi hanno favorito prezzi bassi, mentre l’estate secca ha leggermente aumentato i prezzi nei periodi di picco della domanda.
- Effetti normativi e tecnici: dopo il blackout del 28 aprile, il sistema ha operato in condizioni rafforzate che hanno limitato temporaneamente la flessibilità in alcuni nodi.
Ci sono state situazioni impreviste che hanno avuto un impatto sul mercato?
L’evento più inaspettato e di maggiore impatto è stato il blackout del 28 aprile 2025, che ha causato la perdita temporanea di circa 15 GW nella penisola iberica. Questo evento ha messo in evidenza la vulnerabilità del sistema di fronte a grandi penetrazioni di energie rinnovabili senza servizi sufficienti di controllo della tensione.
Dopo l’incidente, Red Eléctrica e la CNMC hanno implementato misure preventive e correttive: revisione del controllo della tensione, servizi di inerzia sintetica e capacità di avvio in black start, nonché nuovi test di resistenza operativa per generatori e distributori.
Previsioni relative ai prezzi e alla domanda per l’inverno 2025-2026
Secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting, l’inverno 2025-2026 sarà caratterizzato da prezzi moderati, con una media prevista tra 60 e 80 €/MWh, a seconda dell’andamento del gas e delle condizioni meteorologiche.
Nello scenario di base, con il gas TTF intorno ai 30-35 €/MWh e prezzi della CO₂ stabili (~70 €/t), si prevede un andamento dei prezzi inferiore rispetto all’inverno precedente.
In uno scenario rialzista (ondata di freddo in Europa e bassa produzione eolica), i prezzi potrebbero superare i 100 €/MWh.
In uno scenario ribassista (vento abbondante e energia idraulica), si potrebbero registrare medie mensili inferiori a 20 €/MWh.
La domanda crescerà leggermente grazie all’elettrificazione residenziale e industriale.
Il ruolo del gas nei prezzi durante la stagione invernale
Il gas naturale continua a essere la tecnologia marginale che determina il prezzo in molte ore. Durante l’inverno, l’equilibrio tra l’offerta di GNL e lo stoccaggio europeo sarà determinante. Se il TTF si mantiene a 30-40 €/MWh, l’impatto sarà moderato. Qualsiasi perturbazione geopolitica potrebbe mettere sotto pressione il mercato e far aumentare i prezzi dei mercati elettrici. A medio termine, la sua influenza diminuirà grazie allo stoccaggio di energia e alla gestione della domanda.
Impatto della diffusione delle energie rinnovabili e dello stoccaggio sui prezzi e sulla stabilità del sistema
La crescente diffusione delle energie rinnovabili sta trasformando la struttura dei prezzi: maggiore volatilità intraday, aumento delle ore a prezzo zero o negativo e rischi di sprechi energetici. Lo sviluppo dello stoccaggio in batterie (BESS) sarà fondamentale per correggere questi squilibri. Sebbene la potenza installata sia ancora modesta, la pipeline supera i 20 GW. Le batterie consentiranno di assorbire le eccedenze e garantire stabilità di frequenza e tensione.
Previsioni a medio termine per il mercato elettrico spagnolo ed europeo
AleaSoft prevede che i prezzi europei continueranno a seguire un trend strutturale al ribasso, con una maggiore dispersione oraria. In Spagna, la crescita delle energie rinnovabili ridurrà i prezzi medi annuali, anche se aumenteranno le ore a zero. A livello europeo, la convergenza dei prezzi crescerà con interconnessioni e meccanismi di capacità e flessibilità. Gli asset flessibili — batterie, pompaggio, idrogeno verde — acquisiranno valore strategico.
Episodi di prezzi zero: si ripeteranno nel 2025 e nel 2026?
Sì, con ogni probabilità si ripeteranno, soprattutto in primavera e in autunno, con un’elevata produzione fotovoltaica e una domanda bassa. La chiave non è evitarli, ma gestirli e sfruttare le opportunità che offrono per l’arbitraggio, lo stoccaggio e l’industria ad alto consumo energetico.
Come affrontare gli episodi di prezzi pari a zero?
Le aziende devono adottare strategie di gestione attiva: spostare i consumi, utilizzare lo stoccaggio, progettare PPA e coperture adeguate e incorporare flessibilità operativa. A livello macro, l’obiettivo deve essere quello di trasformare l’abbondanza di energia rinnovabile in valore economico, evitando sprechi e perdite.
Adeguamento normativo e di mercato ai prezzi zero
La regolamentazione deve incentivare la flessibilità attraverso meccanismi di capacità, servizi di tensione e risposta alla domanda. È necessario semplificare il collegamento dei progetti ibridi, rivedere i pedaggi e rafforzare la rete elettrica. Solo così sarà possibile garantire la stabilità tecnica ed economica del sistema.
Il panorama generale del mercato elettrico
Il mercato elettrico spagnolo del 2025 sta vivendo una trasformazione strutturale. La volatilità è un riflesso naturale della transizione verso un sistema più rinnovabile e flessibile. I prossimi anni saranno decisivi: lo sviluppo dello stoccaggio, i mercati di capacità e la gestione della domanda configureranno un sistema più stabile, resiliente e competitivo. La Spagna può diventare un punto di riferimento europeo se mantiene la stabilità normativa e una visione a lungo termine.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
