AleaSoft Energy Forecasting, 27 ottobre 2025. Intervista di Ramón Roca, direttore di El Periódico de la Energía, ad Antonio Delgado Rigal, dottore in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.
Come se non bastasse la volatilità dei mercati, ad aprile si è verificato un blackout che ha stravolto nuovamente tutto. In che modo l’operazione rafforzata di Red Eléctrica sta cambiando il mercato?
Il blackout del 28 aprile è stato un punto di svolta che ha portato Red Eléctrica a rafforzare le procedure operative e a dare priorità alla sicurezza del sistema. Ciò si è tradotto in maggiori requisiti tecnici per i generatori, in particolare per gli impianti rinnovabili. Da allora, la gestione della rete è più conservativa, viene dato maggiore peso alle tecnologie gestibili e sono aumentati gli episodi di curtailment o scarico delle energie rinnovabili in determinati momenti.
D’altra parte, questo nuovo contesto può anche aprire nuove opportunità: gli impianti rinnovabili stanno partecipando ad alcuni servizi di regolazione che ora sono meglio remunerati, il che può compensare in parte la perdita di entrate dovuta alle restrizioni.
In questo scenario, l’ibridazione degli impianti rinnovabili, in particolare quelli fotovoltaici, con sistemi di accumulo tramite batterie diventa fondamentale. Le batterie consentono di gestire meglio l’energia immessa nella rete, ridurre il curtailment e apportare flessibilità al sistema. Inoltre, grazie all’elettronica di potenza, contribuiscono a rafforzare la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico, agendo in modo più attivo nei servizi di regolazione e nel supporto al funzionamento della rete. La combinazione di generazione rinnovabile e stoccaggio rappresenta quindi una naturale evoluzione verso un sistema più sicuro, efficiente e sostenibile.
Il gestore del sistema ha richiesto alcune modifiche alle procedure operative. Ciò potrebbe comportare una variazione dei prezzi dell’energia elettrica in Spagna?
Sì, senza dubbio. Qualsiasi modifica operativa ha un impatto sui prezzi, specialmente quando influisce sull’offerta disponibile sul mercato. Nella misura in cui vengono introdotte ulteriori restrizioni tecniche o maggiori requisiti di riserva e controllo, il risultato può essere un aumento dei prezzi dei servizi di regolazione in determinati periodi, soprattutto nelle ore di maggiore tensione del sistema.
Tuttavia, l’effetto netto dipenderà anche dallo sviluppo dello stoccaggio e dalla flessibilità del fabbisogno. Nel medio termine, regole operative più rigorose, ma anche più chiare, possono favorire un funzionamento più sicuro, prevedibile ed efficiente.
Inoltre, questa nuova operatività può accelerare l’implementazione di sistemi di stoccaggio e lo sviluppo di soluzioni flessibili, sia da parte dei produttori che dei consumatori. Le batterie, essendo in grado di rispondere rapidamente alle esigenze del sistema, diventano sempre più preziose per coprire le riserve e i servizi di regolazione. Allo stesso modo, il fabbisogno flessibile e gestibile, come quella dell’industria ad alto consumo energetico o dei centri dati, potrà partecipare attivamente all’equilibrio del sistema, beneficiando di una maggiore remunerazione per la sua capacità di risposta. Tutto ciò contribuirà a stabilizzare il mercato e a mantenere prezzi più competitivi nel lungo termine.
Come valuta la situazione delle reti in Spagna? Ritiene adeguata la pianificazione al 2030? La remunerazione sarà sufficiente per poter realizzare tali investimenti?
Consideriamo le reti come il principale ostacolo allo sviluppo della decarbonizzazione. Oggi esistono notevoli difficoltà nell’accesso ai nodi sia da parte dei nuovi progetti di generazione rinnovabile che delle nuove richieste pulite, in particolare l’elettrificazione dell’industria, dei centri dati e dei sistemi di accumulo con batterie. La rete di trasporto e distribuzione si trova in un punto di saturazione che limita il ritmo di connessione dei nuovi impianti e, di conseguenza, il progresso della transizione energetica.
La Spagna ha compiuto uno sforzo molto importante nella pianificazione delle reti, ma la grande sfida ora è l’attuazione. Il Piano di sviluppo della rete di trasporto dell’energia elettrica 2025-2030 va nella giusta direzione, con una visione più integrata del sistema elettrico e una migliore identificazione delle esigenze di connessione per le energie rinnovabili, lo stoccaggio e la nuovo fabbisogno, come i centri dati o l’idrogeno verde.
La remunerazione prevista per le reti è stata parzialmente migliorata. La CNMC ha proposto di aumentare il tasso di remunerazione finanziaria dal 5,58% al 6,46% per il prossimo periodo regolamentare 2026-2031, il che rappresenta un progresso rispetto al quadro precedente. Tuttavia, i distributori ritengono che questo livello sia ancora insufficiente per mobilitare gli investimenti necessari per il potenziamento, la digitalizzazione e la modernizzazione della rete. Chiedono una maggiore stabilità normativa, una remunerazione più in linea con i costi reali e un riconoscimento esplicito degli investimenti in flessibilità, stoccaggio e resilienza.
Se non si incentivano adeguatamente gli investimenti e l’innovazione nella rete in settori quali il monitoraggio avanzato, la gestione dinamica della capacità e l’integrazione delle risorse distribuite, sarà molto difficile raggiungere gli obiettivi del PNIEC e garantire un sistema resiliente e sicuro. La rete è il pilastro della transizione energetica e la sua modernizzazione è importante quanto lo sviluppo di nuove fonti rinnovabili.
Il mercato della capacità sembra essere bloccato a Bruxelles. È davvero così necessario per le batterie?
È fondamentale. Le batterie necessitano di un quadro normativo che riconosca e retribuisca il valore della potenza stabile e della flessibilità che apportano al sistema elettrico. Il mercato della capacità è lo strumento progettato per retribuire tale disponibilità, premiando le tecnologie in grado di garantire la fornitura in momenti di scarsità o di forte fabbisogno. Senza questo meccanismo, molti investimenti nello stoccaggio non sarebbero economicamente sostenibili, poiché i ricavi provenienti solo dai mercati all’ingrosso e di regolazione non sono sufficienti a coprire i costi di capitale e di esercizio dei sistemi di batterie.
È comprensibile che Bruxelles voglia assicurarsi che il modello spagnolo di mercato della capacità sia coerente con le norme europee in materia di concorrenza e non generi distorsioni nel mercato interno. Tuttavia, l’approvazione definitiva è urgente: prima verrà attivato, prima sarà possibile chiudere i finanziamenti di molti progetti che oggi sono in attesa di un segnale chiaro e stabile di entrate a lungo termine.
Inoltre, il mercato della capacità non andrà a vantaggio solo delle batterie. Incoraggerà anche la partecipazione di tecnologie gestibili, del fabbisogno flessibile e delle soluzioni ibride rinnovabili-stoccaggio, rafforzando la sicurezza dell’approvvigionamento e la stabilità del sistema elettrico in un contesto di elevata penetrazione delle energie rinnovabili.
In questo senso, le batterie ibride con impianti fotovoltaici avranno un ruolo particolarmente importante. Questi impianti potranno sfruttare l’infrastruttura esistente e ottimizzare la connessione alla rete, migliorando la redditività complessiva del progetto. Inoltre, combinando generazione e stoccaggio, potranno offrire potenza stabile e servizi di regolazione che, in alcuni casi, possono essere più competitivi rispetto ai sistemi stand-alone, contribuendo in modo decisivo all’equilibrio e alla flessibilità del sistema elettrico.
Quando assisteremo a un boom delle batterie in Spagna?
Nei prossimi due anni. Stiamo già assistendo a una crescita esponenziale delle richieste di accesso e dei progetti in fase avanzata, ma il vero “boom” arriverà quando il mercato della capacità sarà pienamente operativo e quando gli istituti finanziari inizieranno a finanziare progetti merchant o parzialmente merchant con maggiore fiducia.
In AleaStorage stiamo osservando un enorme interesse da parte di fondi di investimento, utility e IPP che vogliono posizionarsi in questo segmento perché comprendono che lo stoccaggio sarà il tassello fondamentale del nuovo sistema elettrico. Le batterie consentiranno di integrare più energie rinnovabili, ridurre gli scarichi, partecipare ai servizi di regolazione e apportare flessibilità al sistema.
Inoltre, lo sviluppo dello stoccaggio non riguarderà solo progetti stand-alone, ma anche impianti ibridi con fotovoltaico o eolico, che sfrutteranno al meglio la connessione esistente e ottimizzeranno i ricavi. Man mano che la regolamentazione progredirà, il mercato della capacità si consoliderà e i prezzi delle attrezzature si stabilizzeranno, assisteremo a una svolta negli investimenti e nella realizzazione effettiva dei progetti.
Finiranno per cannibalizzarsi a vicenda, come si dice? In quanto tempo?
È inevitabile che, nel tempo, si verifichi un certo grado di cannibalizzazione, come accade con qualsiasi tecnologia che cresce rapidamente e in modo concentrato sul mercato. Tuttavia, le batterie hanno un vantaggio fondamentale rispetto ad altre tecnologie: la loro capacità di partecipare a più mercati (arbitraggio energetico, servizi di regolazione, capacità, gestione delle restrizioni o persino servizi di rete locali), consentendo di diversificare le fonti di reddito e mitigare tale effetto.
Nel breve e medio termine, da tre a cinque anni a seconda del ritmo di installazione, c’è spazio per molti progetti redditizi, specialmente in località con elevata variabilità dei prezzi o limitazioni di rete. La chiave sarà una corretta strategia operativa e la combinazione di diverse fonti di reddito in base alle condizioni di mercato.
A più lungo termine, quando la penetrazione dello stoccaggio sarà molto elevata, la concorrenza aumenterà e il mercato sarà già in fase di maturità, la redditività dipenderà in larga misura dall’ottimizzazione operativa e dalla capacità di anticipare i prezzi e la volatilità. In tal senso, l’uso di modelli di previsione accurati e l’integrazione dell’intelligenza artificiale nella gestione degli asset saranno fattori determinanti per mantenere la redditività e differenziarsi in un mercato più maturo.
Noi di AleaSoft stiamo analizzando numerosi progetti relativi alle batterie e all’ibridazione e continuiamo a osservare rendimenti molto interessanti. Va tenuto presente che il prezzo delle batterie è diminuito notevolmente e continuerà a scendere nei prossimi anni, migliorando la fattibilità economica dei progetti. Inoltre, il vero valore a lungo termine risiede nella disponibilità di un punto di connessione, una risorsa sempre più scarsa in un sistema elettrico con una rete finita che, prima o poi, raggiungerà livelli di saturazione.
Una delle misure più importanti per la prossima primavera sarà la nuova Procedura Operativa 7.4, grazie alla quale finalmente le energie rinnovabili potranno controllare la tensione. Quale impatto avrà sul prezzo dell’elettricità l’allentamento delle restrizioni?
Sarà un miglioramento significativo. La nuova Procedura Operativa 7.4 consentirà agli impianti rinnovabili di partecipare attivamente al controllo della tensione e di contribuire alla stabilità della rete. Finora questa funzione era svolta principalmente dalle centrali gestibili, il che limitava l’integrazione delle energie rinnovabili in determinate zone. Con la nuova normativa, gli impianti fotovoltaici ed eolici potranno contribuire alla regolazione della tensione tramite l’elettronica di potenza, riducendo così il numero di restrizioni tecniche e, di conseguenza, gli scarti.
Ciò comporterà un uso più efficiente della produzione rinnovabile e una minore dipendenza dalle tecnologie convenzionali per garantire la stabilità del sistema. Di conseguenza, tenderà a ridurre il prezzo medio dell’elettricità e le emissioni di CO2, sfruttando meglio l’energia rinnovabile disponibile.
Inoltre, questo passo segna un cambiamento di paradigma: le energie rinnovabili non sono più considerate “non gestibili” ma diventano attori attivi nel funzionamento del sistema. A medio termine, la capacità di controllare tensione, frequenza e potenza reattiva sarà un fattore determinante per l’integrazione massiccia delle energie rinnovabili e per la sicurezza dell’approvvigionamento.
D’altra parte, il nuovo P.O. 7.4 promuoverà l’ibridazione con batterie e l’implementazione di sistemi di accumulo. Grazie alla loro elettronica di potenza, le batterie possono contribuire immediatamente al controllo della tensione e della frequenza, fornendo servizi di regolazione rapida e supporto alla rete. Ciò consentirà agli impianti ibridi di energia solare fotovoltaica con batterie non solo di ottimizzare il loro scarico di energia, ma anche di integrarsi come elementi chiave nella stabilità del sistema elettrico del futuro.
Il problema della Spagna è legato alla fabbisogno? Gran parte dei problemi potrebbero essere risolti in questo modo?
Effettivamente, la Spagna ha un problema di fabbisogno strutturale. Negli ultimi vent’anni, il consumo elettrico è cresciuto di poco, mentre la capacità rinnovabile è aumentata notevolmente. Questo squilibrio tra fabbisogno e offerta è all’origine di molte delle sfide attuali del sistema elettrico.
Se non si accelera l’elettrificazione dell’economia (mobilità, industria, climatizzazione e nuovi consumi come i data center o l’idrogeno verde), sarà molto difficile sfruttare tutto il potenziale di generazione rinnovabile disponibile. Aumentare il fabbisogno di energia elettrica è essenziale per evitare prezzi zero o negativi ricorrenti e per garantire un adeguato ritorno sugli investimenti nelle energie rinnovabili e nello stoccaggio.
Un maggiore fabbisogno consentirebbe inoltre un funzionamento più efficiente del sistema e un utilizzo più equilibrato della rete, riducendo gli sprechi e migliorando la stabilità. L’elettrificazione massiccia dell’industria e dei trasporti, insieme allo sviluppo dello stoccaggio, saranno i pilastri per consolidare un modello energetico decarbonizzato, sostenibile ed economicamente sostenibile.
Noi di AleaSoft analizziamo continuamente diversi scenari di elettrificazione e tutti indicano una crescita molto significativa del fabbisogno di energia elettrica nei prossimi anni. L’espansione dei data center, la produzione di idrogeno rinnovabile, la ricarica dei veicoli elettrici e la progressiva sostituzione dei combustibili fossili con l’elettricità provocheranno un aumento sostanziale dei consumi. Questa crescita sarà fondamentale per assorbire la produzione rinnovabile, sostenere i prezzi e garantire la redditività economica degli investimenti nello stoccaggio e nella produzione pulita.
Pensi che nei prossimi anni assisteremo a un aumento del fabbisogno in Spagna? Ti azzarderesti a dire di quanto?
Sì, senza dubbio. L’elettrificazione sta iniziando a decollare e accelererà con la diminuzione dei costi delle tecnologie, l’aumento della fiducia nei prezzi dell’elettricità a lungo termine e il consolidamento degli incentivi normativi.
Noi di AleaSoft stimiamo una crescita cumulativa del fabbisogno di energia elettrica compresa tra il 15% e il 20% fino al 2030, trainata principalmente dai nuovi consumi industriali, dalla digitalizzazione, dai data center, dalla mobilità elettrica e dalla produzione di idrogeno rinnovabile. Questo aumento sarà progressivo, ma sostenuto, e segnerà una svolta rispetto agli ultimi vent’anni, in cui il fabbisogno era rimasta praticamente stagnante.
Da AleaSoft abbiamo anche ipotizzato che, una volta raggiunta la completa decarbonizzazione dell’economia, il fabbisogno di energia elettrica potrebbe triplicare rispetto ai livelli attuali, senza contare il fabbisogno aggiuntiva destinata all’esportazione di energia o prodotti energetici come l’idrogeno o gli e-fuel. Questa crescita rifletterà la completa elettrificazione dell’industria, dei trasporti, della climatizzazione e di altri usi energetici oggi dipendenti dai combustibili fossili.
Inoltre, la combinazione di una maggiore fabbisogno e una maggiore flessibilità, grazie allo stoccaggio e alla gestione intelligente dei consumi, consentirà di sfruttare meglio la produzione rinnovabile, ridurre gli sprechi e migliorare la stabilità del sistema. In definitiva, la crescita del fabbisogno sarà uno dei pilastri che renderanno possibile il successo della transizione energetica in Spagna.
Quando smetteremo di vedere prezzi pari a zero o negativi? O sono destinati a rimanere?
Continueranno a verificarsi, soprattutto in primavera e in autunno, quando l’elevata produzione solare ed eolica coincide con un fabbisogno moderata. Finché ci sarà un eccesso di generazione in determinate ore del giorno, i prezzi zero o negativi saranno una parte naturale del funzionamento del mercato.
La chiave è che, con la diffusione dei sistemi a batteria, l’aumento della capacità di interconnessione e la crescita del fabbisogno elettrica associata all’elettrificazione, questi episodi saranno meno frequenti e meno intensi. La flessibilità sarà lo strumento che consentirà di attenuare la volatilità e stabilizzare i prezzi, trasformando quella che oggi è una sfida in un’opportunità per un sistema più efficiente e sostenibile.
Si ha la sensazione che in Spagna l’elettricità sia sempre costosa, è così? Come si possono aiutare i consumatori ad alto consumo energetico già presenti sul territorio? E i nuovi consumatori industriali che stanno per arrivare?
L’elettricità in Spagna non è strutturalmente costosa; ciò che accade è che il prezzo finale al consumatore include un elevato carico di componenti regolamentati, fiscali e di pedaggi che distorcono il segnale di mercato. Il costo della generazione pura, soprattutto nelle ore di sole e vento, è sempre più competitivo, ma i sovraccosti associati al sistema fanno sì che il consumatore percepisca l’elettricità come più costosa di quanto non sia in realtà in termini di energia.
Per i consumatori ad alto consumo energetico, i contratti a lungo termine (PPA o CfD) rimangono lo strumento migliore per stabilizzare i costi e garantire la competitività. Questi strumenti consentono di proteggersi dalla volatilità del mercato e di garantire prezzi prevedibili, fondamentali per le industrie con margini ridotti e consumo continuo.
Inoltre, sarebbe molto positivo promuovere lo sviluppo di nuovi poli industriali vicino alle zone ad alta produzione di energia rinnovabile. Questa rilocalizzazione industriale consentirebbe di sfruttare i prezzi locali più bassi, ridurre i costi di rete e minimizzare le perdite di trasporto, promuovendo al contempo lo sviluppo economico regionale.
L’industria può diventare la grande beneficiaria della transizione energetica se le politiche dei prezzi e gli incentivi all’elettrificazione sono progettati in modo adeguato. In AleaSoft, stiamo osservando come sempre più aziende industriali cerchino accordi di fornitura verde a lungo termine e strategie di gestione energetica che consentano loro di competere in un contesto in cui l’elettricità sarà la principale fonte di energia.
Cosa ne pensate del fatto che il governo voglia sottoporre le società di distribuzione a stress test per verificare se sono preparate ad affrontare crisi dei prezzi energetici?
È una misura prudente e necessaria. L’esperienza del 2021 e del 2022, con episodi di estrema volatilità e prezzi record, ha dimostrato che non tutti i commercianti erano preparati a gestire adeguatamente il rischio di mercato. Alcuni attori si sono trovati in gravi difficoltà nel coprire le loro posizioni o mantenere i loro impegni con i clienti, il che ha generato tensioni nel sistema.
L’esecuzione di stress test consentirà di identificare i punti deboli, anticipare possibili problemi e rafforzare la solvibilità del settore. Si tratta di una pratica comune in altri settori finanziari e la sua applicazione al mercato energetico contribuirà a proteggere sia i consumatori che la stabilità del sistema nel suo complesso.
Noi di AleaSoft crediamo che la trasparenza, la gestione professionale del rischio e le previsioni dei prezzi a lungo termine siano strumenti essenziali per rafforzare il settore della vendita al dettaglio. Una conoscenza approfondita del mercato e una pianificazione adeguata consentono alle società di commercializzazione di prendere decisioni più sicure e sostenibili, evitando situazioni di vulnerabilità di fronte alle crisi energetiche.
Inoltre, in AleaSoft disponiamo di una serie di strumenti e servizi progettati specificamente per aiutare i commercializzatori a gestire meglio la loro esposizione al rischio, ottimizzare la loro copertura e pianificare strategie di acquisto e vendita con diversi orizzonti temporali. Le nostre previsioni sui prezzi, gli scenari probabilistici e le analisi di mercato offrono le informazioni necessarie per una gestione solida, trasparente e orientata al lungo termine.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
