AleaSoft Energy Forecasting, 25 settembre 2026. Intervista di Javier Monforte, di Revista Energética, ad Antonio Delgado Rigal, dottore di ricerca in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.
Quali saranno i principali fattori che determineranno l’andamento dei mercati elettrici in Spagna e in Europa fino alla fine del 2026?
Continueremo a vedere volatilità da qui alla fine dell’anno. I prezzi del gas e della CO2, la situazione geopolitica, le temperature e la produzione di energia eolica e idroelettrica resteranno fattori importanti. Il recente aumento dei prezzi del gas ha fatto salire di nuovo i prezzi dei mercati elettrici europei e il gas resterà una fonte di incertezza.
In Spagna pesa molto anche il grande volume di produzione fotovoltaica nelle ore centrali della giornata. Guardare a quanta capacità rinnovabile viene installata non basta più. Anche il fabbisogno, l’accumulo e la rete devono crescere per assorbirla. Per questo vedremo più ore con prezzi molto bassi o negativi e altre ore, soprattutto quando la produzione solare scompare, con prezzi più alti. Il profilo orario sta diventando sempre più importante.
In che misura la crescita del fabbisogno sarà decisiva per l’equilibrio del sistema e per i prezzi a medio termine?
Enormemente. Per molto tempo il dibattito si è concentrato sull’installazione di più produzione rinnovabile. Ora abbiamo bisogno anche che il consumo di elettricità cresca, trainato dall’elettrificazione dei trasporti e dell’industria, dalle pompe di calore e dai data center.
Ciò che conta è quanto cresce, ma anche quando e dove. Un fabbisogno flessibile che consuma nelle ore di alta produzione solare o eolica può contribuire molto al sistema. Se si concentra in determinate zone e ore, può creare nuovi colli di bottiglia. I prezzi negativi non significano che ci sia un surplus di rinnovabili. Spesso indicano una mancanza di fabbisogno flessibile in grado di sfruttarle.
Qual è la situazione attuale dell’accumulo di energia in Spagna e quali sfide deve affrontare, dietro e davanti al contatore?
L’accumulo di energia sta entrando in una fase decisiva. In Spagna c’è un ampio portfolio di progetti di batterie con permessi concessi o in corso di ottenimento, anche se la capacità installata resta ridotta, intorno ai 252 MW. Il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) della Spagna fissa un obiettivo di 22,5 GW di accumulo entro il 2030, comprese le diverse tecnologie. La sfida ora è rendere finanziabili questi progetti e farli costruire.
Il problema delle batterie non è più tecnologico. La grande sfida è sapere da dove arriveranno i loro ricavi nei prossimi quindici o vent’anni. Possono ottenerli dall’arbitraggio, dai mercati infragiornalieri, dai servizi di bilanciamento, dal Servizio di Risposta Attiva del Fabbisogno (SRAD) e, in un prossimo futuro, si spera, dal mercato della capacità. Ma quei ricavi cambieranno man mano che entreranno in esercizio migliaia di megawatt aggiuntivi, per cui la previsione dei ricavi e la bancabilità sono essenziali.
C’è anche molto potenziale dietro il contatore, soprattutto con l’autoconsumo industriale e commerciale. Bisogna semplificare le procedure e facilitarne la partecipazione ai mercati e ai servizi di flessibilità.
Esiste una soluzione alla congestione delle reti e alle difficoltà di connessione di nuova produzione e nuovo fabbisogno?
Sì, ma richiede investimenti e un uso migliore della rete. Serviranno investimenti nelle reti di trasporto e, soprattutto, in quelle di distribuzione, ma abbiamo bisogno anche di digitalizzazione, accesso flessibile, accumulo e gestione attiva del fabbisogno.
Inoltre, produzione e fabbisogno sono stati pianificati separatamente per troppo tempo. Ci sono progetti rinnovabili che non riescono a connettersi e, allo stesso tempo, industrie o data center senza capacità disponibile. La Spagna può trasformare il suo vantaggio rinnovabile in un vantaggio industriale, ma per farlo ha bisogno della rete.
Il sistema elettrico può permettersi il calendario di chiusura del nucleare previsto?
Credo che prorogare Almaraz fino al 2030 sia stata una decisione logica, e ci obbliga a riconsiderare il resto del calendario. Non è un dibattito tra nucleare e rinnovabili. La Spagna ha bisogno di molta più energia rinnovabile, ma ha bisogno anche di capacità ferma mentre sviluppa accumulo, flessibilità e interconnessione.
Se chiudiamo centrali nucleari sicure prima che siano disponibili alternative sufficienti, parte di quella produzione dovrà essere sostituita e, in determinate ore, ciò può significare più generazione a gas, prezzi più alti e più emissioni. Il nucleare non deve continuare indefinitamente, ma l’ordine conta: la transizione dovrebbe sostituire una tecnologia quando le alternative esistono già.
Se il calendario del nucleare fosse rivisto, quali cambiamenti normativi o di mercato sarebbero necessari?
Il primo passo sarebbe rivedere la fiscalità. Se una centrale nucleare sicura apporta valore al sistema perché produce elettricità in modo continuo e senza emissioni dirette di CO2, non avrebbe senso rendere il suo esercizio economicamente insostenibile con una pressione fiscale eccessiva.
Questo non significa garantirne artificialmente la redditività. L’approccio ragionevole sarebbe combinare una fiscalità compatibile con la continuità del suo esercizio con meccanismi di mercato che valorizzino la capacità ferma, la disponibilità e la sicurezza dell’approvvigionamento. Il futuro mercato della capacità può essere parte della soluzione. Bisognerebbe chiedersi quale opzione sia la più efficiente per il sistema nel suo complesso.
Quale impatto avrebbe una maggiore interconnessione con la Francia?
Sarebbe chiaramente positivo. Quando la Spagna ha surplus di rinnovabili, potremmo esportare di più, riducendo i curtailment e i prezzi estremamente bassi, mentre, quando la produzione rinnovabile è bassa, potremmo importare di più. Questo contribuirebbe a ridurre la volatilità e ad avvicinare i prezzi del mercato spagnolo ai livelli europei.
L’interconnessione del Golfo di Biscaglia, che porterà la capacità di scambio a circa 5 GW, sarà un importante passo avanti. Inoltre, una maggiore interconnessione permetterebbe di sfruttare le eccellenti risorse solari ed eoliche della Spagna anche come capacità di esportazione.
Quali conseguenze possono avere i prezzi zero o negativi per gli investimenti e per il futuro mix energetico spagnolo?
Questi episodi mostrano come sta cambiando il mercato. Avere alcune ore con prezzi zero o negativi non è necessariamente un male: indica che c’è molta elettricità disponibile. Il problema sorge quando quelle ore sono frequenti e riducono in modo significativo i ricavi delle rinnovabili.
Chiedersi quanti MWh produce un impianto non basta più. La questione è quanto valgono nel momento in cui vengono prodotti. Per questo il valore delle batterie, dell’ibridazione, della gestione del fabbisogno e dei consumatori flessibili sta aumentando. Anche i PPA dovranno dare più peso al profilo orario. In quelle ore non abbiamo bisogno di produrre più elettricità. Abbiamo bisogno di accumularla, consumarla, trasformarla o esportarla.
Quale impatto avranno i data center, la digitalizzazione e l’intelligenza artificiale sul sistema elettrico spagnolo?
Potrebbero diventare uno dei principali motori della crescita del fabbisogno elettrico. I data center hanno bisogno di grandi quantità di elettricità per molte ore, il che può adattarsi bene a un sistema con una produzione rinnovabile crescente.
La Spagna ha dei vantaggi nell’attrarre questi investimenti, ma il problema principale è la rete. Se risolviamo l’accesso e la connessione, i data center, l’elettrificazione industriale e altri grandi consumatori possono essere un’opportunità straordinaria per sfruttare il nostro vantaggio energetico e attrarre investimenti industriali e tecnologici.
Quali misure dovrebbero avere la priorità nella nuova regolamentazione sull’autoconsumo e sull’accumulo distribuito?
La prima cosa è semplificare. La Spagna ha fatto grandi progressi nell’autoconsumo, ma alcune procedure sono ancora troppo complesse, soprattutto per l’autoconsumo collettivo. È importante anche facilitare l’accumulo associato ai consumatori.
Ma dobbiamo guardare oltre l’autoconsumo tradizionale. Una batteria in una fabbrica, in un negozio o in una casa può anche fornire servizi al sistema. In futuro avremo milioni di risorse distribuite e flessibili. Se riusciremo ad aggregarle e a facilitarne la partecipazione ai mercati, avremo un’enorme capacità di flessibilità distribuita.
AleaSoft ha più di due decenni di esperienza nello sviluppo di modelli di previsione per i mercati energetici. Come si è evoluta l’applicazione dell’IA nei vostri servizi, quali nuove esigenze pongono i vostri clienti e quali tendenze tecnologiche plasmeranno il futuro dell’analisi dei dati energetici?
Abbiamo iniziato a utilizzare l’intelligenza artificiale per le previsioni energetiche nel 1999. Fin dall’inizio abbiamo sviluppato una metodologia ibrida che combina reti neurali, modelli statistici di serie temporali e regressione. Da allora sono aumentate la potenza di calcolo, la quantità di dati disponibili e la velocità con cui i modelli possono essere sviluppati e validati.
Soprattutto, però, è cambiato ciò che ci chiedono i clienti. Prima si concentravano sul prezzo dell’elettricità della settimana o dell’anno successivo. Oggi ci chiedono dei ricavi di una batteria su vent’anni, di cosa succederà quando entreranno in esercizio molti gigawatt di accumulo o della probabilità di raggiungere determinati livelli di ricavi. L’intelligenza artificiale oggi va oltre la previsione dei prezzi e viene utilizzata anche per quantificare i rischi e supportare le decisioni di investimento.
Stiamo ora entrando nell’era dell’intelligenza artificiale generativa e degli agenti. In AleaAI Lab, il nostro laboratorio di intelligenza artificiale, stiamo sviluppando agenti, automazioni e nuove soluzioni in grado di interagire con modelli, database e strumenti di analisi. Il futuro sta nel combinare intelligenza artificiale, modelli statistici, conoscenza esperta e grandi quantità di dati per anticipare un sistema energetico sempre più complesso.