AleaSoft Energy Forecasting, 25 settembre 2025. Intervista di Víctor Delgado, della rivista Energética, ad Antonio Delgado Rigal, dottore in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.
A un anno dall’aggiornamento del PNIEC 2023-2030, come vede l’implementazione in Spagna in vista del raggiungimento dei suoi obiettivi?
La Spagna sta compiendo rapidi progressi nel settore delle energie rinnovabili, in particolare nel fotovoltaico e nell’eolico, ma il ritmo di sviluppo delle reti, dello stoccaggio e delle interconnessioni rappresenta un collo di bottiglia.
Le reti di distribuzione e trasporto devono crescere in modo significativo per dare spazio a tutti i progetti rinnovabili, di stoccaggio e di nuovo fabbisogno necessari.
La capacità delle interconnessioni con la Francia deve essere molto maggiore, come previsto dal PNIEC.
È necessario continuare a progredire nella modernizzazione e nella digitalizzazione delle reti e introdurre nuove misure normative affinché il blackout di aprile non si ripeta.
Quali effetti avrà o sta avendo l’approvazione del Decreto Legge Reale 7/2025 sulle misure urgenti per rafforzare il sistema elettrico spagnolo?
Il Real Decreto-ley 7/2025 non è stato convalidato ed è stato abrogato dal Congresso, pertanto le misure in esso contenute non sono più in vigore. Molte delle esigenze che intendeva soddisfare (maggiore resilienza della rete, servizi di sistema, adeguamenti normativi del regime retributivo) vengono ora affrontate attraverso altri canali normativi ordinari. In sintesi, gli obiettivi rimangono invariati, ma senza quello specifico strumento.
In ogni caso, riteniamo necessarie misure volte a promuovere lo stoccaggio, la flessibilità e l’elettrificazione, che sono essenziali per portare avanti la transizione energetica.
Come è cambiato il settore elettrico dopo il blackout? Quali sono stati gli effetti più immediati?
Il blackout del 28 aprile 2025 ha evidenziato l’importanza della stabilità di frequenza, delle interconnessioni e della rapidità di risposta. Come spiegato da Red Eléctrica ed ENTSO-E, in Spagna non si è verificata una perdita massiccia di fornitura, anche se è stato necessario attivare misure di difesa ed effettuare un’analisi dettagliata delle cause. Ciò ha contribuito a rafforzare le procedure e a migliorare il coordinamento regionale. La lezione appresa è stata la necessità di una maggiore flessibilità (fabbisogno e stoccaggio), di automatismi e di una rete più robusta.
Quali vettori del mercato elettrico, come lo stoccaggio, le reti o le interconnessioni, ritiene prioritari per integrare l’energia eolica e fotovoltaica in modo sostenibile?
La priorità numero uno sono le reti. L’integrazione massiccia delle energie rinnovabili richiede di accelerare l’attuazione della pianificazione 2021-2026, comprese le sue modifiche puntuali, e di avviare il prima possibile il piano 2025-2030. Oggi esistono oltre 26 GW di progetti eolici e fotovoltaici che hanno richiesto permessi di accesso e connessione e sono in corso, il che riflette la saturazione della rete. Senza rinforzi, sarà impossibile sfruttare tutto il potenziale fotovoltaico ed eolico.
La seconda priorità riguarda le interconnessioni internazionali. La Spagna continua ad avere una capacità di interconnessione elettrica con la Francia pari al 2-3% circa, ben al di sotto dell’obiettivo europeo del 15% entro il 2030. Un sistema più interconnesso consentirà di esportare le eccedenze di energia rinnovabile, ridurre gli sprechi e migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento.
La terza priorità è lo stoccaggio. Il PNIEC fissa un obiettivo di 22,5 GW di stoccaggio entro il 2030, rispetto agli attuali 5,7 GW, principalmente tramite pompaggio idroelettrico e solare termodinamico. È indispensabile accelerare la diffusione sia delle batterie che dei nuovi progetti di pompaggio reversibile, per spostare le eccedenze solari verso le ore di maggiore fabbisogno e fornire servizi di regolazione, inerzia e controllo della tensione.
Lo sviluppo dell’idrogeno verde è davvero così paralizzato come alcuni vogliono far credere, o si tratta solo di un rallentamento momentaneo prima del suo definitivo sviluppo?
Si tratta di un rallentamento selettivo, non di una battuta d’arresto strutturale. Le seconde aste della Banca europea dell’idrogeno hanno assegnato 992 milioni di euro a 15 progetti, con la Spagna in testa per numero. A livello nazionale, lo schema AaaS (Auction-as-a-Service) ha assegnato 377 milioni di euro a 485 MW di elettrolizzatori. Permangono alcune sfide, come garantire elettricità rinnovabile competitiva, contratti di fornitura industriale e snellire le procedure, ma il segnale di investimento c’è. La Spagna mantiene l’obiettivo di 12 GW di elettrolisi nel 2030 e lo sviluppo dipenderà più dai costi e dalla regolamentazione europea che dalla mancanza di interesse da parte degli investitori.
Come valuta l’adattamento del mercato elettrico europeo ai nuovi vettori quali l’eolico, le batterie, l’idrogeno e i veicoli elettrici?
La riforma del mercato, in vigore dal luglio 2024, migliora i quadri normativi per i PPA (Power Purchase Agreement) e i CfD (Contract for Difference) bilaterali e standardizza i meccanismi di capacità. Ciò riduce la volatilità percepita dai consumatori e garantisce certezza agli investimenti nelle energie rinnovabili e nella flessibilità. La sfida passa ora all’attuazione a livello nazionale: calendari, regole e gestione delle congestioni.
In uno scenario caratterizzato da eccedenze rinnovabili e prezzi marginali bassi, quale ruolo svolge la gestione attiva del fabbisogno e quali strumenti consentono di anticiparne un migliore sfruttamento?
È fondamentale. Il SRAD (Servizio di risposta attiva alla fabbisogno) e l’aggregazione del fabbisogno consentono di spostare i consumi, ridurre gli sprechi e acquistare a un prezzo inferiore. Con il passaggio ai mercati a 15 minuti che inizierà il 1° ottobre (MTU-15) e ai mercati intraday, l’ottimizzazione richiede previsioni suborarie coordinate di fabbisogno, prezzi e generazione distribuita, oltre ad algoritmi di scheduling per l’industria e la ricarica.
Ritiene che continueranno gli episodi ricorrenti di prezzi negativi? Cosa riflettono le sue previsioni?
Sì, continueranno a verificarsi nei fine settimana e nei giorni festivi con elevata produzione fotovoltaica e bassa fabbisogno, nonché nelle ore di congestione locale. Nel 2024, la Spagna ha già registrato ore con prezzi negativi e nel 2025 la frequenza è aumentata nella primavera-estate. In futuro, l’implementazione dello stoccaggio e la gestione del fabbisogno tenderanno a ridurne la frequenza.
Qual è la sua diagnosi sullo sviluppo del mercato della capacità in Spagna e sul suo effetto sulla diffusione dello stoccaggio?
Il quadro europeo ha già standardizzato i meccanismi di capacità, con esempi consolidati nel Regno Unito, in Italia o in Francia. In Spagna, sebbene siano stati pubblicati piani e documenti di progettazione e il Real Decreto-ley 7/2025 abbia riconosciuto l’utilità pubblica dello stoccaggio, manca ancora l’effettiva attuazione di aste con regole chiare per le batterie: durata minima di scarica, criteri di disponibilità, test di stress e regime di sanzioni. Un calendario credibile, pluriennale e in linea con il PNIEC sarà determinante per garantire la bancabilità dello stoccaggio e accelerarne l’implementazione.
Dal punto di vista di AleaSoft, quali elementi della riforma europea del mercato energetico stanno favorendo l’attrazione di investimenti nelle energie rinnovabili?
La riforma europea del mercato elettrico prevede diversi strumenti che favoriscono gli investimenti nelle energie rinnovabili. I PPA, rafforzati grazie a una maggiore trasparenza e liquidità, offrono visibilità sui ricavi a lungo termine. I CfD bidirezionali, applicabili alla nuova capacità, riducono l’esposizione al rischio di prezzo. A ciò si aggiungono i meccanismi di capacità e di risposta alla fabbisogno, che garantiscono ricavi grazie alla flessibilità. Il tutto è completato dalla standardizzazione dei prodotti e dall’introduzione del MTU-15 nell’accoppiamento giornaliero, che aumentano l’efficienza e migliorano i segnali di mercato. Nel complesso, si configura un quadro più stabile e finanziabile per promuovere gli investimenti nelle energie rinnovabili.
Se AleaSoft dovesse riassumere le raccomandazioni più rilevanti per accelerare la transizione energetica in Spagna —in termini normativi, di mercato e tecnologici— quali sarebbero?
Noi di AleaSoft abbiamo individuato sei priorità fondamentali per accelerare la transizione energetica in Spagna. In primo luogo, è indispensabile potenziare le reti e le interconnessioni, attuando con rapidità la pianificazione 2021-2026 e avviando quella 2025-2030, con particolare attenzione ai corridoi di evacuazione e ai potenziamenti nelle zone in cui si registrano già scarichi di energie rinnovabili. In secondo luogo, è necessario progredire nella definizione di un calendario di mercato della capacità e dei servizi di non frequenza, come la tensione e l’inerzia sintetica, con regole chiare e finanziabili per lo sviluppo di batterie e pompaggio, con l’obiettivo di raggiungere i 22,5 GW di stoccaggio previsti dal PNIEC. È inoltre fondamentale consolidare il MTU-15, nonché facilitare i PPA e le coperture a lungo termine, compresi i PPA ibridi con stoccaggio. Per quanto riguarda l’idrogeno, è fondamentale coordinare gli aiuti con il fabbisogno industriale e garantire l’accesso all’elettricità rinnovabile a prezzi più bassi, sia attraverso i PPA che sfruttando le ore di valle. Sul fronte del fabbisogno, è necessario accelerare l’aggregazione e la diffusione dell’SRAD in settori quali l’industria, la mobilità elettrica e i centri dati, attraverso segnali orari e una gestione attiva dei consumi. Infine, è opportuno promuovere l’ibridazione di impianti solari ed eolici con sistemi di accumulo, poiché questa strategia consente di sfruttare meglio i punti di connessione esistenti, ridurre gli scarti, allungare il profilo orario della produzione rinnovabile e migliorare la gestione dei rischi nei PPA. Inoltre, ciò rafforza la competitività dei progetti offrendo un prodotto più stabile e prevedibile per la rete e per gli offtaker. Nel complesso, tutte queste misure sono complementari: senza reti e interconnessioni non sarà possibile integrare le energie rinnovabili, senza flessibilità non ci sarà sicurezza di approvvigionamento e senza una fabbisogno attiva l’elettrificazione non raggiungerà i suoi obiettivi.
