AleaSoft Energy Forecasting, 9 ottobre 2026. Le elezioni generali anticipate convocate per il 29 novembre aprono una nuova fase politica in un momento rilevante per il settore energetico. Molte delle decisioni che verranno prese nella prossima legislatura incideranno su investimenti con una vita utile di diversi decenni. Rinnovabili, accumulo, reti, nucleare, industria e nuove fonti di fabbisogno hanno tutte bisogno di visibilità, stabilità normativa e di una pianificazione tecnica e di lungo termine.
I tempi della politica e i tempi degli investimenti
La convocazione delle elezioni generali apre un nuovo periodo di dibattito sulle priorità economiche ed energetiche della Spagna. Il Congresso dei Deputati e il Senato sono stati sciolti con il Regio Decreto 806/2026 del 5 ottobre e le elezioni si terranno il 29 novembre.
Per il settore energetico, tuttavia, gli orizzonti temporali sono molto diversi dai cicli politici. Un impianto fotovoltaico o un parco eolico, una batteria, un’infrastruttura di rete o uno stabilimento industriale vengono pianificati, finanziati e gestiti su periodi che possono estendersi per diversi decenni. Le decisioni di investimento prese oggi dipenderanno dall’evoluzione del mercato, della regolazione, del fabbisogno e del mix di generazione in un orizzonte che va ben oltre la prossima legislatura.
Questo divario tra i tempi della politica e quelli degli investimenti rende particolarmente importanti la stabilità, la prevedibilità e la continuità della pianificazione. Ciò non significa che la regolazione non debba evolvere. Le circostanze economiche, tecnologiche e geopolitiche cambiano e il quadro normativo deve potersi adattare. Ma quanto maggiore è il volume di investimenti necessario e quanto più lunghi sono i periodi di recupero di tali investimenti, tanto più è importante disporre di regole chiare e poter anticipare la direzione del cambiamento.
Una trasformazione che arriva al 2030 e oltre
La Spagna affronterà la prossima legislatura nel pieno di una trasformazione del proprio sistema elettrico. Il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima, PNIEC 2023-2030, prevede per la fine di questo decennio un sistema con l’81% di generazione elettrica rinnovabile, 22,5 GW di accumulo e 19 GW di autoconsumo, oltre a un aumento sostanziale dell’elettrificazione.
Il PNIEC prevede inoltre che il fabbisogno elettrico cresca del 34% nel 2030 rispetto al 2019 e che l’elettrificazione dell’economia raggiunga il 35% dell’energia finale. Il raggiungimento di questi obiettivi richiede che generazione, accumulo, reti e nuovo fabbisogno si sviluppino contemporaneamente.
La prossima legislatura coprirà quindi anni decisivi per il raggiungimento di questi obiettivi e dovrà gestire diverse questioni che determineranno la configurazione del sistema per un periodo molto più lungo.
Il ruolo dell’energia nucleare
Uno degli ambiti che continueranno ad attirare l’attenzione è l’energia nucleare. Ad agosto 2026, l’Ordine TED/864/2026 ha rinnovato l’autorizzazione all’esercizio delle due unità della centrale nucleare di Almaraz fino all’8 giugno 2030. Questa decisione ha modificato le date previste in precedenza per questa centrale, mentre lo scenario delineato nella pianificazione continua a prevedere una progressiva riduzione della capacità nucleare nei prossimi anni.
Le decisioni che verranno prese sul calendario di chiusura delle centrali nucleari avranno implicazioni sul mix di generazione, sulla disponibilità di capacità garantita, sulle emissioni, sulle importazioni ed esportazioni e, in determinate circostanze, sui prezzi del mercato elettrico.
La questione dovrà essere analizzata considerando congiuntamente la sicurezza dell’approvvigionamento, i costi del sistema, l’evoluzione del fabbisogno e il ritmo con cui si aggiungono rinnovabili, accumulo e altre fonti di flessibilità.
Rinnovabili e accumulo: dalla diffusione all’integrazione
Lo sviluppo di rinnovabili e accumulo sarà un altro dei principali punti focali dei prossimi anni. La crescita del fotovoltaico e della generazione eolica sta trasformando il profilo orario del mercato. Con l’aumento della produzione rinnovabile cresce anche l’importanza di disporre di flessibilità per spostare energia tra le ore, ridurre il curtailment, rispondere ai periodi di prezzi bassi o negativi e coprire le esigenze del sistema quando la generazione rinnovabile diminuisce.
L’obiettivo del PNIEC di 22,5 GW di accumulo di energia entro il 2030 riflette la portata del cambiamento previsto. Inoltre, una parte significativa degli investimenti è già in corso. Alla fine del 2025, il MITECO ha assegnato 818 milioni di euro a 126 progetti di accumulo che, una volta in funzione, aggiungeranno 2,2 GW di capacità. I progetti selezionati sono principalmente di accumulo ibrido e batterie stand-alone.
Nei prossimi anni sarà importante che la diffusione dell’accumulo proceda di pari passo con la crescita delle rinnovabili. Le autorizzazioni, l’accesso e la connessione alla rete, l’ibridazione e l’evoluzione dei diversi mercati a cui possono partecipare le batterie determineranno la redditività dei progetti e, di conseguenza, il ritmo del loro sviluppo.
Il mercato della capacità entra ora nella fase di sviluppo
L’Ordine TED/966/2026, pubblicato nel BOE il 17 settembre e in vigore dal giorno successivo, ha istituito formalmente un mercato della capacità per il sistema elettrico peninsulare. Il suo obiettivo è affrontare potenziali problemi di adeguatezza che potrebbero mettere a rischio la sicurezza dell’approvvigionamento, assicurando la disponibilità di una capacità garantita sufficiente.
Il meccanismo prevede procedure competitive per contrattualizzare capacità ed è concepito in modo che possano partecipare generazione, accumulo e consumo, sia con impianti esistenti sia con nuovi progetti, purché soddisfino i requisiti stabiliti.
L’approvazione dell’ordine è, tuttavia, solo il punto di partenza. Restano ancora da progettare e convocare le aste previste, da definire le esigenze di capacità garantita e da specificare diversi aspetti del funzionamento del meccanismo.
Gran parte di questa attuazione avverrà durante la prossima legislatura. Per gli investimenti in accumulo, generazione programmabile e altre fonti di flessibilità, l’evoluzione del mercato della capacità sarà particolarmente rilevante perché può aggiungere una nuova fonte di ricavi a quelle ottenute nel mercato all’ingrosso e nei servizi di bilanciamento.
Le reti al centro della trasformazione
La trasformazione del sistema elettrico dipenderà anche dalla disponibilità di reti elettriche in grado di integrare contemporaneamente nuova generazione, accumulo e fabbisogno. La portata della sfida è cresciuta. L’ultima proposta di pianificazione della rete di trasporto al 2030, aggiornata dopo l’esame di oltre 2500 osservazioni, porta l’investimento previsto a oltre 17 000 milioni di euro, il 30% in più rispetto alla proposta inizialmente sottoposta a consultazione pubblica.
Il nuovo fabbisogno assume un ruolo particolarmente rilevante. Circa il 41% delle richieste ricevute durante il processo di pianificazione riguardava il fabbisogno, rispetto al 40% legato alla generazione e al 19% all’accumulo.
A seguito del processo di consultazione è aumentato anche il numero di stalli di rete previsti per servire il nuovo fabbisogno. La pianificazione include inoltre più sottostazioni e linee e un volume maggiore di potenziamenti delle infrastrutture esistenti.
Queste cifre riflettono un cambiamento importante. Alla sfida di connettere nuova generazione rinnovabile si aggiunge ora quella di creare capacità per nuove industrie, data center, elettrificazione di porti e ferrovie, accumulo, produzione di idrogeno e altre nuove fonti di fabbisogno.
Parallelamente a questo processo vengono introdotti nuovi strumenti normativi. A luglio 2026, la CNMC ha approvato la risoluzione che istituisce i permessi di accesso flessibile per il consumo alle reti di trasporto e di distribuzione, una formula pensata per facilitare nuove connessioni quando inizialmente non è possibile concedere un accesso garantito alle condizioni richieste.
La pianificazione e la regolazione delle reti saranno quindi uno dei fattori decisivi per la concretizzazione dei progetti previsti.
Il fabbisogno torna a crescere
L’evoluzione del fabbisogno elettrico sarà un’altra delle variabili che determineranno le esigenze future del sistema. Dopo diversi anni di crescita contenuta, i dati del 2026 mostrano una tendenza al rialzo più chiara. Nei primi nove mesi dell’anno, il fabbisogno elettrico in Spagna è aumentato del 3,2% in termini lordi rispetto allo stesso periodo del 2025, secondo Red Eléctrica. Al netto degli effetti della temperatura e del calendario lavorativo, la crescita è stata dell’1,8%.
Una crescita sostenuta del fabbisogno sarà importante per il processo di elettrificazione e anche per integrare l’aumento della generazione rinnovabile. Un fabbisogno più elevato nelle ore di alta produzione solare ed eolica può contribuire a ridurre il curtailment e gli episodi di prezzi molto bassi o negativi, e a limitare la cannibalizzazione dei prezzi catturati dagli impianti rinnovabili.
L’elettrificazione industriale, i veicoli elettrici, le pompe di calore, la produzione di idrogeno e i data center potrebbero modificare considerevolmente sia il livello sia il profilo del fabbisogno nei prossimi anni.
La trasformazione delle richieste di connessione e dei progetti annunciati in consumi reali dipenderà, tra gli altri fattori, dalla disponibilità di rete, dai tempi amministrativi e dalla competitività dell’approvvigionamento energetico.
Energia e competitività industriale
La politica energetica della prossima legislatura sarà inoltre strettamente legata alla competitività dell’industria. La Spagna dispone di abbondanti risorse rinnovabili e del potenziale per aumentare considerevolmente la propria generazione elettrica rinnovabile. Trasformare questo potenziale in un vantaggio competitivo per l’economia richiede, tuttavia, che l’energia arrivi ai consumatori a condizioni competitive e con sufficiente prevedibilità.
I costi di approvvigionamento, la fiscalità, le reti, i meccanismi di contrattazione a lungo termine, i PPA, l’autoconsumo, l’accumulo e la flessibilità sono tra le variabili che determinano le decisioni di investimento dell’industria e dei grandi consumatori.
Sarà inoltre importante trovare un equilibrio tra diversi obiettivi: facilitare nuova generazione e nuovo fabbisogno, garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, sviluppare le infrastrutture necessarie, progredire nella decarbonizzazione e limitare i costi per l’insieme dei consumatori.
Investimenti a 30 anni contro cicli politici di quattro anni
Le elezioni del 29 novembre decideranno la composizione del prossimo Parlamento e, successivamente, del futuro Governo. Le politiche concrete dipenderanno dal risultato elettorale e dalle maggioranze che si potranno formare.
Ma, indipendentemente da chi governerà, gran parte delle sfide del sistema resterà: integrare grandi volumi di rinnovabili, sviluppare l’accumulo e la flessibilità, adeguare le reti, gestire il futuro della generazione nucleare, rispondere alla crescita del fabbisogno e fare in modo che il potenziale rinnovabile della Spagna contribuisca a rafforzare la competitività dell’economia. Si tratta di questioni i cui effetti vanno ben oltre una singola legislatura.
Una batteria, un impianto rinnovabile, un’infrastruttura di rete o un nuovo stabilimento industriale richiedono investimenti con orizzonti di recupero di molti anni. Finanziarli significa costruire scenari sull’evoluzione futura di ricavi, costi e rischi. Per questo la stabilità normativa è necessaria. Stabilità, tuttavia, non significa assenza di cambiamenti. Significa che i cambiamenti siano prevedibili, seguano una pianificazione coerente e consentano a imprese e investitori di anticipare la direzione in cui si muove il sistema.
Scenari di lungo termine per decisioni che vanno oltre una legislatura: il ruolo di AleaGreen e AleaConsulting
In un settore in cui molti investimenti hanno orizzonti di venti, trenta o persino quarant’anni, la capacità di offrire visibilità sarà uno dei fattori che determineranno il ritmo degli investimenti e la trasformazione del sistema elettrico spagnolo nel prossimo decennio. Questa visibilità richiede di tradurre ogni questione aperta, che si tratti del calendario nucleare, della diffusione dell’accumulo, delle aste del mercato della capacità, della pianificazione delle reti o della crescita del fabbisogno, in scenari quantitativi di prezzi, ricavi e rischi.
AleaGreen, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in previsioni a lungo termine, elabora curve dei prezzi del mercato elettrico con orizzonti fino a 40 anni e granularità oraria, con scenari e metriche probabilistiche che consentono di valutare la bancabilità di progetti rinnovabili, ibridi e di accumulo, nonché il finanziamento PPA, in base a diverse ipotesi sull’evoluzione del sistema. AleaConsulting, da parte sua, supporta sviluppatori, investitori, istituzioni finanziarie e grandi consumatori con relazioni regolatorie e peritali, audit delle previsioni, due diligence e valutazione di portafogli rinnovabili.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting