{"id":161880,"date":"2025-10-31T11:59:26","date_gmt":"2025-10-31T10:59:26","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=161880"},"modified":"2025-11-06T05:26:15","modified_gmt":"2025-11-06T04:26:15","slug":"intervista-energynews-antonio-delgado-rigal-novembre-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/intervista-energynews-antonio-delgado-rigal-novembre-2025\/","title":{"rendered":"Intervista di EnergyNews ad Antonio Delgado Rigal, dottore in Intelligenza Artificiale e CEO di AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31 ottobre 2025. Intervista di EnergyNews ad Antonio Delgado Rigal, dottore in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO<\/a><\/div>\n

L’evoluzione del mercato elettrico spagnolo nei primi nove mesi del 2025<\/strong><\/p>\n

Nel 2025 il mercato elettrico spagnolo<\/strong> ha mantenuto una dinamica caratterizzata dall’elevata penetrazione delle energie rinnovabili, dalla stabilit\u00e0 del gas naturale e dall’elevata volatilit\u00e0 oraria. Durante i primi dieci mesi, il prezzo medio del mercato all’ingrosso OMIE<\/strong> si \u00e8 attestato intorno ai 65 \u20ac\/MWh, con un aumento di circa il 20% rispetto allo stesso periodo del 2024.<\/p>\n

L’inverno \u00e8 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<\/strong>, insieme a una domanda elettrica<\/strong> moderata, ha portato a registrare diverse giornate con prezzi pari a zero e persino negativi, soprattutto in aprile e maggio.<\/p>\n

L’evento pi\u00f9 rilevante dell’anno \u00e8 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<\/strong> e un gas pi\u00f9 stabile intorno ai 30-35 \u20ac\/MWh hanno moderato il calo dei prezzi, senza tuttavia eliminare la volatilit\u00e0 strutturale.<\/p>\n

Quali fattori hanno avuto un impatto maggiore sui prezzi quest’anno?<\/strong><\/p>\n

I fattori principali sono stati quattro:<\/p>\n

    \n
  • Prezzo del gas TTF<\/strong>: continua a essere il principale riferimento per il costo marginale dei cicli combinati. Il suo calo dai picchi invernali (~58 \u20ac\/MWh a met\u00e0 febbraio) a livelli appena superiori ai 30 \u20ac\/MWh alla fine di agosto ha ridotto i prezzi marginali nelle ore di maggiore domanda, ma \u00e8 stato in parte compensato dall’aumento dei prezzi dei diritti di emissione di CO2<\/sub>.<\/li>\n
  • Generazione rinnovabile<\/strong> record: l’elevata produzione solare e idroelettrica ha sostituito tecnologie pi\u00f9 costose e generato pi\u00f9 ore a prezzo zero. Solo nel primo semestre sono state registrate pi\u00f9 di 600 ore con prezzi pari a zero o negativi.<\/li>\n
  • 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.<\/li>\n
  • Effetti normativi e tecnici: dopo il blackout del 28 aprile, il sistema ha operato in condizioni rafforzate che hanno limitato temporaneamente la flessibilit\u00e0 in alcuni nodi.<\/li>\n<\/ul>\n

    Ci sono state situazioni impreviste che hanno avuto un impatto sul mercato?<\/strong><\/p>\n

    L’evento pi\u00f9 inaspettato e di maggiore impatto \u00e8 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 vulnerabilit\u00e0 del sistema di fronte a grandi penetrazioni di energie rinnovabili senza servizi sufficienti di controllo della tensione.<\/p>\n

    Dopo l’incidente, Red El\u00e9ctrica e la CNMC hanno implementato misure preventive e correttive: revisione del controllo della tensione, servizi di inerzia sintetica e capacit\u00e0 di avvio in black start, nonch\u00e9 nuovi test di resistenza operativa per generatori e distributori.<\/p>\n

    Previsioni relative ai prezzi e alla domanda per l’inverno 2025-2026<\/strong><\/p>\n

    Secondo le previsioni di AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, l’inverno 2025-2026 sar\u00e0 caratterizzato da prezzi moderati, con una media prevista tra 60 e 80 \u20ac\/MWh, a seconda dell’andamento del gas e delle condizioni meteorologiche.<\/p>\n

    Nello scenario di base, con il gas TTF intorno ai 30-35 \u20ac\/MWh e prezzi della CO\u2082 stabili (~70 \u20ac\/t), si prevede un andamento dei prezzi inferiore rispetto all’inverno precedente.<\/p>\n

    In uno scenario rialzista (ondata di freddo in Europa e bassa produzione eolica<\/strong>), i prezzi potrebbero superare i 100 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

    In uno scenario ribassista (vento abbondante e energia idraulica), si potrebbero registrare medie mensili inferiori a 20 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

    La domanda crescer\u00e0 leggermente grazie all’elettrificazione residenziale e industriale.<\/p>\n

    Il ruolo del gas nei prezzi durante la stagione invernale<\/strong><\/p>\n

    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 sar\u00e0 determinante. Se il TTF si mantiene a 30-40 \u20ac\/MWh, l’impatto sar\u00e0 moderato. Qualsiasi perturbazione geopolitica potrebbe mettere sotto pressione il mercato e far aumentare i prezzi dei mercati elettrici. A medio termine, la sua influenza diminuir\u00e0 grazie allo stoccaggio di energia<\/strong> e alla gestione della domanda.<\/p>\n

    Impatto della diffusione delle energie rinnovabili e dello stoccaggio sui prezzi e sulla stabilit\u00e0 del sistema<\/strong><\/p>\n

    La crescente diffusione delle energie rinnovabili sta trasformando la struttura dei prezzi: maggiore volatilit\u00e0 intraday, aumento delle ore a prezzo zero o negativo e rischi di sprechi energetici. Lo sviluppo dello stoccaggio in batterie<\/strong> (BESS<\/strong>) sar\u00e0 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 stabilit\u00e0 di frequenza e tensione.<\/p>\n

    Previsioni a medio termine per il mercato elettrico spagnolo ed europeo<\/strong><\/p>\n

    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 ridurr\u00e0 i prezzi medi annuali, anche se aumenteranno le ore a zero. A livello europeo, la convergenza dei prezzi crescer\u00e0 con interconnessioni<\/strong> e meccanismi di capacit\u00e0<\/strong> e flessibilit\u00e0. Gli asset flessibili \u2014 batterie, pompaggio<\/strong>, idrogeno verde<\/strong> \u2014 acquisiranno valore strategico.<\/p>\n

    Episodi di prezzi zero: si ripeteranno nel 2025 e nel 2026?<\/strong><\/p>\n

    S\u00ec, con ogni probabilit\u00e0 si ripeteranno, soprattutto in primavera e in autunno, con un’elevata produzione fotovoltaica e una domanda bassa. La chiave non \u00e8 evitarli, ma gestirli e sfruttare le opportunit\u00e0 che offrono per l’arbitraggio, lo stoccaggio e l’industria ad alto consumo energetico.<\/p>\n

    Come affrontare gli episodi di prezzi pari a zero?<\/strong><\/p>\n

    Le aziende devono adottare strategie di gestione attiva: spostare i consumi, utilizzare lo stoccaggio, progettare PPA<\/strong> e coperture<\/strong> adeguate e incorporare flessibilit\u00e0 operativa. A livello macro, l’obiettivo deve essere quello di trasformare l’abbondanza di energia rinnovabile in valore economico, evitando sprechi e perdite.<\/p>\n

    Adeguamento normativo e di mercato ai prezzi zero<\/strong><\/p>\n

    La regolamentazione deve incentivare la flessibilit\u00e0 attraverso meccanismi di capacit\u00e0, servizi di tensione e risposta alla domanda. \u00c8 necessario semplificare il collegamento dei progetti ibridi, rivedere i pedaggi e rafforzare la rete elettrica. Solo cos\u00ec sar\u00e0 possibile garantire la stabilit\u00e0 tecnica ed economica del sistema.<\/p>\n

    Il panorama generale del mercato elettrico<\/strong><\/p>\n

    Il mercato elettrico spagnolo del 2025 sta vivendo una trasformazione strutturale. La volatilit\u00e0 \u00e8 un riflesso naturale della transizione verso un sistema pi\u00f9 rinnovabile e flessibile. I prossimi anni saranno decisivi: lo sviluppo dello stoccaggio, i mercati di capacit\u00e0 e la gestione della domanda configureranno un sistema pi\u00f9 stabile, resiliente e competitivo. La Spagna pu\u00f2 diventare un punto di riferimento europeo se mantiene la stabilit\u00e0 normativa e una visione a lungo termine.<\/p>\n

    Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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