{"id":172107,"date":"2026-09-25T12:38:19","date_gmt":"2026-09-25T10:38:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172107"},"modified":"2026-10-01T16:14:10","modified_gmt":"2026-10-01T14:14:10","slug":"intervista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal-settembre-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/intervista-revista-energetica-antonio-delgado-rigal-settembre-2026\/","title":{"rendered":"Intervista di Revista Energ\u00e9tica ad Antonio Delgado Rigal, dottore di ricerca in Intelligenza Artificiale e CEO di AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 settembre 2026. Intervista di Javier Monforte, di Revista Energ\u00e9tica, ad Antonio Delgado Rigal, dottore di ricerca in Intelligenza Artificiale, fondatore e CEO di AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

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

Quali saranno i principali fattori che determineranno l’andamento dei mercati elettrici in Spagna e in Europa fino alla fine del 2026?<\/strong><\/p>\n

Continueremo a vedere volatilit\u00e0 da qui alla fine dell’anno. I prezzi del gas e della CO2<\/sub>, 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 rester\u00e0 una fonte di incertezza.<\/p>\n

In Spagna pesa molto anche il grande volume di produzione fotovoltaica nelle ore centrali della giornata. Guardare a quanta capacit\u00e0 rinnovabile viene installata non basta pi\u00f9. Anche il fabbisogno, l’accumulo e la rete devono crescere per assorbirla. Per questo vedremo pi\u00f9 ore con prezzi molto bassi o negativi e altre ore, soprattutto quando la produzione solare scompare, con prezzi pi\u00f9 alti. Il profilo orario sta diventando sempre pi\u00f9 importante.<\/p>\n

In che misura la crescita del fabbisogno sar\u00e0 decisiva per l’equilibrio del sistema e per i prezzi a medio termine?<\/strong><\/p>\n

Enormemente. Per molto tempo il dibattito si \u00e8 concentrato sull’installazione di pi\u00f9 produzione rinnovabile. Ora abbiamo bisogno anche che il consumo di elettricit\u00e0 cresca, trainato dall’elettrificazione dei trasporti e dell’industria, dalle pompe di calore e dai data center.<\/p>\n

Ci\u00f2 che conta \u00e8 quanto cresce, ma anche quando e dove. Un fabbisogno flessibile che consuma nelle ore di alta produzione solare o eolica pu\u00f2 contribuire molto al sistema. Se si concentra in determinate zone e ore, pu\u00f2 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.<\/p>\n

Qual \u00e8 la situazione attuale dell’accumulo di energia in Spagna e quali sfide deve affrontare, dietro e davanti al contatore?<\/strong><\/p>\n

L’accumulo di energia sta entrando in una fase decisiva. In Spagna c’\u00e8 un ampio portfolio di progetti di batterie con permessi concessi o in corso di ottenimento, anche se la capacit\u00e0 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 \u00e8 rendere finanziabili questi progetti e farli costruire.<\/p>\n

Il problema delle batterie non \u00e8 pi\u00f9 tecnologico. La grande sfida \u00e8 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 capacit\u00e0. Ma quei ricavi cambieranno man mano che entreranno in esercizio migliaia di megawatt aggiuntivi, per cui la previsione dei ricavi e la bancabilit\u00e0 sono essenziali.<\/p>\n

C’\u00e8 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 flessibilit\u00e0.<\/p>\n

Esiste una soluzione alla congestione delle reti e alle difficolt\u00e0 di connessione di nuova produzione e nuovo fabbisogno?<\/strong><\/p>\n

S\u00ec, 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.<\/p>\n

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 capacit\u00e0 disponibile. La Spagna pu\u00f2 trasformare il suo vantaggio rinnovabile in un vantaggio industriale, ma per farlo ha bisogno della rete.<\/p>\n

Il sistema elettrico pu\u00f2 permettersi il calendario di chiusura del nucleare previsto?<\/strong><\/p>\n

Credo che prorogare Almaraz fino al 2030 sia stata una decisione logica, e ci obbliga a riconsiderare il resto del calendario. Non \u00e8 un dibattito tra nucleare e rinnovabili. La Spagna ha bisogno di molta pi\u00f9 energia rinnovabile, ma ha bisogno anche di capacit\u00e0 ferma mentre sviluppa accumulo, flessibilit\u00e0 e interconnessione.<\/p>\n

Se chiudiamo centrali nucleari sicure prima che siano disponibili alternative sufficienti, parte di quella produzione dovr\u00e0 essere sostituita e, in determinate ore, ci\u00f2 pu\u00f2 significare pi\u00f9 generazione a gas, prezzi pi\u00f9 alti e pi\u00f9 emissioni. Il nucleare non deve continuare indefinitamente, ma l’ordine conta: la transizione dovrebbe sostituire una tecnologia quando le alternative esistono gi\u00e0.<\/p>\n

Se il calendario del nucleare fosse rivisto, quali cambiamenti normativi o di mercato sarebbero necessari?<\/strong><\/p>\n

Il primo passo sarebbe rivedere la fiscalit\u00e0. Se una centrale nucleare sicura apporta valore al sistema perch\u00e9 produce elettricit\u00e0 in modo continuo e senza emissioni dirette di CO2<\/sub>, non avrebbe senso rendere il suo esercizio economicamente insostenibile con una pressione fiscale eccessiva.<\/p>\n

Questo non significa garantirne artificialmente la redditivit\u00e0. L’approccio ragionevole sarebbe combinare una fiscalit\u00e0 compatibile con la continuit\u00e0 del suo esercizio con meccanismi di mercato che valorizzino la capacit\u00e0 ferma, la disponibilit\u00e0 e la sicurezza dell’approvvigionamento. Il futuro mercato della capacit\u00e0 pu\u00f2 essere parte della soluzione. Bisognerebbe chiedersi quale opzione sia la pi\u00f9 efficiente per il sistema nel suo complesso.<\/p>\n

Quale impatto avrebbe una maggiore interconnessione con la Francia?<\/strong><\/p>\n

Sarebbe chiaramente positivo. Quando la Spagna ha surplus di rinnovabili, potremmo esportare di pi\u00f9, riducendo i curtailment e i prezzi estremamente bassi, mentre, quando la produzione rinnovabile \u00e8 bassa, potremmo importare di pi\u00f9. Questo contribuirebbe a ridurre la volatilit\u00e0 e ad avvicinare i prezzi del mercato spagnolo ai livelli europei.<\/p>\n

L’interconnessione del Golfo di Biscaglia, che porter\u00e0 la capacit\u00e0 di scambio a circa 5 GW, sar\u00e0 un importante passo avanti. Inoltre, una maggiore interconnessione permetterebbe di sfruttare le eccellenti risorse solari ed eoliche della Spagna anche come capacit\u00e0 di esportazione.<\/p>\n

Quali conseguenze possono avere i prezzi zero o negativi per gli investimenti e per il futuro mix energetico spagnolo?<\/strong><\/p>\n

Questi episodi mostrano come sta cambiando il mercato. Avere alcune ore con prezzi zero o negativi non \u00e8 necessariamente un male: indica che c’\u00e8 molta elettricit\u00e0 disponibile. Il problema sorge quando quelle ore sono frequenti e riducono in modo significativo i ricavi delle rinnovabili.<\/p>\n

Chiedersi quanti MWh produce un impianto non basta pi\u00f9. La questione \u00e8 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 pi\u00f9 peso al profilo orario. In quelle ore non abbiamo bisogno di produrre pi\u00f9 elettricit\u00e0. Abbiamo bisogno di accumularla, consumarla, trasformarla o esportarla.<\/p>\n

Quale impatto avranno i data center, la digitalizzazione e l’intelligenza artificiale sul sistema elettrico spagnolo?<\/strong><\/p>\n

Potrebbero diventare uno dei principali motori della crescita del fabbisogno elettrico. I data center hanno bisogno di grandi quantit\u00e0 di elettricit\u00e0 per molte ore, il che pu\u00f2 adattarsi bene a un sistema con una produzione rinnovabile crescente.<\/p>\n

La Spagna ha dei vantaggi nell’attrarre questi investimenti, ma il problema principale \u00e8 la rete. Se risolviamo l’accesso e la connessione, i data center, l’elettrificazione industriale e altri grandi consumatori possono essere un’opportunit\u00e0 straordinaria per sfruttare il nostro vantaggio energetico e attrarre investimenti industriali e tecnologici.<\/p>\n

Quali misure dovrebbero avere la priorit\u00e0 nella nuova regolamentazione sull’autoconsumo e sull’accumulo distribuito?<\/strong><\/p>\n

La prima cosa \u00e8 semplificare. La Spagna ha fatto grandi progressi nell’autoconsumo, ma alcune procedure sono ancora troppo complesse, soprattutto per l’autoconsumo collettivo. \u00c8 importante anche facilitare l’accumulo associato ai consumatori.<\/p>\n

Ma dobbiamo guardare oltre l’autoconsumo tradizionale. Una batteria in una fabbrica, in un negozio o in una casa pu\u00f2 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 capacit\u00e0 di flessibilit\u00e0 distribuita.<\/p>\n

AleaSoft ha pi\u00f9 di due decenni di esperienza nello sviluppo di modelli di previsione per i mercati energetici. Come si \u00e8 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?<\/strong><\/p>\n

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 quantit\u00e0 di dati disponibili e la velocit\u00e0 con cui i modelli possono essere sviluppati e validati.<\/p>\n

Soprattutto, per\u00f2, \u00e8 cambiato ci\u00f2 che ci chiedono i clienti. Prima si concentravano sul prezzo dell’elettricit\u00e0 della settimana o dell’anno successivo. Oggi ci chiedono dei ricavi di una batteria su vent’anni, di cosa succeder\u00e0 quando entreranno in esercizio molti gigawatt di accumulo o della probabilit\u00e0 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.<\/p>\n

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 quantit\u00e0 di dati per anticipare un sistema energetico sempre pi\u00f9 complesso.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 25 settembre 2026. Intervista di Javier Monforte, di Revista Energ\u00e9tica, 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? 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