In Copertina: Un impianto solare in Extremadura. Foto Iberdrola Espana

Il settore elettrico spagnolo nel 2025 costituisce un caso di studio primario per i paradossi insiti in una transizione rapida e su larga scala verso le energie rinnovabili. Sebbene il Paese abbia ottenuto un notevole successo nella decarbonizzazione del proprio mix di generazione, raggiungendo un punto in cui le fonti a emissioni zero rappresentano regolarmente oltre il 70% della produzione, questo cambiamento ha innescato una profonda crisi finanziaria e operativa.

L'integrazione di oltre 7 GW di nuova capacità fotovoltaica nell'ultimo anno ha portato la tecnologia solare a definire il prezzo non solo in termini di riduzione competitiva (effetto ordine di merito), ma anche stabilendo direttamente prezzi nulli o negativi durante i periodi di sovrapproduzione. L'anno fiscale 2025 è stato caratterizzato da uno squilibrio critico: un deficit provvisorio nei conti del sistema elettrico superiore a 1,2 miliardi di euro, un collasso tecnico senza precedenti della rete nazionale ad aprile e un cambiamento decisivo nella strategia aziendale dei giganti delle utility del Paese.

In questa serie di articoli, di cui questo è il primo, analizzeremo i meccanismi che determinano queste instabilità riconducibili, in larga parte, al fenomeno della “cannibalizzazione solare” che ha stravolto i prezzi del mercato all'ingrosso ed il conseguente riallineamento del capitale verso infrastrutture regolamentate e lontano dalla produzione rinnovabile volatile.

In principio fu l’apagòn.

L’evento scatenante si è verificato il 28 aprile 2025 quando sono stati raggiunti i limiti fisici del sistema spagnolo, fortemente basato sulle energie rinnovabili. Un blackout senza precedenti ha colpito la penisola iberica, lasciando senza energia elettrica circa 50 milioni di persone in Spagna e Portogallo. L’apagòn rappresenta una sorta di spartiacque tra la narrazione e la realtà fisica.

L'incidente è stato innescato da una serie di eventi che hanno messo in luce la bassa inerzia di una rete dominata da energie rinnovabili non sincronizzate. Il giorno del blackout, le energie rinnovabili rappresentavano il 71% della produzione totale: 58% solare, 13% eolica. I grandi generatori nella metà meridionale del paese non sono riusciti a fornire l'assorbimento di potenza reattiva richiesto dalla procedura operativa, causando un picco di tensione che ha attivato i dispositivi di disconnessione di protezione in tutto il sistema.

L'impatto è stato classificato come evento di livello 3, il più alto livello di gravità nell'UE. Oltre alla tragica perdita di otto vite umane, il danno economico è stato ingente. Le stime della Confederazione Spagnola delle Organizzazioni Imprenditoriali (CEOE) indicano un impatto totale compreso tra 1,6 e 4,5 miliardi di euro, pari allo 0,1-0,3% del PIL annuo, 1.600 miliardi di euro, della Spagna.

Stime pubblicate da Reuters indicano che i costi complessivi per l'intera penisola iberica, includendo il Portogallo e le perdite sistemiche transfrontaliere, potrebbero aggirarsi attorno ai 4,5 miliardi di euro. Questa discrepanza con altre analisi riflette l'inclusione nei modelli più severi di fattori quali il danneggiamento permanente di macchinari industriali, la distruzione di scorte alimentari e farmaceutiche e il costo del ripristino delle infrastrutture critiche.

Le conseguenze: il costo del bilanciamento.

L’aspetto più evidente è stato il repentino cambio di strategia di Red Eléctrica che ha iniziato a imporre quote minime di generazione sincrona, aumentando drasticamente i costi dei servizi di bilanciamento, dettagliati nel grafico sotto, che sono passati da 328 milioni di euro ad aprile a 460 milioni di euro a maggio.

Costo (milioni di euro al giorno) del meccanismo di controllo della tensione nei mesi di aprile e maggio 2025. Fonte: MIT Center for Energy and Environmental Policy Research - Massachusetts Institute of Technology

Ad aprile, il prezzo medio dell'energia pagato dai consumatori (risultante dalla compensazione del mercato del giorno prima, esclusi i servizi ausiliari) era pari a 29 €/MWh, mentre il costo del solo meccanismo di gestione dei vincoli[1] era di circa 20 €/MWh.

Nel maggio 2025, dopo il blackout, questa situazione si è invertita: il prezzo dell'energia sul mercato (18 €/MWh) era significativamente inferiore al costo del meccanismo, che in diversi giorni ha superato i 30 €/MWh. Ciò si spiega con il fatto che, sebbene il meccanismo contragga solo una quantità relativamente piccola di energia (circa il 10 % dell'energia totale fornita), il prezzo pagato alle centrali a ciclo combinato, che sono i principali fornitori di questo servizio, supera i 175 €/MWh.

Costo giornaliero (in €/MWh) del meccanismo di controllo della tensione, prezzo medio del mercato a termine giornaliero e prezzo delle CCGT impegnate a fornire supporto. Fonte: MIT Center for Energy and Environmental Policy Research - Massachusetts Institute of Technology

La conseguenza immediata è che il costo accumulato del meccanismo di gestione dei vincoli dovuto alla saturazione della rete, solo nella prima metà del2025, hasuperato gli 1,2 miliardi di euro sostenuti nell'intero anno 2024. Tali importi sono equivalenti al costo totale dell'attività di trasmissione e vengono trasferiti direttamente nelle bollette dei consumatori come parte della componente degli oneri di sistema.

Economie di “rete”

Il blackout del 28 aprile2025 haagito da catalizzatore per un'accelerazione degli investimenti nelle infrastrutture di rete dimostrando che l'elettricità “a basso costo” comporta costi nascosti se la rete non viene potenziata.

Tra il 2019 e il 2025 la Spagna ha aggiunto oltre 40 GW di capacità solare ed eolica, un tasso di espansione che ha superato la crescita della domanda interna e lo sviluppo dello stoccaggio di energia e delle interconnessioni internazionali.

In termini di capacità installata ad oggi, secondo i dati di REE, la Spagna con una media di 3,4 GW all'anno, escludendo l'autoconsumo, potrebbe facilmente raggiungere l'obiettivo del PNIEC di 57 GW nel 2030.

Di contro nel quinquennio 2019-2024, la Spagna ha registrato la spesa più bassa in Europa per le reti, investendo solo 30 centesimi nella rete per ogni euro investito nelle energie rinnovabili, rispetto a una media europea di 70 centesimi.

Se da un lato l’aggressiva adozione dell’energia solare ha evitato l'importazione di 26 miliardi di metri cubi di gas tra il 2020 e il 2024, con un risparmio di circa 13,5 miliardi di euro in costi di importazione di combustibili fossili, aver investito solo un quinto di questa cifra nella rete di trasmissione, nello stesso periodo, ha portato delle inevitabili conseguenze.

La cannibalizzazione

Nel 2024, il mercato all'ingrosso spagnolo (OMIE) ha registrato 784 ore con prezzi pari o inferiori a zero, una cifra senza precedenti che è ulteriormente cresciuta nel 2025, superando le 800 ore (circa il 9,2% delle ore totali annue).

Questo aspetto ha modificato radicalmente il mercato elettrico spagnolo causando quella che è stata definita la “trappola della cannibalizzazione”. Il termine "cannibalizzazione" descrive una situazione in cui l'aumento della capacità di una determinata tecnologia riduce il valore di mercato dell'energia da essa prodotta. In questo scenario, l’energia solare non si limita a partecipare al mercato, ma ne riscrive le regole orarie, spingendo verso il basso la domanda residua che deve essere coperta dalle tecnologie termiche.

Di fronte a un mercato in cui gli asset di produzione stanno subendo una cannibalizzazione e a una rete fisicamente incapace di assorbire gli attuali livelli di produzione, le principali utility hanno iniziato a “frenare” i propri investimenti nelle energie rinnovabili. La decisione di abbandonare i progetti e pagare le relative penali non è solo una reazione alle perdite attuali, ma una ricalibrazione strategica del capitale verso asset più stabili e regolamentati. Un “nuovo business” di cui parleremo nel prossimo articolo.

NOTE

[1] Il meccanismo di gestione dei vincoli tecnici (conosciuto in spagnolo come resolución de restricciones técnicas) è un processo regolato dal Procedimento Operativo 3.2 attraverso il quale l'operatore del sistema spagnolo (Red Eléctrica de España - REE) modifica i risultati del mercato giornaliero dell'energia per garantire la sicurezza e la stabilità della rete