In Copertina: L’opera di Banksy “Sweep It Under The Carpet”, 2006, Chalk Farm Road, Londra

Negli anni tra il 2000-2013 la politica energetica spagnola ha mantenuto i prezzi al consumo artificialmente bassi rispetto ai costi reali di generazione, trasmissione e distribuzione, generando una bolla di debito che ha superato i 24 miliardi di euro. La Legge 24/2013 è stata concepita come lo strumento per interrompere questa spirale, introducendo il principio della stabilità finanziaria e stabilendo che qualsiasi scostamento annuale tra entrate e uscite debba essere corretto automaticamente tramite l'adeguamento degli oneri. La legge stabilisce che il pagamento dello scostamento annuale ricada sui consumatori e pertanto i costi del sistema, siano essi regolati (come la remunerazione delle reti) o legati a servizi di bilanciamento, vengono trasferiti direttamente nelle bollette dei consumatori finali, in proporzione al loro consumo.

Red Eléctrica de España (REE) non subisce impatti economici dai costi del sistema poiché ha il diritto di ribaltarli integralmente sull'utenza: in definitiva il quadro normativo spagnolo garantisce che il sistema elettrico non accumuli nuovo debito pubblico, ma lo fa rendendo il consumatore finale garante finanziario del sistema, che deve coprire, attraverso la propria bolletta, ogni sbilanciamento tra i ricavi e i costi del settore.

Il Final Report sul Blackout del 28 Aprile 2025 pubblicato da ENTSO-E nella sua analisi tecnica fornisce la giustificazione sistematica per i massicci costi di adeguamento della rete elettrica spagnola basati sull'insieme di azioni che il TSO (REE) metterà in atto per risolvere i problemi di sicurezza al minor costo possibile. Il costo di questo processo verrà trasferito quotidianamente ai consumatori (direttamente ai consumatori per coloro che acquistano direttamente sul mercato all'ingrosso e tramite i fornitori per gli altri), in proporzione al loro consumo, come parte del costo dell'energia.

Il "Deficit Tariffario 2.0"

Tuttavia, le dinamiche osservate tra il 2024 e il 2025 rivelano asimmetrie profonde tra i ricavi regolati e i costi del sistema facendo emergere nuovi squilibri finanziari, spesso denominati collettivamente come "Deficit Tariffario 2.0". Al 31 dicembre 2025, il disavanzo provvisorio ha raggiunto la cifra di 1.804,57 milioni di euro, un dato che, pur riflettendo la natura temporanea delle liquidazioni della Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia[1] (CNMC), evidenzia criticità radicate nei meccanismi di trasferimento fiscale e nell'evoluzione del mix produttivo. A causa della necessità di coprire i costi crescenti del sistema, nel 2025 gli oneri netti a carico dei consumatori sono aumentati del 39-40%, passando da circa 2,5 miliardi a 3,5 miliardi di euro. Naturalmente anche i costi derivanti da interventi tecnici per evitare nuovi blackout vengono pagati dai cittadini: nel 2025, dopo il blackout di aprile, questi costi sono raddoppiati, rendendo la componente fissa della bolletta molto più pesante rispetto al passato.

Ne emerge una situazione paradossale per il cittadino: mentre il prezzo dell'energia all'ingrosso (il costo della materia prima) può scendere o essere nullo grazie alle rinnovabili, la bolletta finale può comunque aumentare perché aumentano gli oneri fissi necessari a mantenere stabile la rete e a ripagare il debito del sistema.

Il regime retributivo della Spagna specifico per le energie rinnovabili, noto come RECORE, garantisce ai produttori una redditività ragionevole basata su un modello di costi standard. Quando il prezzo di mercato dell'energia diminuisce, il sistema elettrico deve versare un'integrazione maggiore ai produttori RECORE per coprire il divario tra i ricavi del mercato e la retribuzione garantita. Questa riduzione del prezzo, sebbene vantaggiosa per i consumatori diretti, aumenta esponenzialmente gli oneri di sistema per coprire la retribuzione RECORE. Nel 2024, i costi legati al RECORE sono ammontati a circa 6.102 milioni di euro. Il paradosso risiede nel fatto che più energia rinnovabile viene prodotta, più il prezzo di mercato scende e più il deficit di tariffa tende ad aumentare a causa delle maggiori integrazioni dovute ai produttori incentivati.

Un nuovo deficit.

Il disavanzo registrato nel 2025 non è il risultato di un'unica variabile, ma della convergenza di molteplici fattori che hanno eroso la base dei ricavi mentre i costi fissi rimanevano elevati. Nella dodicesima liquidazione del 2025[2], la CNMC ha certificato uno squilibrio di oltre 1,8 miliardi di euro, derivante da un'insufficienza strutturale delle entrate nette. Le entrate totali, derivanti principalmente dai pedaggi[3] di accesso alla rete pagati dai consumatori, non sono riuscite a tenere il passo con i costi riconosciuti per le attività regolate consentendo di onorare solo l'85% circa dei pagamenti dovuti ai diversi agenti del settore in via provvisoria.

L'attuale configurazione degli oneri di sistema non sembra essere stata progettata per gestire scenari di prezzi energetici così bassi per periodi prolungati. Il "merit order effect" delle rinnovabili ha evitato importazioni di gas per miliardi di euro, ma ha spostato il carico finanziario dalla bolletta energetica (prezzo della materia prima) agli oneri regolati (costo del sistema), prefigurando un nuovo deficit.

Un'ulteriore causa del Deficit 2.0, spesso trascurata nelle analisi puramente finanziarie, riguarda i limiti fisici della rete elettrica. La velocità con cui nuove installazioni rinnovabili sono state connesse alla rete ha superato la capacità di Red Eléctrica di potenziare le infrastrutture di trasporto e distribuzione.

Queste operazioni di bilanciamento hanno costi elevatissimi che vengono caricati sul sistema regolato. Nel 2025, le restrizioni di rete si sono duplicate rispetto all'anno precedente, portando allo spreco del 18% del potenziale rinnovabile nazionale. L'inefficienza infrastrutturale si trasforma così in un onere finanziario diretto, poiché il sistema paga per energia che non può utilizzare o per interventi di emergenza per evitare blackout, alimentando il divario tra i ricavi dai pedaggi e i costi operativi reali.

Andamento dei costi di sistema (€/MWh): i componenti del prezzo finale dell'energia, restrizioni, riserva di potenza e costo delle deviazioni, hanno raggiunto i 17 €/MWh, con un aumento di oltre il 33 % rispetto all'anno precedente. Fonte: Gruppo ASE.

L’adeguatezza della rete.

Dal blackout del 28 aprile, questi costi sono aumentati in modo molto significativo a causa della politica operativa di REE, volta a rafforzare la stabilità del sistema attraverso una maggiore presenza di generazione sincrona, principalmente cicli combinati a gas. Tutto indica che questa politica sarà mantenuta per un periodo di tempo indefinitamente lungo, per cui è prevedibile che i costi continueranno a rimanere su livelli elevati.

Considerazioni che si possono ritrovare anche nell’ultimo rapporto Terna sull’adeguatezza della rete elettrica italiana che sottolinea come, se tutta la capacità termoelettrica stimata in perdita (26,3 GW) venisse effettivamente dismessa, il sistema elettrico risulterebbe fortemente inadeguato (oltre 150 ore annue di LOLE, l’unità di misura della probabilità di perdita del carico), anche considerando l’entrata in esercizio di tutti i sistemi di accumulo contrattualizzati con l’asta MACSE 2028. Per l’anno di riferimento 2035, la perdita di tutta la capacità termoelettrica economicamente insostenibile (27,5 GW) metterebbe il sistema in una situazione di significativa inadeguatezza, con oltre 200 ore all’anno di LOLE.

In Spagna, Red Eléctrica ha identificato un fabbisogno di investimenti di 10 miliardi di euro entro il2030, afronte di uno stanziamento attuale di soli 6,5 miliardi, considerando cioè un deficit di investimento di 3,5 miliardi di euro. Senza questi investimenti, le restrizioni tecniche continueranno ad aumentare, così come i relativi costi di sistema. Il dilemma per il regolatore è se aumentare i pedaggi per finanziare queste opere (pesando ulteriormente sui consumatori) o accettare la formazione di nuovi deficit temporali in attesa di riforme strutturali.

L’autoconsumo: l’erosione della base dei ricavi

Un fattore emergente che contribuisce al Deficit 2.0 è il cambiamento nelle abitudini di consumo. La crescita dell'autoconsumo solare e delle comunità energetiche sta riducendo il volume di energia prelevata dalla rete. Poiché i pedaggi e gli oneri sono calcolati in gran parte sulla base dei chilowattora (kWh) consumati (componente variabile), la diffusione dell'autoconsumo provoca una riduzione automatica delle entrate per il sistema. Se il numero di consumatori che contribuiscono al mantenimento della rete diminuisce o se il loro consumo netto cala drasticamente, i costi fissi del sistema (ammortamento del debito, incentivi RECORE, costi di rete) devono essere ripartiti su una base inferiore, aumentando il peso per i consumatori rimanenti o generando un deficit se i pedaggi non vengono adeguati in tempo reale.

Ironicamente l'empowerment energetico dei singoli cittadini, un passo fondamentale per la “democratizzazione dell'energia”, suo malgrado, complica il lavoro di chi deve garantire la sicurezza dell'intero sistema e scarica i suoi costi sulle persone economicamente più fragili: affittuari e persone a basso reddito.

Soluzioni o auspici?

La soluzione alla “trappola della cannibalizzazione” per il Governo Sanchez è un rapido aumento della domanda di elettricità: la priorità è di collegare alla rete i data center e i grandi hub industriali. Il nuovo orizzonte di pianificazione del governo, al 2030, prevede 13,6 miliardi di euro di “investimenti” che si tradurranno in nuovi costi in bolletta per la trasmissione dell’energia low cost. Ciò è considerato essenziale per “assorbire” l'eccedenza di energia rinnovabile che attualmente provoca i “vertidos”, meglio noti come curtailment.

Il grafico sopra riportato mostra solo le riduzioni di produzione di natura tecnica, ordinate dal gestore, ma non quelle di natura economica, ossia i casi in cui il proprietario del parco non produce perché i prezzi sono pari a zero o negativi.

A metà del 2025, le riduzioni delle energie rinnovabili sono triplicate dall'1,8% al 7,2%, poiché il sistema si è dimostrato incapace di gestire i picchi di mezzogiorno. La scommessa quindi è “se”, e quando, la domanda potrà essere spostata alle ore centrali della giornata: in questo modo il prezzo di acquisto dell'energia solare, secondo le analisi del Governo spagnolo, si stabilizzerebbe, ripristinando la bancabilità dei nuovi progetti.

L’interconnessione delle 13:00

La Spagna rimane un'“isola energetica”, con una capacità limitata di esportare il proprio surplus di energia rinnovabile nel resto d'Europa. L'interconnessione con la Francia attraverso il Golfo di Biscaglia viene vista come una priorità fondamentale e nel 2025, il progetto ha ricevuto 1,2 miliardi di euro in prestiti e 578 milioni di euro in sovvenzioni. L’auspicio è che una volta operativa l’interconnessione possa ridurre in modo significativo il numero di ore di prezzo negativo, consentendo all'energia solare spagnola di sostituire la generazione termica a costi più elevati nel più ampio mercato dell'Ue.

Tuttavia, si sta osservando una normalizzazione dei prezzi negativi anche nei paesi del nord, dove questo fenomeno è più concentrato perché sono inferiori le ore di irraggiamento solare: l'11 maggio 2025, alle ore 13:00, la Germania ha registrato un prezzo di -250 €/MWh.

Anche sull’esito di questa scommessa è quindi lecito nutrire dei dubbi: se sempre più Paesi, compreso il nostro, stanno espandendo il loro potenziale solare il risultato sarà che nelle medesime ore tutti avranno la necessità di esportare l’energia in eccesso trasferendo, a livello europeo, il problema della cannibalizzazione.

Uno sguardo all’Italia.

Entro il 2050 l’Ue avrà bisogno di investimenti sulle infrastrutture elettriche per un importo tra i 2.000 ed i 2.300 mld di euro di cui il 67%, circa 1.550 miliardi, sarà destinato alle reti di distribuzione. Il 15% di questo importo sarà la quota a carico del nostro Paese che si tradurrà in costi per circa 10 miliardi di euro all’anno fino al 2050. Se li paragoniamo agli investimenti nella rete di distribuzione nazionale nel 2024, che sono stati di 4 miliardi  (il doppio del 2019), e che il medesimo importo, 4 miliardi, è pianificato per il quinquennio 25-29 ci si rende facilmente conto dello sforzo finanziario richiesto, che potrebbe tradursi in costi dei servizi di rete ( trasmissione più distribuzione) per il consumatore fino al doppio di quelli attuali.

Tutto questo impegno deriva (anche) dalla stima della domanda di energia al 2050 pari a 460 TWh rispetto ai 312 TWh del 2024, ipotizzando una forte penetrazione dell’energia elettrica negli usi finali che tuttavia non è suffragata dai numeri: nel 2000 era del 19,6% e negli ultimi 10 anni è rimasta intorno al 22% ed il 2025 conferma il trend degli ultimi 10 anni.

Ora, se nei primi 25 anni la domanda elettrica è aumentata del 3%, ci si attende che nei successivi 25 aumenti del 50%?  un’ipotesi quantomeno ardita…

Sarebbe necessario, piuttosto, orientare gli investimenti verso una previsione realistica per evitare un aumento dei costi per il consumatore che porti al rifiuto dell’elettrificazione. 

NOTE

[1] La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) svolge un ruolo che va ben oltre il semplice controllo regolatorio, configurandosi come il vero e proprio cuore finanziario e contabile del sistema energetico spagnolo. Pur condividendo alcune funzioni con l'italiana ARERA, la CNMC ha poteri più ampi, integrando anche le funzioni di autorità Antitrust.

[2] La CNMC è l'organismo incaricato di effettuare le liquidazioni dei settori elettrico e del gas. Questo significa che funge da "camera di compensazione" ossia riceve le entrate provenienti dai pedaggi e dagli oneri pagati dai consumatori. Distribuisce tali fondi per coprire i costi regolati, come la remunerazione delle reti di trasporto e distribuzione e i sussidi alle rinnovabili (RECORE). Certifica mensilmente lo stato di salute finanziaria del sistema, segnalando eventuali deficit o surplus di cassa.

[3] Nel sistema elettrico spagnolo, per "pedaggi" si intendono i costi regolati della bolletta destinati esclusivamente al mantenimento e allo sviluppo delle reti elettriche, nonché alla remunerazione delle società che gestiscono il trasporto (come Redeia/Red Eléctrica) e la distribuzione dell'energia. A differenza degli "oneri", che servono a coprire i sussidi alle rinnovabili o il debito storico, i pedaggi pagano l'uso fisico dell'infrastruttura necessario per far arrivare l'elettricità dai produttori ai consumatori. L'importo dei pedaggi non è stabilito dal mercato libero ma è regolato dalla CNMC.