Mentre si attendono per domani, 3 ottobre, le conclusioni dell’Entso-E (rete europea degli operatori della trasmissione elettrica) sul blackout del 28 aprile nella penisola iberica, il think tank Ember evidenzia che la Spagna ha già spezzato il legame tra prezzi del gas e dell’elettricità grazie alla crescita di eolico e fotovoltaico.
Il Paese è diventato uno dei mercati elettrici più competitivi d’Europa, ma il blackout ha mostrato la vulnerabilità nascosta del sistema.
“L’insufficiente capacità di generazione sincrona, come le centrali a gas, nel sud della Spagna, è stata la principale causa del blackout iberico”, ha spiegato a Montel News Luis Rouco, professore alla Universidad Pontificia Comillas, nell’ambito di un recente studio.
Il disaccoppiamento tra prezzi del gas e prezzi elettrici
Tra il 2019 e il 2025, la Spagna ha ridotto di tre quarti le ore in cui il prezzo dell’energia era fissato dal gas, passando dal 75% delle ore nel 2019 al 19% nel primo semestre 2025. È una riduzione molto più marcata rispetto a Germania, Italia, Regno Unito e Olanda, come mostra l’illustrazione sotto, tratta dal rapporto di Ember pubblicato oggi, 2 ottobre.
Nello stesso periodo, il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità si è attestato a 62 €/MWh, ben sotto al costo medio di produzione a gas, pari a 111 €/MWh, e inferiore del 32% rispetto alla media europea.
Nonostante “la Spagna sia stata lenta a investire nella capacità di rete e negli aggiornamenti necessari per integrare una quota elevata di rinnovabili… [e] la rete peninsulare spagnola non abbia compensatori sincroni operativi”, la combinazione di vento e sole ha permesso al Paese di ridurre in modo netto l’influenza del gas sulla formazione dei prezzi, secondo Ember.
Il boom delle rinnovabili e la fine del carbone
Tra dicembre 2019 e giugno 2025, la Spagna ha aggiunto oltre 40 GW di eolico e fotovoltaico, raddoppiando la loro capacità installata.
Nel primo semestre 2025 queste due fonti hanno coperto il 46% della domanda elettrica, contro il 27% del 2019. Parallelamente, i combustibili fossili hanno soddisfatto solo il 20% della domanda, mentre in Germania, Italia e Olanda restano al 40-50%.
Ad agosto 2025, la Spagna ha registrato il primo mese senza generazione a carbone nella storia recente, mentre dieci anni fa questa fonte copriva ancora un quarto della produzione elettrica. Ember calcola che le nuove installazioni delle fonti rinnovabili abbiano evitato di importare 26 miliardi di metri cubi di gas, per un risparmio stimato in 13,5 miliardi di euro.
Il blackout e la fragilità dei servizi di rete
“Mentre la produzione di gas è in declino, la Spagna continua a dipendere dal gas per la stabilità della rete, una situazione che ha portato all’aumento dei costi, soprattutto da quando il Paese ha adottato un approccio più cauto dopo il blackout iberico dell’aprile 2025. Al contrario, gli investimenti in forme di flessibilità alternative e pulite sono stati lenti”, si legge nel rapporto.
Il blackout ha mostrato quanto sia cruciale la capacità sincrona. Montel riporta che “nelle regioni centrali e meridionali della penisola iberica, il giorno del blackout, l’inerzia era sotto al livello raccomandato da Entso-E e in particolare inferiore del 35% rispetto al livello raccomandato nelle aree meridionali” (vedere anche Blackout in Spagna: cause, effetti e prime analisi ufficiali).
Dopo l’evento, il sistema è passato a una gestione molto più prudente: “Ora in media sono in funzione cinque centrali a gas nell’area, rispetto a una sola prima dell’incidente”, aggiunge Montel.
Le conseguenze sono state immediate. Secondo Ember, “la decurtazione delle rinnovabili è triplicata dopo il blackout, raggiungendo il 7,2% nel periodo maggio-luglio 2025, quando il gestore di rete ha deciso di far funzionare l’infrastruttura in una modalità ‘sicura’, mantenendo in servizio un numero maggiore di centrali a gas per fornire il controllo della tensione”.
A maggio, subito dopo il blackout, i cicli combinati hanno prodotto 2,4 TWh solo per servizi di stabilità, con un prezzo medio di 24 €/MWh, a fronte di un prezzo di mercato dell’energia di 17 €/MWh.
Le misure già avviate
Dopo il blackout, il governo e il gestore di rete hanno adottato misure d’urgenza: via libera alla partecipazione delle rinnovabili nei servizi di tensione, inserimento di otto compensatori sincroni nel piano di rete, con un investimento aggiuntivo di 750 milioni di euro e risparmi attesi per 200 milioni l’anno, accelerazione sullo sviluppo di batterie, con 2,6 GW annunciati e 340 MW già autorizzati.
Senza dimenticare il rafforzamento delle interconnessioni, in particolare quella della Baia di Biscaglia, cofinanziata dalla Banca europea per gli investimenti.
Questi interventi hanno l’obiettivo di ridurre l’uso dei cicli combinati a gas per servizi non energetici, limitando la decurtazione delle rinnovabili e consolidando il disaccoppiamento tra gas e prezzi.
Le raccomandazioni degli esperti
Uno studio congiunto (Instituto de Investigación Tecnológica presso la Universidad Pontificia Comillas, Florence School of Regulation presso lo European University Institute e MIT CEEPR), sottolinea tre priorità:
- la sfida principale è sviluppare una strategia che bilanci i costi operativi di breve termine con investimenti di lungo periodo, come reattanze, compensatori sincroni o batterie dedicate, gestiti direttamente o indirettamente dagli operatori di sistema;
- il blackout aggiunge [urgenza] alla lunga lista di ragioni per implementare segnali di localizzazione, come prezzi nodali o tariffe di rete, che riducano il bisogno di servizi di stabilità in aree critiche;
- un’alternativa, se politicamente non fosse fattibile il trasferimento della funzione a un operatore indipendente, sarebbe la creazione di un ufficio di pianificazione energetica con strumenti di modellazione avanzati, coordinato con rete e generazione e libero da interessi finanziari.
Queste raccomandazioni puntano a ridurre i costi operativi ricorrenti, rafforzare la resilienza locale e migliorare la governance della pianificazione, secondo i ricercatori.
Altri possibili rimedi
Al di fuori dello studio citato, il dibattito europeo ha già messo in evidenza il ruolo potenziale degli inverter grid-forming (ne abbiamo parlato in Batterie grid-forming, la nuova base per una rete stabile e Una rete elettrica che si regge sugli inverter grid-forming).
Si tratta di dispositivi elettronici avanzati che permettono a impianti rinnovabili e sistemi di accumulo di comportarsi come generatori sincroni virtuali, fornendo inerzia e stabilità in tempo reale.
Questi rappresentano uno dei rimedi più attenzionati per ridurre la dipendenza dai cicli combinati e rafforzare la sicurezza delle reti con alta penetrazione di rinnovabili.
Le lezioni per l’Europa
La Spagna dimostra che il disaccoppiamento strutturale tra prezzi del gas e prezzi elettrici è possibile e produce benefici rapidi per famiglie e imprese.
Il blackout ha però messo a nudo il punto debole dell’infrastruttura elettrica iberica: la stabilità di rete.
Se i nuovi compensatori, le batterie, gli strumenti di pianificazione indipendente e le tecnologie emergenti come gli inverter grid-forming verranno implementati a ritmo adeguato, il Paese potrà consolidare prezzi bassi e sicurezza. Per l’Europa, sono rilevanti entrambe le lezioni provenienti dalla Spagna: emanciparsi dal gas si può e si deve, ma significa anche costruire una capacità sincrona pulita e distribuita.
Il seguente documento è riservato agli abbonati a QualEnergia.it PRO:
Prova gratis il servizio per 10 giorni o abbonati subito a QualEnergia.it PRO
