Spagna: il solare non basta a evitare l’aumento dei costi energetici

La Spagna ha il maggiore parco solare dell’Europa continentale, un’ottima risorsa eolica e un mercato all’ingrosso che nelle ore centrali della giornata scende regolarmente a zero o va in negativo. Ma il prezzo dell’energia aumenta anche in Spagna. La contraddizione è solo apparente, poiché il problema risiede nella rigidità della produzione fotovoltaica, contrapposta alla flessibilità della produzione termoelettrica. Il fotovoltaico produce solo quando c’è il sole e la enorme massa di produzione in quelle ore comprime il prezzo fino a zero, mentre nelle restanti ore la domanda viene soddisfatta dagli impianti a gas, che fissano il prezzo marginale per tutti. Ad agosto questo ha significato punte serali con prezzi oltre i 200 euro/MWh e una tariffa regolata che nelle ore di maggiore consumo ha superato i 300 euro/MWh, mentre il mercato ha chiuso il mese con una media superiore a 118 euro/MWh (il massimo da febbraio 2023). Il volume di rinnovabili installato non sposta il prezzo delle ore in cui le rinnovabili non ci sono, anzi lo fa aumentare per l’effetto del minor numero di ore di funzionamento. Determinante è il costo del gas, che quest’estate è tornato sopra i 60 euro/MWh, e quello della CO2, sopra gli 80 euro per tonnellata, che insieme portano il costo variabile di un ciclo combinato fra i 139 e i 153 euro/MWh. Da questa equazione non si scappa.

Vale la pena notare che nei primi sette mesi dell’anno l’Algeria ha coperto il 34,8% degli approvvigionamenti di gas spagnoli, mentre la Russia ha fornito il 18,3% delle forniture. A giugno, la somma delle forniture dai due paesi ha superato il 60% di quota, con il Gnl russo cresciuto del 43% nel primo trimestre.

Che le fonti rinnovabili, pur compatibili con un portafoglio diversificato, non siano sufficienti al sistema elettrico spagnolo per restare in equilibrio è dimostrato anche dal clamoroso dietro front sulla chiusura dell’impianto nucleare di Almaraz, inizialmente prevista tra il 2027 e il 2028. Per ordine del governo la centrale resterà in funzione almeno fino a giugno 2030, poi si vedrà. Almaraz, del resto, copre circa il 7% della domanda elettrica spagnola e sostituirla interamente con gas costerebbe fra 1,62 e 1,8 miliardi di euro all’anno di sola materia prima (ai prezzi attuali). L’esecutivo che aveva programmato la sua chiusura la rinvia adesso che il gas è caro, senza però toccare il calendario complessivo, che nel 2030 concentra in sei mesi l’uscita di oltre 4.000 MW nucleari fra Almaraz, Ascó I e Cofrentes. Il problema è rimandato di tre anni ma siamo abbastanza certi che si ripresenterà.

Nel frattempo, il disastroso blackout dell’aprile 2025 ha costretto a mettere in conto i mancati investimenti nello sviluppo delle reti elettriche. Solare ed eolico si collegano alla rete tramite elettronica di potenza e non comportano le masse rotanti che stabilizzano frequenza e tensione. Tale stabilizzazione, che prima era un sottoprodotto gratuito delle centrali termiche, ora va comprata a parte. Dunque il governo, obtorto collo, ha dovuto inserire d’urgenza nel piano di sviluppo della rete 65 interventi per 750 milioni nel luglio 2025, fra cui i primi compensatori sincroni, e altri 51 interventi per 615 milioni nell’agosto scorso, portando gli investimenti con orizzonte 2026 a 8,8 miliardi di euro. Denari che vengono ripagati in bolletta dai consumatori.

Poi vi è la sicurezza dell’esercizio. Il 20 agosto l’operatore della rete spagnola ha fermato per due ore 832 MW di domanda elettrica industriale perché il fotovoltaico rendeva quasi 3 GW in meno del previsto, pagando quella fermata 116 euro al MWh. Era la quarta volta in 35 giorni. Il sistema elettrico spagnolo, va notato, dal giorno dopo il blackout del 2025 opera ancora in modalità rinforzata, cioè con cicli combinati a gas accesi in riserva per stabilizzare la rete. Anche questo costo finisce in bolletta.

La conseguenza più seria dell’affollamento di produzione fotovoltaica in Spagna ricade sugli stessi impianti sprovvisti di sussidi o contratti a lungo termine. Prezzi nulli o negativi nelle ore di massima produzione generano ricavi irrisori che non bastano a pagare le rate del prestito con cui l’impianto è stato costruito. Si segnalano quindi, in Spagna, impianti solari costretti a rinegoziare i finanziamenti e cessioni a prezzi da rottamazione. Anche le banche restringono il credito ai progetti privi di contratti a lungo termine.

Ora però è il progetto di decreto sui data center che il governo ha posto in consultazione a preoccupare. Ai nuovi impianti sopra 1 MW verrebbe imposto di coprire l’80% del consumo con rinnovabili entrate in servizio nei 18 mesi precedenti, dimostrandolo ora per ora, in autoproduzione o con contratti a lungo termine. Chi non rispetta il vincolo pagherà maggiorazioni e può perdere il diritto di accesso alla rete. Il ragionamento del governo è che senza quel vincolo la nuova domanda, per sua natura piuttosto costante, finirebbe per essere coperta da impianti a gas. Il ragionamento è corretto ed anzi rappresenta una sorta di confessione del fatto che sono gli obblighi a spingere gli eccessi di capacità rinnovabile. È così che si crea un circolo vizioso, pagato dai cittadini in bolletta.