Il paradosso del successo: produzione rinnovabile record, ma gli impianti perdono soldi
La Spagna si trova nell’epicentro di una trasformazione energetica storica. I dati ufficiali della Red Eléctrica de España (REE) confermano che chiuderemo il 2024 con una cifra senza precedenti: 148.999 GWh di generazione rinnovabile, che rappresenta un aumento del 10,3% rispetto all’anno precedente e copre il 56,8% della domanda nazionale. Sulla carta, queste cifre sono il sogno di qualsiasi piano di decarbonizzazione. Tuttavia, negli uffici dei direttori finanziari e degli sviluppatori di parchi solari, la realtà è molto più cupa.
Stiamo vivendo un vero e proprio paradosso operativo e finanziario. Mentre celebriamo le pietre miliari della generazione, un’enorme quantità di energia pulita viene letteralmente buttata via. Gli impianti solari producono a pieno regime, ma non riescono a immettere l’energia nella rete o a farsela pagare. Questo fenomeno, noto come curtailment, non è più un aneddoto ma una minaccia strutturale che sta intaccando la redditività degli impianti fotovoltaici.
Come abbiamo già detto nella nostra analisi sul perché lo stoccaggio è fondamentale in Spagnail sistema elettrico nazionale sta soffrendo di “dolori di crescita”. Oggi, nel marzo 2026, la situazione si è aggravata fino a raggiungere un livello critico. Se sei il proprietario, l’investitore o il gestore di un parco solare e non stai monitorando il costo reale dei tuoi scarichi, è molto probabile che tu stia perdendo centinaia di migliaia di euro all’anno in “energia invisibile”.
Che cos’è la decurtazione e perché si verifica? L’anatomia della fuoriuscita
In parole povere, il curtailment è la riduzione forzata e intenzionale della produzione di un impianto di energia rinnovabile per ordine dell’operatore di sistema (rete). Si verifica quando il tuo impianto ha le condizioni perfette per generare elettricità (sole splendente), ma la rete ti costringe a disconnetterti o a ridurre la tua produzione. È l’equivalente industriale di una fabbrica a pieno regime costretta a gettare la produzione nel fiume perché i camion delle consegne non possono circolare.
Per comprendere la gravità del problema, dobbiamo analizzarne le cause tecniche, che vanno ben oltre la semplice “mancanza di domanda”:
- Saturazione della rete di trasmissione e distribuzione: L’infrastruttura fisica (cavi, sottostazioni) ha limiti termici e di capacità. Abbiamo installato gigawatt di pannelli solari molto più velocemente di quanto abbiamo costruito nuove linee ad alta tensione. A mezzogiorno, l’imbuto è inevitabile.
- Congestione dei nodi locali: il problema non è sempre nazionale, ma iper-locale. Ci sono nodi specifici della rete spagnola in cui la concentrazione di parchi solari è così alta che, quando tutti iniettano contemporaneamente, il nodo collassa e l’operatore deve ordinare arresti tecnici per motivi di sicurezza.
- Squilibrio tra domanda e offerta (La Curva dell’Anatra): la generazione solare ha un picco tra le 12:00 e le 16:00, che paradossalmente coincide con momenti di domanda piatta o bassa (soprattutto nei fine settimana o in primavera).
- L’effetto post blackout iberico del 2025: questa è la causa principale più recente. In seguito agli incidenti di stabilità della rete del 2025, il gestore del sistema ha adottato un atteggiamento molto più conservativo. Per mantenere l’inerzia e i servizi di regolazione della rete (frequenza e tensione), è stato aumentato l’uso di impianti a gas (a ciclo combinato). Questi impianti sincroni occupano uno spazio di rete che sposta le energie rinnovabili, accelerando bruscamente la decurtazione a partire da aprile 2025.
Il vero impatto economico: il salasso finanziario degli impianti solari
La decurtazione non è solo un problema di ingegneria elettrica, ma anche un problema di finanza di progetto. L’energia scaricata è energia non pagata. Nessuno ti risarcirà per i megawatt che Red Eléctrica ti ha impedito di immettere.
L’evoluzione dei dati è allarmante. Nel 2021, le decurtazioni in Spagna rappresentavano appena lo 0,4% della produzione. Nel periodo 2023-2024 è salita all’1,8%. Tuttavia, la scorsa estate ha segnato un punto di svolta: abbiamo registrato picchi del 7,2% tra maggio e luglio 2025, raggiungendo uno storico 11% nel luglio 2025.
| Solo pochi giorni fa, nel marzo 2026, la prestigiosa società di consulenza Aurora Energy Research ha pubblicato le sue previsioni aggiornate: si prevede che il curtailment non compensato rimanga strutturalmente alto, raggiungendo 3,05 TWh nel 2026 e salendo a 3,38 TWh nel 2027. |
Come si traduce tutto questo nel bilancio della tua azienda? Mettiamo sul tavolo alcuni numeri concreti:
- Per un impianto solare di medie dimensioni situato in un’area con un elevato curtailment (superiore al 5% all’anno), le perdite dirette si aggirano tra i 000 e i 150.000 euro all’anno. Questo è sufficiente a rovinare il tasso di rendimento interno (IRR) modellato nella fase di sviluppo.
- Se si estende il problema a un progetto Utility Scale, l’impatto è devastante. Un’azienda agricola rinnovabile con una capacità di generazione di 500 GWh all’anno che subisce una decurtazione del 7% (35 GWh scaricati), ipotizzando un prezzo di mercato prudente di 50 €/MWh, subisce una perdita di ricavi pari a 1,75 milioni di euro all’anno.
Come abbiamo discusso nel nostro articolo sul Il BESS come attività finanziariaignorare questa variabile nei modelli finanziari odierni è una vera e propria negligenza. Il rischio di volume non può più essere modellato con dati storici aggregati; è un rischio locale e strutturale.
La mappa della fuoriuscita: le aree più colpite in Spagna
La decurtazione non è distribuita uniformemente in tutta la Spagna. Colpisce in modo sproporzionato quelle regioni che combinano un’eccezionale risorsa solare, una massiccia installazione di aziende agricole e una domanda di elettricità locale relativamente bassa.
Attualmente, la “valle maledetta” del fotovoltaico si concentra nelle seguenti aree:
- Estremadura: le province di Badajoz e Cáceres sono il punto di partenza per la riduzione delle emissioni in Spagna. Alcuni nodi specifici di queste province hanno registrato volumi di scarico critici.
- Castilla-La Mancha: Ciudad Real e Toledo subiscono gravi restrizioni. In alcuni nodi di queste province, i tagli possono superare il 35% dell’energia generata. In altre parole, un megawatt prodotto su tre viene buttato via.
- Andalusia: province come Granada, Huelva, Cadice e Almeria, leader nella diffusione del solare, vedono che le loro linee di evacuazione verso i grandi centri di consumo si saturano quotidianamente.
- Aragona: in particolare la provincia di Saragozza, dove la combinazione di una forte penetrazione del vento e del solare sta spingendo la rete di trasmissione ai suoi limiti fisici.
Il BESS come soluzione definitiva: da rifiuto ad attività finanziaria
Di fronte a questo scenario, l’industria non può stare ferma ad aspettare la costruzione di nuove linee ad alta tensione (un processo che richiede 8-10 anni). La soluzione tecnologica, immediata ed economica esiste già: i sistemi di accumulo di energia a batteria. Se hai ancora dei dubbi sul loro funzionamento di base, ti consigliamo di leggere la nostra guida su cos’è un BESS.
L’integrazione di un BESS in un impianto solare (nota come ibridazione solare) trasforma radicalmente il modello di business. Trasforma un problema tecnico (la discarica) in un’opportunità finanziaria ad alto margine. Ecco come funziona:
1. Cattura del surplus e arbitraggio energetico
Il concetto è brillante nella sua semplicità. Invece di scollegare gli inverter quando Red Eléctrica lo ordina, il parco devia l’energia verso i contenitori delle batterie. Il BESS assorbe l’energia che doveva essere scaricata (il cui costo di generazione è pari a zero) e la immagazzina. Qualche ora dopo, quando il sole tramonta, la rete ha bisogno di energia e i prezzi del mercato all’ingrosso si impennano (ora di punta), il BESS immette l’elettricità. Questa è l’essenza dell’arbitraggio energetico: acquistare (o generare) a prezzo zero e vendere a prezzo maggiorato.
2. Drastico miglioramento del Fattore di Capacità (CF)
Il Fattore di Capacità misura la produttività effettiva di un impianto. Un impianto “solo solare” ha un CF tipico del 20-25%, in quanto è un bene “morto” durante la notte. Se abbinato a un BESS, l’impianto diventa un bene gestibile in grado di erogare energia per molte più ore, aumentando significativamente la sua redditività complessiva e la sua attrattiva per la sottoscrizione di PPA (Contratti di Acquisto di Energia) stabili.
3. Porre fine al sottoutilizzo del punto di connessione
Il bene più costoso e difficile da ottenere per uno sviluppatore è il permesso di accesso e connessione alla rete. Un impianto fotovoltaico tradizionale utilizza il 100% della capacità di quel cavo solo per alcune ore a metà giornata. Per il resto della giornata, questa costosa infrastruttura rimane inattiva. Il BESS permette di appiattire la curva di iniezione, utilizzando l’infrastruttura di evacuazione esistente durante il pomeriggio e la sera, massimizzando il ritorno sul CAPEX iniziale.
4. Accatastamento dei ricavi
La magia finanziaria del BESS sta nella sua versatilità. Lo stesso sistema di batterie che ti salva dalla decurtazione a mezzogiorno può partecipare ad altri mercati. Grazie a un software avanzato (scopri di più sul ruolo degli EMS), la batteria può offrire servizi di regolazione della rete (regolazione della frequenza) o eseguire il Peak Shaving, aggiungendo più livelli di entrate (Revenue Stacking) che accelerano il ritorno dell’ investimento.
5. Alta efficienza del ciclo LFP
Una domanda comune tra gli inverter è se si perde molta energia nel processo di carica e scarica. La risposta è no. L’attuale tecnologia al litio-fosfato (LFP) offre un’efficienza di andata e ritorno superiore al 95%. La piccolissima perdita di energia nella conversione chimica è ampiamente compensata dal differenziale economico derivante dalla vendita di quell’energia a 100 €/MWh invece che a 0 €/MWh.
Il quadro normativo 2026: il vento nelle vele dello stoccaggio
Il legislatore è pienamente consapevole del fatto che senza l’accumulo la transizione energetica crolla. Pertanto, il quadro normativo spagnolo è stato allineato per dare impulso a questa tecnologia. Il PNIEC 2023-2030 fissa un obiettivo vincolante e ambizioso di 22,5 GW di accumulo entro il 2030.
Inoltre, recenti normative come il Decreto Reale 917/2025 e l’RDL 7/2025 hanno dato un impulso definitivo. Queste leggi non solo snelliscono le procedure per l’ibridazione degli impianti esistenti, ma riconoscono anche legalmente il ruolo fondamentale dello stoccaggio per la resilienza, la solidità e la stabilità del sistema elettrico nazionale. Gli investimenti nei BESS godono ora della maggiore sicurezza giuridica nella storia del settore.
Noi di Polestar Energy siamo consapevoli che ogni megawatt perso è un’opportunità persa. Progettiamo, dimensioniamo ed eseguiamo progetti di ingegneria BESS su misura per la realtà di ogni impianto, assicurando che il tuo investimento non sia più alla mercé dei vincoli della rete e non sia più dominato dalla volatilità del mercato.
Domande frequenti (FAQ) su decurtazione e BESS
- Posso installare un sistema BESS in un parco solare già costruito e funzionante?
Sì, assolutamente. Questo processo è noto come retrofit o ibridazione a posteriori. L’attuale regolamento (RD 917/2025) facilita questo processo consentendo la condivisione dello stesso punto di connessione e accesso alla rete che l’impianto solare già possiede, senza perdere i diritti acquisiti.
- Quanto tempo occorre per ammortizzare l’investimento di un BESS per evitare la decurtazione?
Sebbene dipenda dal profilo di scarico del tuo nodo specifico e dalla volatilità del mercato, i progetti ben strutturati che combinano il recupero delle eccedenze con strategie di arbitraggio e servizi di regolazione mostrano periodi di ritorno dell’investimento di 5-7 anni.
- La decurtazione riguarda solo il fotovoltaico?
No, questo fenomeno riguarda anche l’energia eolica e solare termica. Tuttavia, l’impatto sul fotovoltaico è molto più grave e visibile perché tutta la produzione nazionale si concentra esattamente nelle stesse ore del giorno (la curva solare), creando enormi colli di bottiglia a mezzogiorno.
- Che ruolo ha il software nell’attenuare la decurtazione?
È il cervello dell’operazione. Un BESS senza un buon EMS (Energy Management System) è solo un contenitore di batterie. L’EMS prevede quando Red Eléctrica ordinerà una scarica, analizza i prezzi di mercato in tempo reale e decide automaticamente se è più redditizio caricare la batteria, immettere in rete o partecipare ai servizi di bilanciamento.
- La decurtazione non si risolverà con la costruzione di più linee elettriche?
A lungo termine, l’espansione della rete aiuterà. Tuttavia, la pianificazione, l’elaborazione e la costruzione di nuove infrastrutture di trasmissione dell’elettricità in Spagna richiedono 8-10 anni. La diffusione delle fonti rinnovabili si sta muovendo a un ritmo molto più veloce. L’accumulo BESS è l’unica soluzione tecnica che può essere implementata in pochi mesi per risolvere un problema che ti costa già oggi.