Nel secondo trimestre del 2026 Spagna e Portogallo hanno registrato il maggior numero di ore con prezzi negativi dell'elettricità in Europa. La Spagna ha totalizzato 596 ore sotto lo zero, il Portogallo 462. Lo riporta l'European Power Market Outlook Q3 2026 di Montel, come riferisce pv magazine.
I numeri
- Spagna: 596 ore con prezzo negativo.
- Portogallo: 462 ore.
- Francia: 370 ore.
- Grecia: 317 ore.
- I mercati nordici hanno avuto molti meno periodi con prezzi negativi.
Per dare un'idea: un trimestre conta circa 2.180 ore. In Spagna il prezzo è rimasto sotto lo zero per più di un quarto del tempo, soprattutto nelle ore centrali della giornata.
Perché è successo
Nel secondo trimestre la produzione solare europea ha superato il record precedente di quasi il 20%. Un tempo stabile di alta pressione e un sole abbondante hanno causato eccedenze ricorrenti a mezzogiorno, che hanno spinto i prezzi intraday a minimi negativi record. A fine aprile, in alcuni mercati, i prezzi si sono avvicinati al limite tecnico di −500 €/MWh. Da allora quel limite è stato abbassato a −600 €/MWh.
Le differenze tra i paesi dipendono dalla velocità con cui è cresciuta la potenza solare installata e da come la domanda si distribuisce nell'arco della giornata. La penisola iberica unisce molto fotovoltaico a un'interconnessione limitata con il resto d'Europa, per cui le eccedenze di mezzogiorno hanno poche vie di sbocco.
Economica a mezzogiorno, cara la sera
Lo stesso trimestre ha mostrato anche l'altra faccia della medaglia. Durante l'ondata di calore di fine giugno, i prezzi giornalieri e settimanali in Spagna hanno superato più volte i 100 €/MWh, subito dopo un periodo di prezzi negativi a mezzogiorno. In Germania, la sera i prezzi hanno toccato punte oltre i 600 €/MWh. Lo spread tra un pomeriggio di sole e il picco serale continua ad allargarsi, ed è proprio su quello spread che gli asset flessibili guadagnano.
La flessibilità si sposta sull'intraday e sul bilanciamento
Montel rileva un cambiamento di comportamento: alcune centrali termiche flessibili, operatori di accumulo e consumatori industriali non fanno più offerte a prezzi negativi nell'asta day-ahead. Tengono invece la loro capacità per i mercati intraday o di bilanciamento. Questo può rendere più volatili i prezzi intraday e fa crescere la domanda di flessibilità in grado di reagire rapidamente. Come misure strutturali, il rapporto indica il rafforzamento della rete, zone di offerta più piccole e un curtailment e un redispatch più rapidi.
Cosa significa per i tuoi progetti
Un impianto fotovoltaico che continua a immettere con prezzi negativi paga per produrre. Una batteria che segue solo un programma fisso perde le ore che contano. Un EMS che pianifica in anticipo sui prezzi day-ahead, applica il curtailment del fotovoltaico quando il prezzo scende sotto lo zero, carica l'accumulo con l'eccedenza di mezzogiorno e scarica nel picco serale trasforma quella volatilità in ricavi. L'EMS di Voltmasters lo fa in modo indipendente dal marchio, quarto d'ora per quarto d'ora. In Spagna e Portogallo lavora con i prezzi del mercato locale, rispetta i requisiti dei distributori locali e funziona in spagnolo e portoghese.
Un'anteprima per il resto d'Europa
La penisola iberica non è un'eccezione, è semplicemente più avanti. Ogni mercato che continua ad aggiungere fotovoltaico più rapidamente della flessibilità vedrà più ore sotto lo zero e picchi serali più marcati. Per gli installatori significa progettare ogni nuovo impianto fotovoltaico tenendo conto fin dal primo giorno di curtailment e accumulo, invece di aggiungerli in un secondo momento.
Il prossimo passo
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Fonte: Spain and Portugal record Europe's highest number of hours with negative electricity prices in Q2 (pv magazine, 6 ottobre 2026, in inglese), basato sull'European Power Market Outlook Q3 2026 di Montel.