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Uno degli effetti indesiderati e controintuitivi del successo della transizione energetica spagnola risiede nella “trappola della cannibalizzazione”. La Spagna ha raggiunto livelli record di generazione da fonti rinnovabili, che nel 2024 hanno fornito circa il 59% dell'elettricità nazionale. Tuttavia, l'integrazione massiccia di energia eolica e solare, che hanno costi marginali prossimi allo zero, ha provocato un crollo dei prezzi nel mercato all'ingrosso.

L'evidenza empirica mostra che la crescente penetrazione di tecnologie con costi marginali nulli esercita una pressione negativa non lineare sui prezzi all'ingrosso. Tra il 2021 e il2024, l'aumento di 20 punti percentuali della quota di rinnovabili nel mix spagnolo ha ridotto i prezzi medi del mercato giornaliero di circa il 20%.

Studi econometrici basati su modelli SVAR (Structural Vector Autoregressive) stimano una riduzione del prezzo di 0,0029 €/MWh per ogni MWh aggiuntivo immesso in rete. Questo effetto è particolarmente pronunciato nelle ore di massima insolazione, tra le 10:00 e le 16:00, dove nel 2025 si è registrato un crollo del prezzo medio superiore al 58% rispetto all'anno precedente, scendendo a una media di 33,03 €/MWh in agosto. In questo contesto, l’energia solare fa il prezzo nel senso più letterale: quando è la tecnologia marginale, stabilisce il valore di mercato a zero.

Il motivo tecnico per cui i prezzi scendono sotto lo zero va anche ricercato nel comportamento di offerta dei generatori non flessibili che, per evitare i costi elevati di riduzione o spegnimento o perché soggetti a vecchi regimi di sovvenzioni, presentano offerte negative per assicurarsi un posto nell'ordine di merito. Negli ultimi anni anche i generatori idroelettrici hanno contribuito a questa pressione al ribasso: le forti piogge hanno portato i bacini idrici a superare il 90% della loro capacità, costringendo gli operatori a dare priorità alla distribuzione per evitare fuoriuscite, indipendentemente dai segnali di prezzo.

Prezzo giornaliero del mercato elettrico in €/MWh. Il prezzo dell'elettricità in Spagna ha chiuso il 2025 con un valore medio di 65,52 €/MWh, con un aumento del 4,2% rispetto al 2024 (62,90 €/MWh). Questa apparente contraddizione è in gran parte spiegata dalle condizioni meteorologiche eccezionali registrate nella primavera del 2024, che hanno fatto scendere i prezzi e distorto il confronto anno su anno della media annua. Infatti, il prezzo dell'elettricità nel secondo semestre del 2025 è diminuito del 18,5% rispetto allo stesso periodo del 2024. Fonte Grupo ASE.

Il risultato è stato che il “prezzo di acquisto” per il solare fotovoltaico si è notevolmente discostato dal prezzo medio di mercato. Mentre la media annuale del sistema per il 2025 si è attestata a circa 65,29 €/MWh, il prezzo medio di acquisto per il solare è stato significativamente inferiore, stimato a 37 €/MWh. Questa discrepanza è misurata dal fattore di cannibalizzazione [1] (CF) che si calcola come media ponderata del prezzo dell'elettricità basata sulla produzione della tecnologia solare.

Poiché gli impianti fotovoltaici operano simultaneamente, essi competono tra loro riducendo il prezzo proprio nel momento in cui la loro produzione è massima. Questo si riflette nel "prezzo di cattura", che rappresenta il prezzo medio pesato per la produzione effettiva, confrontato con il prezzo medio aritmetico del mercato.

Nel2025 inSpagna, mentre il prezzo medio di mercato era di circa 65 €/MWh, il prezzo di cattura del solare è sceso a circa 34 €/MWh, segnalando che gli impianti solari producono sempre più energia quando il suo valore è al minimo. Questo divario indica che, pur essendo la tecnologia più installata, quella fotovoltaica sta diventando la meno remunerativa per gli impianti esposti interamente al mercato.

Andamento del prezzo medio orario (€/MWh) in maggio 2025.

Ciò ha implicazioni catastrofiche per i progetti “commerciali”, ovvero quelli senza accordi di acquisto di energia (PPA) o livelli minimi garantiti dal governo. Le analisi suggeriscono che quasi tutti i 38 GW del parco solare spagnolo potrebbero richiedere un rifinanziamento, poiché le proiezioni finanziarie originali, che spesso ipotizzavano prezzi di acquisto superiori a 40-50 €/MWh, non si sono concretizzate.

Questa situazione ha portato a fenomeni di "curtailment economico", dove circa il 21% dell'energia solare offerta a maggio 2025 non è stata accettata dal mercato nonostante offerte inferiori ai 5 €/MWh, semplicemente per mancanza di domanda fisica sufficiente ad assorbirla.

Le previsioniper il 2026 (al netto del conflitto in Iran) indicano una stabilizzazione dei prezzi del gas intorno ai 25-27 €/MWh, il che manterrà i prezzi dell'elettricità in una fascia moderata, ma la volatilità oraria aumenterà drasticamente. I contratti futures per il secondo trimestre del 2026 vengono scambiati già a valori vicini ai 28-29 €/MWh per aprile e maggio, riflettendo l'aspettativa di una continua saturazione solare primaverile.

Inoltre, nel 2025 anche i contratti di acquisto di energia (PPA) “pay-as-produced” sono diventati un onere per i produttori. Poiché questi contratti spesso escludono il regolamento durante le ore di prezzo negativo, gli impianti solari in Spagna, che nel 2024-2025 hanno prodotto il 20% della loro produzione a prezzi pari a zero o negativi, hanno registrato un calo del 14% dei ricavi totali per MWh rispetto alle aspettative contrattuali. Ciò ha portato a un crollo della valutazione dei progetti solari in fase iniziale, che alla fine del 2025 hanno registrato correzioni fino al 60%.

Secondo il rapporto Spanish Energy Deal Pulse mentre tra il 2021 e il 2023 questi asset erano valutati tra 150.000 e 250.000 euro per megawatt (MW), il loro valore è ora sceso a 50.000-90.000 euro/MW.

In fuga dai cannibali.

Qualsiasi manuale di economia direbbe che perdere più di un milione di clienti in un anno è una catastrofe finanziaria: nel 2025, Iberdrola ed Endesa hanno perso complessivamente 1,279 milioni di clienti nei mercati del gas e dell'energia elettrica, eppure i loro bilanci dicono il contrario. Nonostante la fuga di clienti, Iberdrola ha registrato utili per 6.285 milioni di euro, il 12% in più rispetto all'anno precedente, mentre Endesa ha realizzato utili per 2.351 milioni, il 18% in più.

La fuga di utenti non è dipesa semplicemente da "tariffe alte", ma da un profondo cambiamento strutturale del mercato spagnolo: da un lato le società indipendenti e le compagnie petrolifere in riconversione verde, come Octopus Energy e soprattutto Repsol, hanno sottratto quote di mercato offrendo tariffe dinamiche più vantaggiose, legate ai bassi prezzi all'ingrosso dell'energia causati dalla "cannibalizzazione solare". Dall’altro i  giganti storici stanno deliberatamente riducendo l'interesse per la vendita al dettaglio ("gli elettroni") per concentrarsi sulle infrastrutture regolate (i "cavi"), che garantiscono profitti più stabili tramite i pedaggi^[2]. Va inoltre sottolineato come nel 2025 si è registrato un record assoluto di cambi di fornitore, con oltre 7,25 milioni di passaggi: quasi un cittadino su quattro.

Lo spostamento strategico di Iberdrola, Endesa e Naturgy verso infrastrutture regolamentate dimostra una nuova realtà di mercato: in un mondo di energia a costo marginale zero, il “valore” non risiede più negli elettroni stessi, ma nell'intelligenza e nell'affidabilità della rete che li trasporta.

Endesa ha annunciato che avrebbe tagliato i propri investimenti nelle energie rinnovabili del 20% fino al 2028 acausa della “cannibalizzazione solare” e sta orientando i suoi investimenti verso la gestione delle autostrade energetiche. Del suo piano di investimenti record da 10,6 miliardi di euro fino al 2028, il 52% è ora dedicato esclusivamente alle reti elettriche.

Parimenti Iberdrola: un'analisi delle fonti di profitto rivela lo stesso cambiamento strategico osservato in Endesa. Gli utili netti derivanti dalla gestione della rete di distribuzione sono aumentati del 77%, mentre quelli derivanti dalla produzione di energia sono diminuiti del 27%. A rendere manifesta questa strategia è il “Progetto Julieta” il nome in codice di un'iniziativa lanciata dalla multinazionale finalizzata alla ricerca di partner di minoranza con cui condividere i rischi legati al proprio portafoglio di impianti di energia rinnovabile in Spagna. La decisione segnala la volontà di Iberdrola di ridurre la propria esposizione diretta a un mercato elettrico spagnolo diventato finanziariamente instabile.

Come le altre aziende del settore anche Naturgy ha raggiunto profitti record, 2.023 milioni di euro nel 2025, ma ha scelto di reinvestire in reti regolamentate e infrastrutture del gas piuttosto che in nuova capacità solare.

Il "Paradosso Spagnolo"

Emerge come l'elettricità "economica" prodotta dal sole e dal vento abbia costi occulti elevati legati alla necessità di rinforzare la rete e aggiungere sistemi di accumulo. I costi della rete e la sua gestione rappresenteranno una quota predominante della bolletta futura, superando in importanza il mero costo della generazione elettrica. Siamo di fronte ad un vero e proprio cambio di paradigma nel business del settore energetico spagnolo, dove il valore si sta spostando "dagli elettroni all'infrastruttura".

Il Final Report sul Blackout  del 28 Aprile 2025 pubblicato da ENTSO-E il 20 marzo 2026 confermando che la rete è diventata vulnerabile a causa della bassa inerzia e dell'inefficace controllo della tensione, funge da catalizzatore tecnico e normativo per un significativo e strutturale aumento dei costi di gestione della rete elettrica, ribadendo che la transizione energetica richiede investimenti massicci in stabilità che compensino la perdita di inerzia del sistema.

Sebbene il prezzo dell'energia all'ingrosso sia destinato a scendere per l'abbondanza di rinnovabili, i costi regolati, che includono ammortamento della rete, nuovi investimenti infrastrutturali e servizi di sicurezza, sono previsti in costante aumento. Secondo Red Eléctrica, l'88% dei nodi della rete è saturo, impedendo l'allacciamento di nuovi impianti o industrie: per risolvere queste inefficienze, sono necessari investimenti: 10 miliardi di euro entro il 2030 da recuperare, come vedremo più chiaramente nel prossimo articolo, dalla bolletta dei clienti.

In definitiva, mentre nel vecchio modello si pagava principalmente per il combustibile, gas o carbone, nel nuovo scenario il cliente pagherà sempre di più per l'intelligenza, la stabilità e la capacità fisica della rete di trasportare l'energia “verde”. L’energia solare ha trasformato il mercato spagnolo da un sistema dominato dai costi del combustibile fossile a un sistema dominato dai costi della flessibilità e della stabilità.

NOTE

[1] Analiticamente si moltiplica il prezzo di mercato di ogni singola ora per la quantità di energia generata in quell'ora; si sommano tutti questi prodotti su base annuale e si divide il totale per la quantità complessiva di energia prodotta da quella fonte nel corso dell'anno. Il valore ottenuto (il prezzo di cattura) viene quindi diviso per il prezzo medio aritmetico del mercato elettrico (il cosiddetto "prezzo del pool") calcolato su tutte le ore del periodo di riferimento.

[2] 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.