L’asta portoghese da 750 MVA e l’ingresso in Spagna previsto per il 2027
Il sole che spegne i prezzi
Il punto di partenza è un paradosso di mercato. Il Portogallo vive periodi, sempre più frequenti, in cui la generazione rinnovabile supera il consumo istantaneo: i prezzi all’ingrosso scendono bruscamente e, in qualche caso, diventano negativi. Lo documenta un’analisi sul mercato portoghese dello stoccaggio: quando c’è troppa elettricità, il suo valore crolla, e chi produce rinnovabili in quelle ore non può fare affidamento sul prezzo. Più sole, insomma, non significa più ricavi.
In gergo tecnico, il fenomeno ha un nome: duck curve. Si verifica quando la domanda è più bassa a metà giornata perché compensata dalla generazione solare; e con una maggiore diffusione del fotovoltaico, questo ampliamento della duck curve si estende anche ai mesi di transizione, come osserva gridcog. Il problema, in altre parole, non riguarda più soltanto l’estate.
L’effetto sui ricavi è diretto: secondo Statkraft, la crescente generazione solare mette sotto pressione i capture rate, spingendo verso soluzioni di flessibilità come le strutture a batteria virtuale. Il mercato ha bisogno di qualcosa che riporti valore a questa energia. Ma cosa?
Una batteria senza metalli: la risposta virtuale
La risposta non è solo stoccare elettroni: è coordinare chi già li produce e li consuma. Secondo Pedro Rodrigues, la piattaforma di Indie Energy gestisce asset per oltre 400 MW di capacità installata e 500 GWh di energia scambiata nei mercati. Per dare un’idea della scala: nelle comunità energetiche, la stessa piattaforma è utilizzata da circa 10 entità di gestione per la compravendita e l’allocazione dell’energia in 50 progetti di autoconsumo collettivo, che coinvolgono più di 250 consumatori e 80 produttori, con oltre 5 MW di capacità installata e più di 1 GWh di energia condivisa ogni anno tra i membri.
Il dato che spiega perché la batteria virtuale non è solo un’etichetta sta nei tempi di risposta. Nel servizio aFRR, l’attivazione deve iniziare in meno di 30 secondi e completarsi entro un massimo di cinque minuti; per mFRR, l’attivazione deve avvenire entro 12,5 minuti, spiega ancora Rodrigues. Sono tempi da mercato dei servizi, non da semplice ottimizzazione commerciale. E non è un modello isolato: Next Kraftwerke si descrive come operatore di una delle più grandi centrali elettriche virtuali d’Europa, con migliaia di produttori, consumatori e impianti di accumulo collegati in rete. Una rete che trasforma la flessibilità distribuita in un unico soggetto capace di rispondere al mercato. Ma il vero banco di prova arriva con le aste e l’espansione iberica.
750 MVA e una frontiera spagnola: il 2027 come banco di prova
Il passaggio da eccezione a infrastruttura si misura in capacità messa all’asta. La notizia risale a un articolo di pv magazine dello scorso giugno: il Portogallo stava creando un mercato della capacità e metteva all’asta 750 MVA di accumulo a batteria. La posizione del governo è chiara: batterie e altre tecnologie di stoccaggio saranno essenziali per gestire la crescente variabilità della generazione solare ed eolica.
La frontiera successiva è la Spagna. Alla fine del primo semestre 2027, ha spiegato Rodrigues, Indie Energy valuterà l’ingresso nel mercato spagnolo, forte della partecipazione al mercato iberico attraverso OMIE. Nel 2027, sempre secondo Rodrigues, dovrebbero entrare in funzione progetti ibridi utility-scale e commerciali e industriali che combinano solare fotovoltaico e accumulo a batteria.
Il numero da osservare resta 750 MVA: l’asta portoghese di stoccaggio dirà se la batteria virtuale da eccezione diventa infrastruttura, non più soltanto una risposta d’emergenza a un eccesso di sole. E alla fine del primo semestre 2027 si saprà se Indie Energy porterà il modello oltre frontiera.
