Le due gare, da 750 e 300 MVA, slittano di alcune settimane per recepire i feedback della consultazione pubblica

Nella prima metà del 2026, in Spagna e Portogallo, per centinaia di ore l’elettricità è stata pagata per essere consumata: chi accendeva la lavatrice o ricaricava l’auto in certi momenti poteva ricevere denaro. Per chi guarda la bolletta sembra uno scherzo. Per chi gestisce la rete, è un problema concreto. È la cornice in cui leggere la notizia di fine settembre: secondo ESS News, il Portogallo ha rinviato due gare per complessivi 1.050 MVA di capacità di immissione in rete per l’accumulo a batterie.

Quando l’energia ti paga per essere consumata

Il dato è più diffuso di quanto si pensi. Secondo pv magazine, nel primo semestre 2026 la Spagna ha registrato 596 ore di prezzi negativi dell’elettricità, il valore più alto d’Europa; il Portogallo si è piazzato al secondo posto. In quelle ore il prezzo all’ingrosso scende sotto zero, e questo significa che chi consuma energia può essere remunerato. Non è un’offerta promozionale, ma il segnale di un eccesso di produzione rinnovabile — soprattutto solare — che la rete non riesce ad assorbire né a immagazzinare.

Se l’urgenza è così chiara, perché il Portogallo ha scelto di rallentare? La risposta, come spesso accade, sta nel dettaglio delle regole e nella distanza tra obiettivi e capacità reale.

Il Portogallo frena: rinvio, strategia e un divario da colmare

L’annuncio, datato fine settembre, riguarda due procedure competitive per 1.050 MVA complessivi: 750 MVA per sistemi di accumulo autonomi e 300 MVA per progetti rinnovabili con accumulo co-localizzato. Le procedure erano inizialmente previste per il 14 settembre, ma sono state ritardate di diverse settimane per incorporare i feedback emersi dalla consultazione pubblica sulle condizioni di gara. La gara per lo stoccaggio autonomo assegnerà fino a 750 MVA in più punti della rete di trasmissione nazionale, tramite un’asta elettronica gestita dalla Direzione generale per l’energia e la geologia (DGEG), consentendo a nuovi impianti di collegarsi direttamente alla rete.

Il divario con la realtà è netto. A metà 2025, secondo Macedo Vitorino, la capacità installata e quasi operativa ammontava a circa 120 MW, con diverse centinaia di megawatt in fase di sviluppo. E già a gennaio 2026, nel pacchetto di misure per rafforzare la sicurezza del sistema elettrico nazionale, il governo portoghese indicava l’intenzione di lanciare un mercato dei servizi di sistema basato sull’accumulo a batterie, con un’asta per la contrattazione di almeno 750 MVA entro gennaio 2026. Il ritardo delle gare va letto quindi come un tentativo di allineare le regole alle osservazioni ricevute, non come un ripensamento sullo stoccaggio.

Spagna contro Portogallo: due velocità per lo stesso problema

Il confronto iberico aiuta a capire cosa aspettarsi. La Spagna, che ha vissuto il numero più alto di ore a prezzo negativo, sta spingendo su un meccanismo di capacità con risorse pubbliche importanti. La Commissione europea ha approvato, come riporta energy-storage.news, un regime da 9 miliardi di euro per la capacità energetica, aperto anche allo stoccaggio. Il Portogallo, per ora, procede con gare mirate e una strategia nazionale, ma con tempi più lunghi del previsto.

Per chi sviluppa o compra accumulo, la differenza è pratica: un conto è partecipare a un regime di capacità già approvato e finanziato, un altro è attendere la definizione di un mercato dei servizi di sistema e delle finestre d’asta. Resta da vedere quale dei due modelli attirerà prima gli investimenti. Quel che è certo, dai numeri del primo semestre 2026, è che l’elettricità gratuita o addirittura pagata per essere consumata non è un’anomalia destinata a sparire da sola: serve capacità di assorbimento, e il modo più diretto per costruirla è proprio lo stoccaggio.

Il rinvio non è un dietrofront, ma un riallineamento. Chi sviluppa o acquista accumulo deve monitorare le finestre d’asta e i meccanismi di capacità, perché il problema dei prezzi negativi non sparirà da solo.