Spagna 2026: 596 ore di prezzi negativi, record europeo grazie al solare di luglio
Nel primo semestre del 2026 la Spagna ha registrato 596 ore con prezzi negativi dell’elettricità, il numero più alto in Europa. Nessun altro mercato elettrico del continente ha visto così tanti segni meno. Poi sono arrivati i dati di luglio, pubblicati il 4 agosto da Red Eléctrica, e il nuovo massimo del fotovoltaico ha mostrato perché il caso spagnolo non è solo una questione di crescita delle rinnovabili. Secondo il gestore della rete elettrica spagnola, a luglio la domanda nazionale è aumentata del 3,5% rispetto allo stesso mese del 2025, al netto degli effetti di temperatura e calendario.
Il sole che detta il mix
I numeri di luglio fotografano un’accelerazione che va oltre il semplice aumento della domanda. In termini lordi, la richiesta di elettricità è stata di 25.144 GWh, il 6,9% in più rispetto a luglio 2025. Nello stesso mese, le tecnologie rinnovabili hanno prodotto 14.699 GWh, il 5,8% in più su base annua, e hanno coperto il 54,1% del totale. A guidare il mix è stata la solar fotovoltaica, che ha raggiunto 7.696 GWh, con una crescita del 22,2% e una quota del 28,3% della generazione nazionale. È il quarto mese consecutivo in cui il fotovoltaico è la prima tecnologia per produzione, e il dato di luglio rappresenta un nuovo massimo mensile a livello nazionale.
Il contesto aiuta a non leggere il record come un episodio isolato. Nei primi sette mesi del 2026 la domanda cumulata spagnola è stata di 152.588 GWh, in crescita del 2,5% sullo stesso periodo del 2025. Già a giugno, secondo Ember, il solare aveva generato oltre un terzo dell’elettricità nazionale (34%) per la prima volta. In altre parole, il massimo di luglio è la prosecuzione di un percorso in cui il fotovoltaico spagnolo ha aumentato il proprio peso mese dopo mese. Ma un record di generazione non è solo una medaglia: è anche un banco di prova per la rete.
La trappola del troppo sole
Il meccanismo è già noto nei mercati europei. Nei mesi di maggiore irraggiamento, il fotovoltaico raggiunge i suoi massimi nelle ore centrali della giornata, quando la domanda non sempre è in grado di assorbire tutta l’energia disponibile. La risposta della rete è il curtailment, cioè la riduzione forzata dell’immissione in rete, che contribuisce a spingere i prezzi all’ingrosso sotto lo zero. La Spagna è il caso più estremo: nel primo semestre del 2026 ha registrato 596 ore con prezzi negativi, il valore più alto in Europa.
Il dato non riguarda solo la penisola iberica. La generazione fotovoltaica record ha portato a ripetuti curtailment durante le ore di picco di produzione, spingendo i prezzi all’ingrosso dell’elettricità in territorio negativo in numerosi mercati europei. A giugno, il solare spagnolo aveva coperto il 34% della generazione; a luglio i 7.696 GWh hanno alzato ulteriormente l’asticella. Più sole significa più ore in cui l’offerta rischia di superare la domanda, e il prezzo si sposta in territorio negativo. Resta da capire se questi episodi siano incidenti di percorso o una conseguenza strutturale della corsa all’81%.
La meta dell’81% e il prezzo da pagare
Se il 2030 è dietro l’angolo, il problema non è se la Spagna raggiungerà l’81% di generazione rinnovabile, ma come lo farà senza destabilizzare i prezzi. Secondo il profilo Paese di Ember, all’inizio del 2026 la Spagna puntava all’81% di generazione elettrica rinnovabile e a 179 GW di capacità rinnovabile entro il 2030; il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima fissa lo stesso traguardo. Quante ore di segno meno sarà disposto a tollerare un sistema che punta a essere per quattro quinti rinnovabile?
Il trend dei prossimi mesi non si misurerà solo in GWh solari, ma in quante ore di curtailment accompagneranno ogni nuovo massimo. Se il divario tra generazione e domanda non si riduce, i prezzi negativi da anomalia diventeranno struttura.
