Le centrali a ciclo combinato di Castelnou (Teruel) e Cartagena (Murcia) compiono vent’anni di attività in un momento in cui la sicurezza dell’approvvigionamento elettrico torna a occupare un posto centrale nel dibattito energetico. La crescita delle rinnovabili ha reso ancora più necessarie quelle tecnologie in grado di rispondere quando diminuisce la produzione eolica o solare, o quando questa non basta a coprire la domanda del sistema. In questo contesto, il Gobierno ha approvato il quadro regolatorio del mercato della capacità, che remunererà la disponibilità di potenza affidabile.
La centrale di Castelnou, gestita da Engie, dispone di una potenza installata di 790 megawatt (MW) e un’efficienza superiore al 55%, secondo i dati diffusi dalla società in occasione del suo anniversario. Engie prevede inoltre di ibridare l’impianto con una centrale fotovoltaica da 155 MW, un progetto per il quale stima un investimento vicino a 100 milioni di euro.
A Cartagena, la centrale a ciclo combinato di Naturgy somma 1.200 MW di potenza installata. Dall’ingresso in operatività commerciale, ha prodotto più di 50 terawattora (TWh) di elettricità. La società stima in oltre 200 i posti di lavoro diretti e indiretti legati all’impianto, per un periodo annuale medio, e fissa a circa otto milioni di euro l’investimento ricorrente che destina ogni anno alla centrale.
Entrambi gli impianti illustrano la traiettoria di una tecnologia che genera elettricità a partire dal gas naturale in due fasi: una turbina a gas produce energia e, successivamente, il calore residuo dei suoi gas di scarico viene sfruttato per generare vapore, che aziona una seconda turbina. Questa combinazione consente di ottenere più elettricità con lo stesso combustibile e di adeguare la produzione alle esigenze del sistema.
Potenza disponibile: il sostegno alle rinnovabili
Il ruolo dei cicli combinati non si misura solo dall’elettricità che generano, ma dalla loro capacità di rispondere alla variabilità e all’intermittenza della produzione rinnovabile e agli aumenti della domanda. Queste centrali possono modulare la propria produzione e sostenere l’eolico e il solare, la cui disponibilità dipende dall’ora del giorno e, soprattutto, dalla meteorologia.
L’avanzamento delle rinnovabili nel mix di generazione aumenta il valore della stabilità, della flessibilità e della solidità del sistema. L’accumulo, la gestione della domanda e altre tecnologie possono anche contribuire a coprire le esigenze di fornitura; il punto è quale combinazione garantisca elettricità continua e sufficiente nei momenti di maggiore tensione e a quale costo.
Il ruolo dei cicli combinati non si misura solo dall’elettricità che generano, ma dalla loro capacità di rispondere alla variabilità e all’intermittenza della produzione rinnovabile e agli aumenti della domanda
Il presidente di Sedigas, Joan Batalla, sosteneva in una recente tribuna pubblicata su Cinco Días che il sistema deve conservare tecnologie in grado di rispondere quando la meteorologia riduce l’apporto rinnovabile. A suo giudizio, la transizione energetica richiede non solo di aumentare la generazione pulita, ma anche di assicurare che ci siano risorse disponibili quando servono.
La differenza sta tra avere potenza installata e averla davvero pronta a produrre nel momento richiesto. Una centrale può rispettare una funzione di riserva senza operare in modo continuativo, ma mantenere tale capacità disponibile comporta costi. Da qui la richiesta del settore di un meccanismo che remuneri la disponibilità e non solo l’energia effettivamente generata.
Un mercato per remunerare la disponibilità
Dopo il via libera di Bruselas a fine maggio, il Governo ha approvato a settembre, tramite l’Ordine TED/966/2026, il quadro regolatorio del mercato della capacità. Il meccanismo prevede aste per remunerare risorse che possano apportare potenza certa o contribuire a ridurre la domanda quando il sistema lo necessita. La sua portata non si limita ai cicli combinati: possono partecipare, secondo le regole applicabili, anche altri impianti di generazione, sistemi di accumulo e risorse di domanda.
Il disegno punta a dare alla capacità disponibile un riconoscimento economico proprio. Le aste consentiranno di selezionare le risorse che possano prestare il servizio in conformità ai criteri tecnici ed economici fissati. Per gli impianti di generazione, la norma stabilisce inoltre un limite di emissioni e richiede requisiti di solidità e flessibilità.
Tuttavia, l’approvazione delle regole non garantisce che tutte le centrali esistenti verranno remunerate. Dipenderà dalle condizioni di ogni bando e dal risultato di alcune aste in cui le diverse risorse competerebbero per fornire il servizio.
L’approvazione delle regole non garantisce che tutte le centrali esistenti verranno remunerate
Sedigas valuta positivamente la creazione del mercato, ma chiede che la sua messa in opera sia rapida e che venga definito il calendario delle aste il prima possibile, che non dovrebbe protrarsi oltre il primo trimestre del 2027. Inoltre, ritiene necessario che i coefficienti di affidabilità riflettano adeguatamente il contributo dei cicli combinati, che venga chiarito il trattamento degli impianti non aggiudicatari e che le condizioni economiche offrano un orizzonte sufficiente per pianificare gli investimenti necessari a mantenerli operativi.
Queste richieste si collegano a una delle preoccupazioni espresse da Batalla: che la regolazione riconosca l’apporto di ogni tecnologia alla sicurezza dell’approvvigionamento, senza favorire alcune a scapito di altre e senza lasciare senza valutazione servizi di cui il sistema ha bisogno. In definitiva, importa non solo quali impianti potranno generare elettricità, ma quali saranno disponibili quando se ne avrà bisogno e quanto costerà assicurarla a tutti i consumatori.
L’incognita delle aste
Il mercato della capacità apre una nuova fase per i cicli combinati, due decenni dopo l’avvio di impianti come quelli di Castelnou e Cartagena. Il suo futuro dipenderà dall’evoluzione del mix di generazione, dai segnali economici che stabilirà il nuovo meccanismo e dalla concorrenza con altre tecnologie in grado di apportare flessibilità e affidabilità.
La transizione energetica ridurrà il peso relativo dei combustibili fossili man mano che crescerà la generazione elettrica rinnovabile, ma obbliga anche a risolvere come si coprono i periodi in cui questa non è sufficiente a soddisfare la domanda. Il mercato della capacità mira a dare risposta a questa necessità mediante un sistema di remunerazione efficiente, come già esiste in altri paesi europei.
L’incognita è in che modo questo quadro si tradurrà nelle prime aste: quali risorse risulteranno aggiudicatarie, quali condizioni dovranno soddisfare e quali entrate potranno ottenere restando disponibili. Per i cicli combinati, la risposta determinerà in larga misura il loro ruolo nel sistema elettrico spagnolo nei prossimi anni.