La Spagna ha dovuto limitare per tre ore le sue esportazioni di elettricità verso la Francia, il Portogallo e il Marocco per preservare la stabilità del sistema elettrico nazionale. La decisione è stata adottata da Red Eléctrica (REE) lo scorso 5 novembre, tra le 19.00 e le 22.00, in un contesto di scarsa produzione di energie rinnovabili e di disponibilità limitata di centrali convenzionali. La misura, anticipata questo sabato da Cinco Días, ha suscitato preoccupazione nel settore energetico per le difficoltà nel garantire riserve di generazione sufficienti in determinati momenti della giornata.
L’episodio si è verificato quando la Spagna non aveva ancora fatto il suo ingresso nei mesi di maggiore consumo elettrico dell’inverno. Secondo i dati analizzati dalla società di consulenza Nera, la domanda si aggirava attorno ai 34.000 megawatt (MW), una cifra inferiore ai picchi che possono registrarsi durante le ondate di freddo. Tuttavia, la combinazione di una riduzione della produzione eolica, l’assenza di generazione solare in quelle ore e le indisponibilità di alcune installazioni convenzionali hanno ridotto il margine di manovra dell’operatore.
Red Eléctrica ha confermato a Cinco Días che ha ristretto la capacità di scambio disponibile per i mercati con l’obiettivo di conservare la generazione necessaria per far fronte a possibili squilibri. L’operatore sostiene inoltre che queste limitazioni fanno parte degli strumenti abituali di gestione del sistema in situazioni di bassa produzione rinnovabile e di elevata indisponibilità di centrali termiche.
Cosa è successo il 5 novembre affinché la Spagna limitasse le sue esportazioni
La spiegazione dell’episodio risiede nella combinazione di diversi fattori che si sono verificati durante le prime ore della sera. Alle 20.00 del 5 novembre, la generazione solare era praticamente nulla, come avviene abitualmente dopo il tramonto. A tale circostanza si è aggiunta un’apporto particolarmente ridotto dell’energia eolica.
Secondo l’analisi elaborata dalla società di consulenza Nera a partire dai dati di Red Eléctrica, i parchi eolici spagnoli producevano appena 1.400 MW, nonostante la potenza installata di questa tecnologia si aggiri attorno ai 33.000 MW. La differenza non significa che gli impianti fossero guasti, ma che l’assenza di vento sufficiente ne limitava la produzione in quel momento.
Anche l’energia nucleare non era in funzione a piena capacità. Due centrali erano indisponibili, il che riduceva la generazione nucleare fino a circa 5.000 MW.
Di fronte a questa situazione, le centrali a ciclo combinato a gas naturale hanno dovuto assumere una parte considerevole della domanda. La loro produzione ha raggiunto i 16.800 MW, con tutte le installazioni disponibili già in funzione. La capacità operativa di questi cicli si collocava intorno ai 18.500 MW, cosicché rimaneva appena margine per aumentare rapidamente il loro apporto.
Il risultato è stato un sistema con elettricità sufficiente per far fronte al consumo ordinario, ma con una riserva più contenuta per rispondere a possibili imprevisti.
Perché Red Eléctrica ha deciso di frenare le vendite a Francia, Portogallo e Marocco
Per comprendere la decisione è necessario distinguere tra l’elettricità che si sta consumando e la capacità aggiuntiva che deve essere mantenuta disponibile per sicurezza.
Red Eléctrica ha l’obbligo di riequilibrare in ogni momento produzione e domanda. Inoltre, ha bisogno di disporre di riserve per agire quando una centrale smette di produrre inaspettatamente, aumenta il consumo o si registra una deviazione rispetto alle previsioni.
In questo caso, l’operatore ha optato per limitare la capacità commerciale di esportazione per conservare risorse di generazione all’interno del sistema spagnolo. Così poteva disporre di un margine maggiore per rispondere a possibili squilibri senza compromettere l’approvvigionamento interno.
La misura ha inciso sugli scambi con Francia, Portogallo e Marocco, anche se è importante precisare che non ha significato una disconnessione fisica della Spagna dalle reti elettriche dei suoi vicini.
Di fatto, le importazioni sono continuate. Secondo le informazioni pubblicate da Cinco Días, la Spagna è arrivata a ricevere circa 1.400 MW dalla Francia, un apporto che ha contribuito a coprire le esigenze del sistema.
La differenza è rilevante: limitare le esportazioni non equivale a restare senza elettricità né dimostra che esistesse un imminente blackout. Si tratta di una misura operativa destinata a preservare le riserve disponibili.
È esistito un rischio di un nuovo blackout in Spagna?
L’episodio ha generato inquietudine per il precedente del blackout del 28 aprile 2025, che ha lasciato senza fornitura una buona parte della penisola iberica. Tuttavia, non ci sono informazioni che consentano di affermare che la Spagna fosse sul punto di subire un altro blackout lo scorso 5 novembre.
La restrizione delle esportazioni è stata un’azione preventiva per garantire la sicurezza dell’operazione. La sua applicazione evidenzia che il margine di riserva era limitato, ma non dimostra da sola che si sia verificata una situazione di perdita di controllo del sistema.
Fonti del settore citate da Cinco Días interpretano quanto accaduto come un segnale di tensione nella rete elettrica. Anche la società di consulenza Nera ritiene significativo che le limitazioni siano state applicate con una domanda di circa 34.000 MW, inferiore ai livelli che possono essere raggiunti durante l’inverno.
La preoccupazione si concentra su ciò che potrebbe accadere se coincidessero temperature più basse, maggiore consumo, scarsa produzione rinnovabile e diverse centrali fuori servizio.
Tuttavia, Red Eléctrica sottolinea che la limitazione degli scambi è un meccanismo conosciuto e che può risultare necessario in diverse circostanze. Pertanto, una restrizione preventiva non deve essere confusa con un’emergenza elettrica dichiarata.
Prima era già avvenuta una sospensione delle esportazioni elettriche?
Benché non sia un’azione abituale che le esportazioni verso i tre paesi siano limitate simultaneamente, esistono precedenti.
Secondo i dati pubblici di Red Eléctrica citati da Cinco Días, tra gennaio 2017 e dicembre 2024 non sono state registrate limitazioni simultanee di questo tipo. A dicembre 2024, invece, si sono verificate restrizioni durante 14 ore distribuite tra i giorni 11, 12 e 13.
Nel 2025 sono state conteggiate anche 18 ore con limitazioni, di cui 14 relative alla giornata del grande blackout peninsulare di aprile.
La differenza principale rispetto all’episodio di novembre 2026 è il contesto dei consumi. Le restrizioni di dicembre 2024 sono coincise con l’inverno, mentre l’intervento del passato giorno 5 è avvenuto quando la domanda era ancora lontana dai livelli più elevati della stagione.
Inoltre, il 6 ottobre di quest’anno era già stato registrato un altro episodio di tensione, durante il quale Red Eléctrica ha ridotto in modo importante le esportazioni e ha fatto ricorso alla diminuzione temporanea del consumo industriale per riequilibrare la rete.
Il ruolo delle industrie e delle centrali a gas per evitare problemi di fornitura
La limitazione delle esportazioni non è l’unico strumento che Red Eléctrica può utilizzare quando ha bisogno di rafforzare le riserve.
L’operatore dispone anche del Servizio di Risposta Attiva della Domanda (SRAD), un meccanismo mediante il quale determinate industrie e altri consumatori partecipanti si impegnano a ridurre temporaneamente il proprio consumo di energia elettrica quando il sistema ne ha bisogno.
Queste aziende ricevono una compensazione economica per restare disponibili e, se del caso, per diminuire effettivamente la propria domanda. Non si tratta di interruzioni generalizzate nelle case, bensì di un servizio specifico di bilanciamento con partecipanti precedentemente aggiudicati.
Durante il 2026, Red Eléctrica ha utilizzato questo meccanismo in diverse occasioni. Secondo i dati pubblicati da Cinco Días, da settembre non erano state registrate nuove attivazioni, anche se il sistema continua a essere disponibile per rispondere a situazioni specifiche.
L’importanza di questo strumento aumenterà durante il prossimo inverno. L’asta del SRAD prevista per il 26 novembre, relativa al primo semestre del 2027, prevede fino a 25 ordini di attivazione, rispetto ai 21 del periodo vigente. Si tratta di un incremento di circa il 19% del numero massimo di ordini.
L’operatore ha inoltre chiesto alle principali compagnie elettriche di rivedere i propri calendari di manutenzione per cercare di disporre di più impianti di generazione nei mesi di maggiore domanda.
Tuttavia, i fermi degli impianti non possono sempre essere rinviati, soprattutto quando rispondono a revisioni tecniche obbligatorie o a guasti.
Questa situazione può incidere sul prezzo della luce?
La restrizione delle esportazioni non implica necessariamente un aumento immediato della bolletta elettrica. Non ci sono dati che permettano di attribuire alle tre ore del 5 novembre un aumento specifico della fattura dei consumatori domestici.
Il prezzo dell’elettricità dipende da numerosi fattori, tra cui l’offerta disponibile, la domanda, il costo del gas, gli scambi internazionali e i servizi necessari per mantenere stabile il sistema.
Quando diminuisce la generazione rinnovabile e aumenta la dipendenza dai cicli combinati, il gas può acquisire un peso maggiore nella formazione del prezzo all’ingrosso. Tuttavia, questo non significa che ogni restrizione delle esportazioni provochi automaticamente un rincaro dell’elettricità.
Esistono anche costi associati ai meccanismi di aggiustamento utilizzati per mantenere l’equilibrio tra generazione e consumo. Red Eléctrica ricorda che questi servizi sono regolati e fanno parte del funzionamento ordinario del sistema elettrico.
La questione di fondo è come garantire risorse di generazione e flessibilità sufficienti mentre continua ad aumentare il peso delle energie rinnovabili. L’episodio del 5 novembre dimostra l’importanza di disporre di riserve disponibili quando la produzione solare ed eolica diminuisce, soprattutto durante le ore notturne.
Per ora, l’azione di Red Eléctrica ha permesso di mantenere la gestione del sistema senza che sia stata comunicata un’interruzione generalizzata della fornitura associata a queste restrizioni. Tuttavia, la limitazione simultanea delle esportazioni verso Francia, Portogallo e Marocco ha riaperto il dibattito su la disponibilità di centrali convenzionali, la capacità di stoccaggio e la preparazione del sistema elettrico spagnolo per i prossimi mesi invernali.