​La chiusura dello Stretto di Hormuz a seguito dell’escalation della guerra in Iran ha fatto impennare i prezzi del gas naturale in tutta Europa. I prezzi spot TTF (il punto di scambio virtuale olandese per il gas naturale) sono aumentati del 62% tra fine gennaio e metà marzo 2026. Nella maggior parte dei mercati europei, i prezzi dell’elettricità hanno seguito l’andamento del gas. Germania, Belgio e Paesi Bassi hanno visto i prezzi del mercato del giorno prima (DA) allinearsi strettamente al TTF in questo periodo. In questi casi, i ricavi per i BESS possono crescere grazie a spread giornalieri più ampi. Tuttavia, il mercato spagnolo del giorno prima ha reagito a malapena, tranne che tra il 5 e il 12 marzo.

​Questa divergenza ha alimentato una narrazione crescente: il sistema elettrico spagnolo si sarebbe sganciato dal gas naturale. Le rinnovabili dominano l’ordine di merito del giorno prima. Le centrali a ciclo combinato (CCGT) sono sempre più assenti dalla programmazione. Ma il prezzo headline del giorno prima non racconta tutta la storia.

La Spagna non si è completamente sganciata dal gas naturale. Sebbene le CCGT raramente vengano accettate nel mercato del giorno prima, rientrano nel sistema tramite il mercato delle restrizioni tecniche (restricciones técnicas, o TTRR). Questo meccanismo ha aggiunto il 78% di tutta la generazione CCGT tra gennaio 2025 e marzo 2026. Ciò è stato particolarmente vero dopo il blackout iberico del 28 aprile. Il costo di queste restrizioni tecniche viene trasferito a tutti i consumatori ed è fortemente correlato ai prezzi del gas naturale. Mentre la crisi dello Stretto di Hormuz spinge i prezzi del gas verso l’alto, i consumatori spagnoli sono esposti tramite un canale che non compare nel mercato del giorno prima.

In questa analisi vediamo:

• ​Perché i prezzi spagnoli del giorno prima sembrano sganciati dal gas, mentre in altri mercati europei non è così
• Come le CCGT rientrano nel sistema tramite il mercato delle restrizioni tecniche
• Il legame diretto tra i prezzi del gas naturale e i costi delle restrizioni tecniche
• L’impatto dei costi delle restrizioni tecniche sul prezzo finale dell’elettricità in Spagna

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​La correlazione tra prezzi di gas ed elettricità dipende dall’ingresso delle CCGT nel mercato del giorno prima

​Nel mercato spagnolo del giorno prima, le CCGT sono state progressivamente escluse dall’ordine di merito. Tuttavia, quando le CCGT vengono accettate nel mercato del giorno prima, i prezzi di gas ed elettricità tendono a muoversi insieme. Il prezzo spot TTF e il prezzo spagnolo del giorno prima mostrano un chiaro accoppiamento nei giorni in cui la generazione CCGT entra nel sistema tramite il mercato del giorno prima. Nei giorni senza programmazione CCGT, la correlazione si indebolisce da 0,78 a 0,68 e i prezzi del giorno prima scendono costantemente ben al di sotto dei livelli equivalenti al gas. I prezzi dell’elettricità sono invece determinati dalla disponibilità di idroelettrico, solare ed eolico.

​Tra il 22 gennaio e il 22 marzo 2026, solo 21 su 55 giorni di contrattazione hanno visto una generazione CCGT nel mercato del giorno prima. In quei 21 giorni, la produzione media delle CCGT è stata appena di 101 MW. L’indice dei prezzi spot del giorno prima è variato da 39 a 159 in questo periodo, mentre l’indice TTF è rimasto tra 78 e 162. Nei giorni senza programmazione CCGT, i prezzi del giorno prima sono spesso scesi ben al di sotto dei livelli equivalenti al gas.

Ecco perché il mercato spagnolo del giorno prima sembra impermeabile allo shock dei prezzi del gas dallo Stretto di Hormuz. Il gas non determina il prezzo marginale, ma ciò non significa che il sistema elettrico spagnolo sia immune.

​Le CCGT entrano ancora nel sistema tramite il mercato delle restrizioni tecniche

​Il mercato delle restrizioni tecniche si svolge dopo la chiusura del mercato del giorno prima, con l’obiettivo di mantenere l’affidabilità della rete. In pratica, Red Eléctrica programma le CCGT per garantire la sicurezza del sistema fornendo supporto di tensione, riserve di frequenza e generazione termica minima in alcune zone della rete.

Tra gennaio 2025 e marzo 2026, la generazione media giornaliera di CCGT programmata tramite il mercato del giorno prima è stata di 598 MW. Nel 34% dei giorni non è stata programmata alcuna capacità CCGT. La produzione da solare ed eolico, combinata con la base nucleare e la flessibilità idroelettrica, è stata sufficiente a coprire la domanda senza gas.

​Dopo il mercato delle restrizioni tecniche, il quadro cambia completamente. La generazione media CCGT nel Programa Viable Provisional (PVP), che riflette la programmazione dopo le restrizioni tecniche, è stata di 2.770 MW, cioè 4,6 volte superiore rispetto al dato del giorno prima. Le restrizioni tecniche hanno aggiunto il 78% di tutta la generazione CCGT in questo periodo.

Questo spiega perché il prezzo spagnolo del giorno prima appare scollegato dal gas. Il mercato del giorno prima si chiude in gran parte senza le CCGT, quindi il prezzo marginale è determinato dalle altre tecnologie. Ma il volume reale di generazione a gas in funzione è molto più alto di quanto suggerisca la programmazione del giorno prima.

​Come influenzano i prezzi del gas naturale il costo delle restrizioni tecniche?

​Le offerte delle CCGT nel mercato delle restrizioni tecniche seguono da vicino il prezzo del gas naturale TTF, poiché si basano sui costi opportunità, strettamente legati ai costi del combustibile. Tra il 22 gennaio e il 19 marzo 2026, i prezzi spot TTF indicizzati e le offerte CCGT TTRR indicizzate sono stati fortemente correlati. Quando i prezzi del gas sono aumentati, anche le offerte delle CCGT sono cresciute quasi in parallelo.

​Il costo giornaliero delle restrizioni tecniche CCGT (TTRR) in questo periodo è variato da 9 a 29 milioni di euro. Il costo totale dipende da due fattori: il prezzo offerto, determinato dal gas, e il volume di generazione CCGT chiamato tramite restrizioni tecniche, determinato dalle esigenze di rete.

Con la crisi dello Stretto di Hormuz che ha spinto i prezzi TTF verso l’alto a marzo 2026, il costo giornaliero TTRR delle CCGT è salito da circa 12 milioni di euro a inizio marzo a 29 milioni a metà mese. Questo aumento si è verificato anche se i prezzi del giorno prima sono rimasti bassi. Il rincaro del gas, apparentemente assente dal mercato del giorno prima, è arrivato invece tramite il canale delle restrizioni tecniche. Tuttavia, il costo totale per i consumatori sarebbe stato significativamente maggiore se le CCGT fossero entrate nel mercato del giorno prima e avessero determinato il prezzo.

​Le restrizioni tecniche hanno un costo, soprattutto quando il prezzo del giorno prima è basso

​Il processo delle restrizioni tecniche aggiunge un costo al prezzo finale dell’elettricità pagato dai consumatori. Tra gennaio 2025 e marzo 2026, la componente settimanale TTRR del prezzo finale dell’elettricità è variata da 2,1 a 25,2 €/MWh. In media, ha rappresentato il 20% del prezzo finale. Ma questa media nasconde forti variazioni.

​La quota delle restrizioni tecniche è inversamente correlata al livello di prezzo del giorno prima. Nelle settimane in cui la componente del giorno prima superava in media gli 80 €/MWh, la quota TTRR era tipicamente inferiore al 15%. Ma quando il prezzo del giorno prima scendeva sotto i 25 €/MWh, la quota TTRR aumentava sensibilmente. Nella settimana del 15 marzo 2026, la componente del giorno prima era in media appena 6,2 €/MWh, mentre la componente TTRR ha raggiunto 23,3 €/MWh, portando la quota TTRR al 75%.

I prezzi “bassi” dell’elettricità visibili nel mercato del giorno prima non si traducono completamente in prezzi finali bassi per i consumatori. Il costo delle restrizioni tecniche agisce come un pavimento, mantenuto dalla necessità di generazione CCGT indipendentemente dai livelli di produzione rinnovabile.

​L’esposizione al gas della Spagna è nascosta, non eliminata. Lo storage può intercettarla?

​Il mercato elettrico spagnolo del giorno prima si è in parte sganciato dal gas naturale. Le rinnovabili dominano sempre più l’ordine di merito e le CCGT sono assenti dal mercato del giorno prima in oltre un terzo dei giorni. Ecco perché il prezzo del giorno prima in Spagna non ha seguito l’impennata del TTF innescata dalla crisi dello Stretto di Hormuz, a differenza di Germania, Belgio e Paesi Bassi.

Ma lo sganciamento nel mercato del giorno prima non equivale a uno sganciamento nel prezzo finale. Il mercato delle restrizioni tecniche reintroduce la generazione a gas e il suo costo viene trasferito ai consumatori. Quando i prezzi del giorno prima sono bassi, la componente TTRR può arrivare a rappresentare fino al 75% del prezzo finale dell’elettricità.

Per operatori di mercato, decisori politici e consumatori, il prezzo headline del giorno prima è una misura incompleta del costo dell’energia in Spagna. Finché la rete non riuscirà a ridurre la dipendenza dalle CCGT per i servizi di sicurezza, il gas naturale continuerà a influenzare i prezzi finali dell’elettricità, anche in un sistema sempre più alimentato da rinnovabili. La crisi dello Stretto di Hormuz è un banco di prova: il mercato del giorno prima spagnolo ha superato il test, ma il prezzo finale dell’elettricità no.

Per gli investitori BESS, il fatto che le CCGT vengano raramente accettate nel mercato del giorno prima significa che i BESS non possono intercettare gli aumenti di spread che si verificano quando i prezzi del gas naturale salgono. Tuttavia, esiste una significativa opportunità per lo storage di partecipare e generare ricavi proprio nel mercato delle restrizioni tecniche, che vedrà aumenti di prezzo al crescere dei prezzi del gas naturale.