Geopolitica e congiuntura difficile non frenano la transizione, con i costi delle rinnovabili sempre competitivi. Evolvono i sistemi elettrici,
tra dinamiche di mercato, bisogno di flessibilità, reti e accumuli.
Rallentano gli investimenti nelle rinnovabili in Italia, ma crescono quelli nelle batterie utility scale. Mentre il percorso di decarbonizzazione vede l’elettrificazione al palo, il sistema elettrico evolve, rendendo la flessibilità, le reti e gli accumuli sempre più strategici. Strumenti come il Capacity market, il MACSE, il FER-X e il FER-Z saranno essenziali per una transizione sostenibile in Italia.
Gli investimenti italiani e le tendenze strategiche
Nel 2025 il mercato italiano delle rinnovabili registra una fisiologica contrazione rispetto al picco del 2024, 1.365 operazioni, 37,1 GW e 51 miliardi di euro, con una normalizzazione verso il consolidamento più che l’espansione.
I progetti di nuovi impianti in Italia restano centrali e gli attori principali sono i core rinnovabili, gli energetici e operatori esterni al settore.
Cresce il numero e il valore delle operazioni straordinarie, soprattutto nei segmenti più maturi come fotovoltaico ed eolico onshore.
Il fotovoltaico domina per numero di operazioni, mentre l’eolico onshore e gli accumuli guidano per valore. La crescita organica rimane il motore principale, quasi interamente concentrata in Italia, ma raddoppiano le operazioni di crescita esterna, segnale di maturità del mercato.
Torna a crescere l’IREX Index, che traccia le smallmid cap pure renewable quotate in Borsa, con un rialzo del 5,8% nel 2025 dopo il calo del 2024. La performance resta inferiore al mercato italiano, cresciuto di oltre il 30%, riflettendo incertezze regolatorie, ritardi autorizzativi, pressione sui costi e minore liquidità del comparto.
Le rinnovabili in Italia, tra policy e accettabilità
Il quadro geopolitico vede l’Italia subire la crisi energetica e il DL Bollette allo stato ha effetti limitati, ma può impattare sul settore elettrico e le rinnovabili. Le misure sulle connessioni e sui PPA potrebbero favorire lo sviluppo delle FER.
In questo quadro, l’accettabilità sociale degli impianti è cruciale. È necessario coinvolgere le comunità fin dalle prime fasi del progetto, così come dare benefici tangibili a livello locale. Strumenti economici, come le compensazioni, il crowdfunding, la riduzione dei costi dell’energia (anche mediante i prezzi zonali), sono alcune possibili vie, oltre alle mitigazioni ambientali.
L’analisi dei progetti mostra come vari siano i modi per trasferire benefici e coinvolgere i cittadini, con un’incidenza tra l’1% e il 3% dell’investimento.
Lo sviluppo e gli economics delle rinnovabili in Europa
Rallentano le rinnovabili in Europa (-2% sul 2024). Ad incidere l’aumento dei Capex, iter autorizzativi ancora incerti e il calo dei prezzi catturati. Dominano le aste, mentre cala l’interesse per i PPA.
Per l’eolico onshore la crescita della tecnologia è stata più che compensata dalla discesa del costo del capitale, con un LCOE medio di 72,1 €/MWh (-1% sul 2024), mentre LEOE è di 73,3 (in linea col 2024). L’offshore, invece, vede l’insuccesso delle aste a offerta negativa, che ha portato i governi a rivedere le procedure. Il LCOE medio per un parco su fondazioni fisse è di 98,2 €/MWh mentre per un flottante è di 136,8 €/MWh.
Il fotovoltaico utility scale ha un LCOE di 66,1 €/MWh (+4% sul 2024) e un LEOE di 61,7 €/MWh (-10,8%). L’agrivoltaico avanzato ha un LCOE
medio di 92,4 €/MWh; galleggiante 78,7 €/MWh.
Per il 2026 si prevede un LCOE stabile per l’eolico offshore e in lieve aumento per l’onshore. In crescita, invece, il LCOE per il fotovoltaico.
L’adeguatezza e flessibilità del sistema elettrico
Il sistema elettrico italiano resta adeguato ma con rischi dovuti alle possibili dismissioni future di capacità flessibile e crescita delle rinnovabili.
Le simulazioni indicano un rischio di uscita dal mercato di 26,3 GW termoelettrici entro il 2030, rendendo ancora chiave il ruolo del Capacity Market. Il margine minimo di adeguatezza stimato da Terna scende a 0,3 GW nel 2025, ma l’analisi Althesys restituisce una lettura meno critica: margine minimo di 2,1 GW, margine medio di 25,4 GW e riserva superiore a 10 GW nel 98,5% delle ore.
La roadmap per la transizione al 2030 vede un quadro a luci e ombre, con lo sviluppo delle FER a velocità diverse, gli interventi sulle reti che restano strategici e una forte accelerazione dei BESS ma una mancata partenza dei pompaggi.
Gli impianti a carbone, previsti in spegnimento al 2025, restano attuali in Sardegna, che ancora blocca lo sviluppo delle rinnovabili, e come backup per possibili emergenze.
La domanda elettrica, tra aspettative e realtà
Le dinamiche degli ultimi anni del fabbisogno di elettricità e la penetrazione negli usi finali di energia, praticamente stabili, rendono gli scenari istituzionali di forte crescita della domanda difficili da realizzare al 2030. Lo stato e le prospettive dei vari driver dei consumi (usi termici, green fuel, mobilità) fanno prefigurare maggiori difficoltà a raggiungere l’elevata domanda prevista al 2050. Per i data center un’incognita riguarda il loro potenziale di efficientamento.
In ogni caso, la combinazione di elettrificazione e rinnovabili è la chiave per decarbonizzare. Servono policy certe e stabili per guidare la crescita efficiente della domanda con una molteplicità di strumenti: riduzione dei prezzi elettrici, misure a sostegno degli usi termici, politiche per l’automotive, per l’idrogeno e per attrarre investimenti nei data center.
Il mercato elettrico e le reti
La crescita delle rinnovabili sta trasformando il funzionamento dei mercati elettrici, aumentando la frequenza di prezzi nulli e negativi come offerte accettate, che a tendere diventeranno ore di PUN negativo. A maggio 2025 il 58% dell’energia venduta su MGP è offerta a prezzo nullo e il 7,8% a prezzi negativi. Questo spinge il dibattito sul disegno del mercato, con ipotesi che vanno dal superamento del system marginal pricing al rafforzamento di strumenti fuori mercato come CfD, PPA ed energy release.
I prezzi risentono però anche della scarsità della capacità di trasmissione che può separare le zone di mercato, generando rendite di congestione, che nelle interconnessioni con l’estero hanno raggiunto 1,4 miliardi di euro nel 2025.
La RTN patisce la saturazione virtuale che ha portato alla revisione delle procedure di allocazione, suddividendola in microzone.
Parallelamente, la rete di distribuzione vedrà un ruolo crescente dei DSO nella sicurezza del sistema elettrico, per assicurare flessibilità locale.
I sistemi di accumulo
Le prospettive europee indicano una forte accelerazione dei BESS: dagli oltre 35 GW del 2024 si potrebbe superare la soglia dei 90 GW nel 2027, con Germania, Regno Unito, Italia, Francia e Paesi Bassi tra i principali mercati.
In Italia, a fine 2025 gli accumuli raggiungono i 11.775 MW, con una composizione articolata: 47,25% BESS ibride, 36,95% pompaggi puri e 15,8% BESS stand-alone. La sostenibilità economica delle batterie si basa su tre canali principali: Capacity Market, MACSE e servizi di mercato, tra arbitraggio, regolazione di frequenza e bilanciamento,
La prima asta MACSE ha ricevuto offerte oltre quattro volte superiori alla domanda e ha assegnato 9.968 MWh a un prezzo medio ponderato di 12.959 €/MWh annui, molto inferiore a quello di riserva di 37.000 €/MWh, a vantaggio dell’economicità del sistema, ma riducendo i ritorni per gli operatori.