Crescono ancora i progetti per le rinnovabili in Italia, mentre scendono i costi in tutta Europa. Cambiano i mercati e gli strumenti: aumenta la necessità di flessibilità e di accumuli per la sicurezza del sistema.
L’edizione 2025 dell’Irex Annual Report 2025 registra nuovamente un aumento straordinario dei progetti fotovoltaici ed eolici in Italia, grazie anche ai miglioramenti nel permitting e al calo dei costi. La crescita delle rinnovabili porta, però, prezzi negativi più frequenti. La struttura dei mercati è destinata a cambiare per gli effetti combinati di meccanismi di sostegno, sviluppo degli accumuli ed evoluzione regolatoria. Il capacity market dovrà concorrere ad assicurare l’adeguatezza del sistema.
Gli investimenti italiani e le tendenze strategiche
Lo sviluppo delle rinnovabili accelera nel 2024 dopo il boom dell’anno precedente. Il numero delle operazioni arriva a 1.834, +55% rispetto al 2023. La potenza di generazione raggiunge gli
81,6 GW per un valore di 121 miliardi di euro, contro i 50,9 GW e gli 80,1 miliardi del 2023.
I progetti di nuovi impianti in Italia restano al centro dell’attenzione, con il 98% delle iniziative.
Calano le operazioni straordinarie, ma crescono le loro dimensioni. Gli attori più coinvolti sono le aziende con core business nelle rinnovabili, seguite dagli energetici, dagli installatori/EPC
e dagli investitori finanziari.
Il fotovoltaico prevale per numero di operazioni (893), mentre l’agrivoltaico è in testa per potenza con 22,7 GW. L’eolico offshore spicca per valore dei progetti con oltre 60 miliardi di euro.
Migliora il rilascio delle autorizzazioni, spinto dalle procedure semplificate: il fotovoltaico, ad esempio, passa da 3,1 GW a 5,2 GW.
Diverso il quadro per l’eolico, dove resta un ampio divario tra potenza richiesta e autorizzata.
È proseguito il calo dell’IREX Index, che traccia le small-mid cap pure renewable quotate su Borsa Italiana, che ha subito una discesa del 36% nel 2024 dopo il -21,3% nel 2023.
La capitalizzazione è di 2 miliardi di euro, ridotta anche a causa di diversi delisting, oltre che per le incertezze che hanno caratterizzato il settore in Italia.
Lo sviluppo e gli economics delle rinnovabili in Europa
Il 2024 è stato un anno in chiaroscuro per le rinnovabili: forte crescita del fotovoltaico ma stallo per l’eolico onshore e soprattutto offshore.
I costi di generazione in Europa sono scesi per quasi tutte le tecnologie: LCOE medio -4,8% per l’eolico a terra, -9,3% per il fotovoltaico commerciale e -17% per utility scale a terra. Riduzioni, seppure più contenute anche per l’agrivoltaico (-3,5%) e per il fotovoltaico flottante su bacini idrici (-3,3%).
Solo per l’eolico offshore il LCOE medio è salito di circa l’8% sul 2023. L’eolico a terra presenta un LCOE europeo compreso tra 65,6 e 89,4 €/MWh, mentre il fotovoltaico utility scale tra 50,9 e 68,2 €/MWh.
Nel complesso sono migliorate le condizioni per gli investimenti, grazie al calo dell’inflazione, a politiche monetarie meno restrittive, alla discesa dei costi delle tecnologie.
Il contesto è stato favorito anche dagli interventi dell’UE per facilitare i processi autorizzativi ed aumentare la partecipazione alle aste per le rinnovabili.
Il quadro oggi appare, però, quanto mai incerto, per il persistere delle crisi sul fronte geopolitico e per la nuova politica statunitense sui dazi. Nonostante lo scenario estremamente fluido per gli aspetti di rischio difficilmente prevedibili negli effetti e nelle loro dimensioni, si può ipotizzare per il 2025 un ulteriore leggero calo del LCOE per l’eolico (sia onshore che offshore) e stabilità o un lieve aumento per i costi del fotovoltaico.
I mercati dell’energia e dei servizi di flessibilità
La crescita delle rinnovabili sta modificando il funzionamento dei mercati dell’energia. Aumentano i prezzi nulli e negativi, con le tecnologie meno flessibili spesso responsabili di questi segnali estremi. Le rinnovabili non programmabili offrono al di sotto del prezzo marginale e catturano prezzi inferiori alla media.
La struttura del MGP è al centro del dibattito, che spazia dal superamento del system marginal pricing a strumenti out the market, come CfD, PPA ed energy release.
Il MACSE sosterrà gli accumuli, riducendo il curtailment e stabilizzando i prezzi, con effetti positivi anche sulla bolletta.
Il TIDE, in vigore da inizio 2025, introduce nuove regole, prodotti e figure nei mercati dei servizi, segnando un cambio strutturale nel panorama del dispacciamento elettrico.
L’adeguatezza e flessibilità del sistema elettrico
La rapida espansione delle rinnovabili comporta un nuovo equilibrio del sistema elettrico. L’adeguatezza in Italia resta garantita, ma solo grazie al meccanismo di remunerazione della capacità. Peraltro, i margini minimi si verificano solo per poche ore l’anno, confermando la tenuta complessiva del sistema.
La crescente variabilità del carico residuo chiede di disporre di maggior flessibilità: il MACSE sarà lo strumento chiave per promuovere accumuli utility scale destinati al time-shifting, essenziale per evitare il taglio dell’energia rinnovabile.
Per garantire un sistema efficiente, rinnovabili e accumuli devono crescere insieme in modo coordinato, bilanciando benefici e costi in un’ottica di ottimizzazione delle risorse.
In parallelo, il PNIEC rilancia il nucleare con 8 GW al 2050 tramite SMR e AMR: uno scenario per garantire l’adeguatezza di lungo termine ma con sfide aperte sulla flessibilità, l’integrazione con le rinnovabili e la sostenibilità economica.
I sistemi di accumulo
A livello europeo la crescita degli stoccaggi è sostenuta: le batterie hanno raggiunto nel 2024 i 35 GW, in buona parte in autoconsumo.
In Italia lo storage supera i 10 GW, di cui circa il 46% è di batterie integrate con rinnovabili. L’attuale capacità totale è di circa 66,7 GWh, ancora dominata dai pompaggi.
Lo sviluppo dei sistemi di accumulo è centrale per il sistema elettrico italiano. Sebbene siano diffusi soprattutto gli impianti di piccola taglia, strumenti come il capacity market e il progetto pilota Fast Reserve sono riusciti ad attivare gli investimenti nelle batterie utility scale.
Il MACSE, in partenza a settembre 2025, sarà la leva principale per realizzare la maggior parte della capacità di accumulo necessaria al 2030, dando priorità alle batterie ma includendo
anche le tecnologie innovative e i pompaggi.
La prima asta assegnerà fino a 10 GWh. Le zone Nord e Centro Nord saranno escluse da questa prima tornata, secondo quanto stabilito nel Documento fabbisogni. Il premio massimo proposto per il 2028 è di 32.000 €/MWh/anno.
Le batterie utility scale già presenti sul mercato italiano hanno modelli di business diversi: alcuni si concentrano su un solo servizio, altri partecipano a più mercati. I ricavi variano tra
23.000 e 125.000 €/MW/anno, a seconda della zona, della durata e dell’accesso ai diversi servizi.
Gli impianti abilitati al MSD e MRR registrano le performance economiche migliori.
I pompaggi esistenti continuano a svolgere un ruolo essenziale di punta e bilanciamento.
Nel 2024, il 22% dei ricavi netti sono legati agli impianti puri e il 78% a quelli misti. I puri sono remunerati per l’86% dal MB, mentre quelli misti traggono il 66% dei ricavi da MGP.
Il loro utilizzo resta limitato: nel 2023 il load factor annuo massimo è stato dell’8% in pompaggio e 6% in generazione.
Le ore equivalenti giornaliere sono state 2,9 in pompaggio e 1,9 in generazione.
I pompaggi puri hanno mostrato la più alta incidenza di offerte marginali in MGP, segnalando un ruolo attivo nel formare il prezzo.