Rinnovabili sopra il 50% del mix elettrico europeo nel 2025?

Il 2025 sarà un anno ricco di “contraddizioni” sui mercati energetici europei: per la prima volta, la maggior parte della produzione elettrica sarà da fonti rinnovabili, ma il gas continuerà a influire sui prezzi finali dell’energia, che quindi aumenteranno (si parla di 95 euro/MWh in media in Germania, +20% sul 2024).

Le aste per nuova capacità eolica e solare raggiungeranno livelli record, mentre i sistemi di accumulo attireranno sempre più investimenti degli operatori, al fine di aumentare la flessibilità della rete.

Queste le principali tendenze previste da Wood Mackenzie per il settore elettrico europeo quest’anno, pubblicate nel documento intitolato “European power & Renewables: what to look for in 2025”.

Rinnovabili oltre il 50% del mix

Come detto, gli analisti prevedono che nel 2025 le energie rinnovabili produrranno complessivamente la maggior parte dell’elettricità a livello europeo, per la prima volta nella storia, arrivando intorno al 52% del mix, contro il 47,4% del 2024 (si veda anche Più fotovoltaico che carbone nel mix elettrico Ue 2024).

In questo scenario, si spiega, gli operatori nazionali di trasmissione dovranno investire in modo rilevante per espandere e potenziare le reti elettriche; si citano, ad esempio, i piani di TenneT tra Germania e Olanda (25 miliardi di euro) e quelli di RTE in Francia (quasi 4 miliardi)

Ricordiamo che l’italiana Terna a marzo 2024 ha presentato il nuovo Piano industriale 2024-2028 che, con 16,5 miliardi di euro, è quello “con gli investimenti più alti mai registrati” nella sua storia (+65% rispetto al 2021-2025), come ha sottolineato l’amministratrice delegata Giuseppina Di Foggia.

Il piano, infatti, è incentrato sulla “Twin Transition”, la duplice transizione energetica e digitale, puntando a espandere e potenziare le linee di trasmissione, tra cui gli elettrodotti Tyrrhenian Link, Italia-Tunisia e Sacoi3, al fine di assorbire una quantità sempre più elevata di elettricità generata con le fonti rinnovabili.

Anche le utility stanno intensificando gli investimenti in trasmissione e distribuzione, in alcuni casi superando la loro spesa per la nuova capacità di generazione.

Wood Mackenzie cita il piano strategico di Enel 2025-2027, che stanzia 22 miliardi di euro in Italia e Spagna per migliorare la “qualità e resilienza” della rete, mentre Iberdrola sta dedicando una cifra simile alle attività sulle reti per il 2024-2026.

Rimangono dei colli di bottiglia sulle interconnessioni transfrontaliere, dovuti anche a “preoccupazioni protezionistiche interne” che rallentano l’esecuzione della strategia Ue per facilitare i flussi di energia tra differenti mercati.

Ad esempio, i pianificatori spagnoli e portoghesi continueranno a incontrare la resistenza del regolatore francese sui collegamenti proposti attraverso i Pirenei, necessari per raggiungere gli obiettivi Ue di interconnessione.

Come va la domanda elettrica?

La domanda di elettricità europea ha attraversato un periodo di notevole turbolenza e, nonostante la ripresa post-pandemia e il superamento della crisi energetica, le dimensioni del mercato rimangono sotto i livelli anteriori al 2020.

La ripresa post-crisi è continuata nel 2024, con volumi nei principali mercati in aumento di circa il 2% su base annua, ma la continuazione di questa tendenza nel 2025 rimane incerta.

In particolare, si sottolinea, il ritmo dell’elettrificazione non è sulla buona strada per soddisfare gli obiettivi del 2030, come dimostrano soprattutto le vendite in calo di pompe di calore per il secondo anno consecutivo nel 2024.

Nel complesso, gli esperti prevedono “prospettive contrastanti per la domanda di energia nel 2025, con l’espansione economica e la crescita dei data center che aumentano i volumi in Spagna, mentre il consumo tedesco potrebbe crollare a causa della debole attività industriale”.

Mercati eolici “nervosi”

Wood Mackenzie ritiene che forze opposte avranno un impatto sull’eolico onshore europeo.

Da un lato, ci sono segnali positivi: si prevede che i costi di finanziamento scenderanno dai massimi degli ultimi anni, mentre si stanno diffondendo le autorizzazioni accelerate in diversi Paesi, come Germania e Svezia

Dall’altro lato, però, restano alcune barriere, tra cui le “code” per le connessioni alla rete dei progetti, senza dimenticare i crescenti rischi politici, poiché “in Francia, Germania e Austria alcuni partiti stanno galvanizzando il sentimento contrario al Net Zero e l’eolico a terra è un bersaglio primario per le critiche”.

Guardando ai numeri, si prevede che ci saranno aste per oltre 14 GW di eolico a terra in tutta Europa, con almeno 10 GW offerti in Germania e 1,5 GW in Spagna.

Passando al settore offshore, gli analisti ritengono che il 2025 sarà in linea con il 2024 e rimarrà sotto ai 5 GW di nuova capacità annuale installata.

Con 3,7 GW di procedure competitive per l’eolico offshore senza offerenti nel 2024, “è importante sottolineare che la capacità messa in gara non equivale alla capacità assegnata”.

Attualmente, oltre 30 GW di progetti già assegnati tramite aste in Europa devono ancora finalizzare i loro contratti di fornitura.

Oltre metà di questa capacità si trova in Germania e 5 GW si trovano in Paesi che non hanno mai costruito un impianto eolico offshore su scala commerciale.

Verso un record di fotovoltaico utility scale

Con oltre 25 GW di nuove installazioni fotovoltaiche su larga scala previste, il 2025 è destinato a essere un anno record per gli sviluppi di progetti FV utility scale in Europa.

Grazie al forte calo dei prezzi dei moduli fotovoltaici nel quarto trimestre del 2024, afferma Wood Mackenzie, “è probabile che gli sviluppatori facciano scorta all’inizio dell’anno e accelerino i loro progetti prima di un successivo cambiamento nell’evoluzione dei costi”.

Le ultime previsioni vedono il prezzo medio dei moduli TOPCon di fabbricazione cinese “aumentare del 24% alla fine del 2025, rispetto all’inizio del 2024”.

Altra tendenza è che la domanda di PPA per il fotovoltaico è scesa del 50% nel 2024 a causa del crescente rischio di prezzo, associato soprattutto alla diffusione dei prezzi negativi; per quest’anno però si prevede “una ripresa del volume di PPA solari contrattualizzati, in particolare in Spagna e Germania, poiché i prezzi dell’energia elettrica sono supportati dall’aumento dei costi del gas” (si veda anche PPA da rinnovabili verso nuove frontiere in Europa).

Sempre più accumuli per la rete

Il 2024, conclude il documento, ha segnato un momento cruciale per l’accumulo di energia in Europa.

Mentre il segmento residenziale si è contratto a causa del calo delle tariffe al dettaglio, con il contemporaneo aumento dei tassi di interesse, il segmento utility scale ha registrato un’impennata significativa, superando per la prima volta le installazioni domestiche, anche in Italia.

Come abbiamo scritto, Wood Mackenzie ritiene che il mercato dello storage su scala di rete sia appena partito. Si prevede che entro il 2033 le installazioni annuali in Europa supereranno 108 GW, circa 13 volte più di oggi.

I progetti di accumulo europei si stanno poi adattando a un’esigenza di mercato che va oltre i servizi ausiliari.

Nel 2024 la durata media degli impianti di storage ha raggiunto le 2 ore, riflettendo uno spostamento verso il commercio di energia e i mercati della capacità, poiché entrambe le applicazioni traggono vantaggio da sistemi di durata più lunga.

Si stima che nei prossimi anni cresceranno i progetti ibridi e co-localizzati (storage integrato in impianti di produzione a fonti rinnovabili), poiché le batterie aiuteranno gli operatori a proteggersi dalla volatilità dei prezzi all’ingrosso.

Anche i governi stanno supportando le installazioni ibride, dando priorità ai punti di connessione per asset multi-tecnologici e introducendo aste combinate come meccanismi per affrontare le crescenti sfide dell’integrazione delle energie rinnovabili.

• Documento Wood Mackenzie (scaricabile da questo link con registrazione gratuita)