La crescita dell’energia solare ed eolica rappresenta uno dei pilastri della transizione energetica europea. Per raggiungere gli obiettivi climatici fissati dall’Unione Europea sarà necessario continuare a investire nella realizzazione di nuovi impianti, ma l’aumento della capacità produttiva, da solo, non garantisce i risultati attesi. A determinare la redditività delle rinnovabili e la loro effettiva utilità per il sistema elettrico sono anche la posizione geografica degli impianti, i momenti in cui producono energia e la capacità delle reti di assorbire l’elettricità disponibile.
È questo il quadro che emerge da un’analisi del think tank Bruegel, dedicata al potenziale delle fonti rinnovabili nel continente e ai fattori che ne condizionano il valore economico. La ricerca evidenzia come una pianificazione poco attenta possa generare eccedenze di produzione, congestioni nelle reti e una progressiva riduzione dei ricavi per gli operatori. Un fenomeno che rischia di indebolire proprio gli incentivi economici necessari per sostenere nuovi investimenti.
Il problema diventa particolarmente evidente quando numerosi impianti producono contemporaneamente nelle stesse aree. L’offerta di elettricità aumenta, i prezzi all’ingrosso diminuiscono e l’energia generata può perdere valore. È il meccanismo della cosiddetta cannibalizzazione dei prezzi, una dinamica che interessa soprattutto il fotovoltaico e che rende sempre più importante accompagnare lo sviluppo delle rinnovabili con strumenti capaci di rendere il sistema elettrico più flessibile.
Solare ed eolico, due fonti da integrare
La distribuzione delle risorse naturali in Europa offre condizioni favorevoli alla combinazione di energia solare ed eolica. Le due fonti, infatti, presentano caratteristiche differenti sia nello spazio sia nel corso dell’anno: l’irraggiamento è generalmente più intenso nell’Europa meridionale e durante i mesi estivi, mentre il vento offre opportunità particolarmente interessanti nelle regioni settentrionali, nelle aree costiere e nella stagione invernale.
Questa diversità può diventare un vantaggio per l’intero sistema energetico. Se le fonti vengono sviluppate in territori con profili produttivi complementari, le oscillazioni della generazione possono essere compensate più facilmente, riducendo la dipendenza da una singola tecnologia o da una determinata condizione meteorologica.
Il confronto tra Germania e Spagna, richiamato dall’analisi di Bruegel, mostra chiaramente queste differenze. Gli impianti fotovoltaici tedeschi registrano fattori di capacità inferiori rispetto a quelli spagnoli durante tutto l’anno, con uno scarto particolarmente evidente nei mesi invernali. La combinazione tra produzione solare ed eolica, tuttavia, contribuisce in entrambi i Paesi a rendere più regolare la disponibilità complessiva di elettricità.
Su scala europea, il vantaggio può risultare ancora maggiore. Integrare mercati nazionali caratterizzati da condizioni meteorologiche differenti permette infatti di attenuare la variabilità della produzione e di sfruttare meglio le risorse disponibili oltre i confini dei singoli Stati.
Il potenziale naturale non coincide con la capacità installata
Le condizioni ambientali costituiscono un elemento determinante, ma non spiegano da sole le differenze nello sviluppo delle rinnovabili. La quantità di sole e la velocità del vento incidono sulla produttività degli impianti, mentre investimenti, infrastrutture e scelte energetiche nazionali contribuiscono a determinare quanta capacità venga effettivamente realizzata.
Per il fotovoltaico, i fattori di capacità medi risultano generalmente compresi tra il 12% e il 14% in Paesi come Bulgaria, Spagna e Grecia. In Stati meno soleggiati, tra cui Norvegia e Svezia, i valori sono sensibilmente inferiori. Per l’eolico terrestre, invece, Irlanda, Norvegia, Finlandia e Portogallo possono superare mediamente il 30%.
Questi dati mostrano perché la valutazione del potenziale energetico debba andare oltre la semplice disponibilità delle risorse naturali. Anche tra Paesi con condizioni di irraggiamento simili possono emergere differenze significative nella capacità fotovoltaica installata e nella quantità di elettricità prodotta.
Individuare i territori più adatti, pertanto, significa considerare contemporaneamente la produttività attesa, le esigenze del sistema elettrico e le prospettive economiche degli impianti.
Italia ed Europa orientale, il fotovoltaico può avere un valore elevato
Per capire dove nuovi investimenti possano offrire i maggiori vantaggi economici, Bruegel prende in esame il valore di mercato dell’elettricità prodotta. L’indicatore misura il prezzo medio all’ingrosso che una determinata tecnologia riesce a ottenere quando immette energia nella rete.
Il dato consente di distinguere la quantità di elettricità generata dal suo effettivo valore commerciale. Un impianto può produrre molta energia, ma ottenere ricavi relativamente contenuti se la genera nelle ore in cui l’offerta è abbondante e i prezzi sono bassi.
Secondo l’analisi, l’Italia e diversi Paesi dell’Europa orientale presentano valori di mercato particolarmente elevati per il fotovoltaico. In questi mercati, l’elettricità solare può risultare preziosa nei momenti in cui viene prodotta, contribuendo a soddisfare la domanda e a ridurre il ricorso a impianti alimentati da combustibili fossili più costosi.
Anche l’eolico terrestre mostra valori di mercato relativamente alti in numerose aree europee, con risultati significativi in Italia e nell’Europa orientale.
Una situazione differente caratterizza i Paesi in cui l’elettricità è già relativamente economica. Nei mercati nordici, la presenza di una consistente produzione idroelettrica, eolica e nucleare contribuisce a contenere i prezzi. In Francia, un ruolo importante è svolto dalla generazione nucleare. In questi contesti, l’incremento di nuova capacità rinnovabile può incontrare condizioni economiche meno favorevoli rispetto a quelle osservate in mercati con prezzi più elevati.
Quando la produzione cresce, i ricavi possono diminuire
Il rapido sviluppo delle fonti rinnovabili introduce una contraddizione economica che riguarda soprattutto gli impianti con profili produttivi simili. Quando una grande quantità di energia viene immessa contemporaneamente nella rete, il prezzo all’ingrosso tende a scendere proprio nelle ore in cui gli impianti producono di più.
Il fenomeno è particolarmente marcato per il fotovoltaico, la cui generazione segue cicli giornalieri abbastanza prevedibili e presenta una forte correlazione tra territori diversi. L’eolico terrestre, grazie a una maggiore variabilità geografica e temporale, può risultare meno esposto alla stessa dinamica.
Un indicatore utile per misurare questo effetto è il tasso di cattura, ossia il rapporto tra il valore di mercato ottenuto da una tecnologia e il prezzo medio dell’elettricità all’ingrosso. Quando il tasso diminuisce, significa che l’impianto riesce a vendere la propria produzione a condizioni relativamente meno vantaggiose rispetto al mercato nel suo complesso.
I dati relativi a Germania e Spagna mostrano che i tassi di cattura del fotovoltaico e dell’eolico terrestre tendono a ridursi con l’aumento della quota di generazione, con conseguenze più marcate per il solare. Nel periodo 2015-2025, nei mesi in cui la produzione fotovoltaica ha superato il 20% del carico elettrico, il tasso di cattura è arrivato a scendere fino al 20%. In quei casi, gli impianti hanno ottenuto un valore pari a circa un quinto del prezzo medio all’ingrosso.
Si tratta di un elemento importante per la sostenibilità finanziaria dei nuovi progetti. Se la crescita della capacità installata determina una progressiva erosione dei ricavi, gli investimenti possono diventare meno attrattivi anche in mercati caratterizzati da un buon potenziale di produzione.
Prezzi negativi, un segnale della flessibilità insufficiente
La presenza di prezzi elettrici nulli o negativi rappresenta uno degli indicatori più evidenti dello squilibrio tra produzione e capacità del sistema di assorbire l’energia disponibile. Queste situazioni possono verificarsi quando l’offerta supera la domanda e gli strumenti di gestione della rete non riescono a compensare adeguatamente l’eccesso di generazione.
Nel 2025 la Germania ha registrato 573 ore con prezzi negativi, rispetto alle 111 rilevate nel 2015. La Spagna ha raggiunto quota 625 ore nello stesso anno, collocandosi al terzo posto per frequenza di questo fenomeno.
Per il mercato spagnolo si tratta di un cambiamento significativo: secondo i dati riportati nell’analisi, non si erano verificate ore a prezzi negativi nel decennio precedente al 2024, quando ne sono state registrate 247.
L’Italia, invece, non aveva registrato ore con prezzi negativi fino al 2025. Il documento interpreta questa situazione anche come un possibile segnale della più lenta diffusione delle rinnovabili nel Paese rispetto ad altri mercati europei.
Il confronto evidenzia come la crescita della produzione pulita debba procedere insieme allo sviluppo delle infrastrutture e degli strumenti di flessibilità. Reti adeguate, capacità di accumulo e una migliore integrazione tra i mercati possono contribuire a utilizzare l’energia disponibile e a limitare gli squilibri tra domanda e offerta.
La transizione energetica si gioca anche sulla qualità degli investimenti
La progressiva decarbonizzazione del sistema elettrico europeo richiederà un ulteriore aumento della produzione da fonti rinnovabili. Tuttavia, l’espansione della capacità non può essere valutata soltanto in base al numero di impianti realizzati o ai megawatt installati.
Il sistema energetico del futuro avrà una struttura economica differente da quella tradizionale. Nel modello basato sui combustibili fossili, una parte rilevante dei costi deriva dall’acquisto continuo delle materie prime necessarie alla produzione. In un sistema alimentato prevalentemente da fonti rinnovabili, invece, assumono maggiore peso gli investimenti iniziali per realizzare gli impianti e le infrastrutture.
Per questo motivo, le decisioni relative alla localizzazione dei progetti, alla scelta delle tecnologie e ai tempi di realizzazione possono incidere profondamente sui costi complessivi della transizione.
L’analisi di Bruegel evidenzia quindi la necessità di superare un approccio concentrato esclusivamente sull’aumento della capacità installata. La complementarità tra solare ed eolico, l’integrazione dei mercati nazionali e una maggiore flessibilità del sistema possono contribuire a valorizzare meglio l’elettricità prodotta.
La sfida europea non consiste soltanto nel generare più energia pulita, ma nel farlo nei luoghi e nei momenti in cui può offrire il maggiore beneficio economico e ambientale. È su questo equilibrio che si giocherà una parte decisiva dell’efficienza e della sostenibilità finanziaria della transizione energetica.
