Senza il fotovoltaico e l’eolico installati negli ultimi 5 anni, nel 2026 i prezzi elettrici all’ingrosso in 11 mercati dell’Ue sarebbero quasi 55 euro/MWh più alti.
Intanto, però, il calo dei prezzi proprio nelle ore di produzione delle rinnovabili sta mettendo sotto pressione i ricavi degli impianti esposti al mercato e la convenienza dei nuovi Ppa.
A metterlo in evidenza è Renewables 2026, il rapporto della Iea (International Energy Agency) pubblicato oggi, 6 novembre, che dà una fotografia delle rinnovabili nel mondo con previsioni fino al 2031.
La stima sul risparmio dato dalle rinnovabili, che comprende anche l’Italia, confronta i prezzi effettivi con uno scenario ipotetico in cui non sarebbe stata aggiunta nuova capacità da sole e vento a partire dal 2021: senza questi impianti, nel periodo 2021-2026 i costi di approvvigionamento elettrico sarebbero stati superiori di oltre 280 miliardi di euro, come mostra il risultato del confronto modellistico sui mercati all’ingrosso (con valori 2026 in parte stimati).
Tra 2021 e 2025 l’Ue, si legge nel documento, ha aggiunto circa 270 GW fotovoltaici e quasi 70 GW eolici, aumentando di oltre 300 TWh la produzione, pari a circa l’11% dei consumi elettrici europei.
A livello mondiale, secondo un’altra stima Iea, senza la crescita delle rinnovabili dal 2010 la domanda di fonti fossili nel 2025 sarebbe stata superiore dell’8%.
Prezzi catturati e Ppa
Bene per il costo dell’elettricità, meno per chi deve finanziare nuovi impianti. La Iea segnala che la crescente frequenza di prezzi nulli o negativi, insieme ai tagli alla produzione, comprime i ricavi di fotovoltaico ed eolico esposti al mercato. L’incertezza sui prezzi catturati rende inoltre più difficile valutare la redditività dei progetti e negoziare nuovi Ppa aziendali.
Le aste restano il principale motore dei grandi impianti europei: secondo l’Agenzia sosterranno il 60% del nuovo FV utility scale, quasi il 70% dell’eolico onshore e oltre l’80% dell’offshore nel periodo 2026-2031. I Ppa mantengono un ruolo importante, soprattutto nel solare, mentre si riduce lo spazio per gli investimenti puramente merchant.
In Spagna (si veda il dossier della stessa Iea pubblicato ieri) le ore a prezzo negativo sono passate da 244 nel 2024 a 494 nel 2025 e a 700 già nel primo semestre 2026. Qui, come in altri paesi, la domanda elettrica è cresciuta meno delle attese, anche per il ritardo di grandi progetti industriali, di idrogeno e di data center. Ne risentono i prezzi catturati e il mercato dei nuovi Ppa. Vincoli di rete e curtailment penalizzano anche l’eolico.
Nel 2026 primo calo del nuovo installato Fer mondiale
Le Fer continueranno comunque a crescere. Per il 2026 la Iea prevede 733 GW di nuova capacità nel mondo, l’11% in meno rispetto al 2025: si interromperebbero così 21 anni consecutivi di record, soprattutto per il brusco rallentamento del fotovoltaico cinese dopo il passaggio dalle tariffe fisse alle aste.
Nei sei anni 2026-2031, però, le nuove installazioni arriverebbero a quasi 4.800 GW, il 57% in più rispetto al periodo precedente, per oltre tre quarti fotovoltaiche. Una crescita robusta ma non abbastanza per centrare l’obiettivo di triplicare la capacità Fer mondiale entro il 2030, che anche nello scenario accelerato della Iea verrebbe raggiunto soltanto nel 2031.
La Cina manterrebbe il primato, con il 53% della crescita, seguita dall’India. Accelerano anche Sud-est asiatico, Medio Oriente e Africa.
Negli Usa le previsioni sono state alzate di quasi il 40% rispetto al rapporto precedente, soprattutto per il fotovoltaico, anche per la maggiore domanda elettrica dei data center. Nei mercati emergenti cresce inoltre il fotovoltaico off-grid, con quasi 80 GW di nuove installazioni attese tra 2026 e 2031.
L’Europa e il ritardo sull’eolico
In Europa la Iea prevede 617 GW di nuova capacità nel periodo 2026-2031, quasi il 40% in più rispetto ai sei anni precedenti. Ma il ritmo annuo rimarrebbe sostanzialmente fermo attorno ai 100-105 GW, frenato da reti, autorizzazioni e rallentamento del fotovoltaico distribuito. Le installazioni di quest’ultimo, dopo il picco di 45 GW del 2023, scenderebbero sotto 30 GW annui verso il 2031, anche per la riduzione degli incentivi, Italia compresa.
Per l’Ue la previsione è di una quota Fer nella generazione elettrica intorno al 60% nel 2030, contro il 72% dello scenario della Commissione collegato al piano REPowerEU.
Il fotovoltaico raggiungerebbe i 592 GW in corrente alternata utilizzati dall’Iea come riferimento per gli obiettivi europei, mentre l’eolico rimarrebbe oltre il 30% sotto l’ambizione di 510 GW.
Pesano soprattutto i ritardi dei progetti e i problemi di integrazione nella rete. Solo nello scenario accelerato, con interventi più rapidi, l’Ue raggiungerebbe il 72% di elettricità rinnovabile.
Per l’Italia il rapporto vede nel Fer X un sostegno allo sviluppo dei grandi impianti FV. Ricorda anche l’asta del 2025 con criteri di resilienza della filiera, che ha assegnato circa 1,1 GW. Restano però gli ostacoli autorizzativi e i limiti della rete di trasmissione; per il fotovoltaico distribuito le prospettive sono state riviste al ribasso.
Reti, batterie e produzione tagliata
L’integrazione nei sistemi elettrici resta il fattore critico. Nei mercati monitorati dall’Iea, il curtailment tecnico di FV ed eolico, quasi 200 TWh nel 2025, potrebbe arrivare a circa 850 TWh nel 2031, vicino all’8% della produzione da fonti variabili.
L’Agenzia avverte però che azzerare il curtailment potrebbe costare più dei benefici: occorre ridurlo dove conviene, investendo in reti e flessibilità.
Anche le richieste di connessione mostrano come sta cambiando il mercato. Nei paesi censiti dalla Iea, le pipeline arrivano nel 2026 a circa 4.500 GW, di cui oltre 1.500 GW di batterie standalone e più di 600 GW di progetti ibridi. Le richieste per soli impianti Fer sono invece diminuite, anche per regole più severe che hanno escluso iniziative meno mature.
Le batterie si diffondono anche dietro il contatore: l’Agenzia ne prevede oltre 670 GWh di capacità installata nel 2031, quasi sei volte il livello del 2025. A quella data più di un terzo dei sistemi FV domestici dovrebbe avere un accumulo.
Crescono poi gli impianti ibridi che combinano fotovoltaico, eolico e batterie. Secondo le simulazioni della Iea, in molte aree favorevoli possono produrre elettricità con costi livellati inferiori a 75 dollari/MWh.
Tornano a crescere anche gli accumuli idroelettrici mediante pompaggio, con circa 74 GW aggiuntivi previsti nel 2026-2031.
Industria, filiere e biometano
La rapidità della crescita solare non mette al riparo i produttori dalla crisi. Oltre il 90% dei maggiori fabbricanti cinesi di FV ha registrato perdite nel 2026 e più di 70 aziende hanno avviato procedure fallimentari o di liquidazione dal 2024.
Nonostante questo, la filiera resta concentrata in Cina; entro il 2031 l’India potrebbe essere l’unico altro paese in grado di produrre su larga scala tutti i principali componenti fotovoltaici.
Anche l’eolico offshore sconta costi e ritardi: le previsioni sono state tagliate del 27% rispetto alla precedente edizione del rapporto, con 117 GW di nuove installazioni attese nel 2026-2031.
Fuori dal settore elettrico, la Iea prevede che la quota delle rinnovabili moderne nei consumi mondiali di calore salga dal 15% del 2025 al 19% nel 2031, soprattutto grazie all’elettrificazione.
Qui resta decisivo il divario tra il prezzo di elettricità e gas: in Italia, come in Belgio e Romania, il rapporto è compreso tra 3,1 e 3,4 per le fasce di consumo industriale considerate sulla base dei dati Eurostat 2025. La mediana dei 25 paesi Ue esaminati è invece di 2,6. Gli accumuli termici, si osserva, potrebbero aiutare a ridurre i costi, sfruttando le ore con elettricità meno cara.
Quanto al biometano, la produzione mondiale quasi raddoppierebbe entro il 2031. L’Italia potrebbe triplicare la propria rispetto al 2025 e presenta una pipeline di capacità aggiuntiva pari a 23 TWh annui, la più ampia d’Europa.
La crescita non basterebbe però a centrare gli obiettivi comunitari. Sommando biogas e biometano, secondo il metodo di monitoraggio richiamato dalla Iea, la produzione Ue prevista per il 2030 arriverebbe soltanto al 62% dell’equivalente del traguardo REPowerEU, fissato a 35 miliardi di metri cubi annui di biometano.
Anche nei trasporti il contributo delle Fer rimarrebbe limitato: nonostante la crescita di elettricità rinnovabile e biocarburanti, coprirebbero appena il 6% della domanda mondiale al 2031.
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