Un’analisi del think tank Bruegel esamina la variabilità delle risorse rinnovabili in Europa e come la flessibilità del sistema elettrico e la struttura del mercato possano accrescere il valore economico delle rinnovabili
Le energie rinnovabili sono fondamentali per la strategia dell’Unione Europea in materia di clima ed energia. Il raggiungimento degli attuali obiettivi UE in materia di rinnovabili richiederà investimenti costanti e su larga scala nella capacità solare ed eolica in tutta Europa.
Tuttavia, questi obiettivi rappresentano solo una parte della sfida: l’installazione di impianti rinnovabili senza considerare l’importanza della localizzazione e delle tempistiche può creare difficoltà tecniche ed economiche per il sistema energetico. Ad esempio, concentrare la produzione nelle stesse fasce orarie e aree geografiche potrebbe non solo causare sprechi di elettricità, ma anche sovraccaricare le reti locali; a lungo termine, ciò ridurrebbe i ricavi a causa dei bassi prezzi all’ingrosso (fenomeno noto come “cannibalizzazione”), disincentivando così nuovi investimenti nelle rinnovabili.
Un’analisi del think tank Bruegel esamina la variabilità delle risorse rinnovabili in Europa, la loro distribuzione geografica, il modo in cui l’effetto di “cannibalizzazione” sta già deprimendo il valore di mercato in alcuni Paesi e come la flessibilità del sistema elettrico e la struttura del mercato possano accrescere il valore economico delle rinnovabili.
LE RISORSE EOLICHE E SOLARI DELL’EUROPA SONO COMPLEMENTARI
A livello aggregato, l’Europa presenta una notevole complementarità tra l’irraggiamento solare e l’intensità del vento, sia sotto il profilo geografico che temporale. Ciò è evidente analizzando i “fattori di capacità”, che misurano la quota di capacità effettivamente utilizzata da un impianto di produzione di energia.
Il confronto tra Spagna e Germania illustra gli andamenti stagionali dell’energia eolica e solare, evidenziando le diverse dotazioni di risorse dei due Paesi e la maggiore variabilità dell’eolico: la Germania registra fattori di capacità del fotovoltaico inferiori rispetto alla Spagna durante tutto l’anno, in particolare in inverno. In entrambi i Paesi la produzione combinata da fonte solare ed eolica risulta notevolmente stabile nel corso dell’anno, dimostrando la complementarità delle due fonti.
Questo effetto è ancora più marcato a livello di UE: la combinazione di risorse eoliche e solari tra regioni con profili di produzione complementari riduce la variabilità e migliora l’efficienza del sistema, mettendo in luce un vantaggio fondamentale dell’integrazione dei mercati energetici nazionali europei.
CAPACITÀ SOLARE ED EOLICA
Le risorse solari ed eoliche sono distribuite in modo disomogeneo in tutta Europa. L’energia solare è più intensa nel sud e durante l’estate, seguendo un ciclo diurno con andamenti fortemente correlati tra i diversi paesi. L’energia eolica, al contrario, è più intensa nel nord, lungo le coste e in inverno; presenta una minore correlazione tra i paesi e non segue un ciclo definito.
Gli impianti fotovoltaici in Paesi come Bulgaria, Spagna e Grecia raggiungono tipicamente fattori di capacità medi compresi tra il 12% e il 14%. Per contro, i fattori di capacità sono molto più bassi in Paesi meno soleggiati, come Norvegia e Svezia. Per l’eolico onshore, paesi come Irlanda, Norvegia, Finlandia e Portogallo raggiungono fattori di capacità medi superiori al 30%.
Sebbene la disponibilità di risorse – come la velocità del vento e l’intensità dell’irraggiamento solare – determini principalmente i fattori di capacità, l’effettiva installazione e la produzione non sempre seguono questa logica. Nonostante esista una correlazione positiva tra l’irraggiamento solare di un Paese e la quota di elettricità generata dal fotovoltaico nel mix elettrico, si riscontra comunque una notevole variabilità nella capacità fotovoltaica installata e nell’elettricità prodotta a parità di livelli di irraggiamento solare.
ALCUNE LOCALITÀ OFFRONO MAGGIORI OPPORTUNITÀ DI INSTALLAZIONE
A causa della discrepanza tra la distribuzione geografica del potenziale di energia rinnovabile e l’effettiva installazione della capacità di generazione, un metodo utile per valutare dove la capacità rinnovabile aggiuntiva offra il maggior vantaggio economico è il prezzo medio che una tecnologia effettivamente spunta per l’elettricità prodotta sul mercato all’ingrosso: questo parametro è definito “valore di mercato”.
Per il fotovoltaico, la maggior parte dei Paesi dell’Europa orientale, così come l’Italia, registra valori di mercato molto elevati. Ciò indica che i prezzi dell’elettricità all’ingrosso sono alti quando gli impianti fotovoltaici producono energia e che una capacità fotovoltaica aggiuntiva risulterebbe particolarmente preziosa in quei periodi e in quei Paesi.
È probabile che l’elettricità venga generata da un impianto fotovoltaico aggiuntivo, anziché da costosi combustibili fossili. L’energia eolica onshore presenta valori di mercato relativamente alti in gran parte dell’Europa. Come per il fotovoltaico, i Paesi dell’Europa orientale e l’Italia mostrano i valori di mercato più elevati.
Gli Stati caratterizzati da prezzi dell’elettricità già bassi registrano valori di mercato contenuti sia per il fotovoltaico che per l’eolico onshore. I Paesi nordici, grazie alla loro abbondante capacità di generazione idroelettrica, eolica e nucleare; e la Francia, grazie all’energia nucleare, ne sono esempi.
UNA MAGGIORE QUOTA DI RINNOVABILI PORTA A UNA RIDUZIONE DEL VALORE ECONOMICO
Sebbene l’aumento della capacità da fonti rinnovabili sia fondamentale per la decarbonizzazione del sistema elettrico, l’immissione di ulteriori impianti rinnovabili sul mercato influisce sui prezzi. Quando viene generata simultaneamente una grande quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili, i prezzi tendono a scendere.
Questo fenomeno, noto come “cannibalizzazione”, è particolarmente rilevante dove la produzione è fortemente correlata a livello nazionale e transnazionale, come accade per il solare fotovoltaico. I tassi di cattura – il rapporto tra il valore di mercato di una tecnologia e il prezzo medio all’ingrosso – illustrano bene questo aspetto: le tecnologie che generano elettricità quando i prezzi all’ingrosso sono elevati, realizzando così un alto valore di mercato, presentano tassi di cattura elevati.
GLI EFFETTI DELLA “CANNABALIZZAZIONE”
La cannibalizzazione comporta diverse problematiche: indebolisce gli incentivi all’installazione di nuova capacità e può accrescere la spesa pubblica nei casi in cui i sussidi siano calcolati come differenza tra il prezzo di mercato e un prezzo prestabilito (strike price); inoltre, la generazione simultanea da fonti rinnovabili può mettere sotto stress le reti elettriche locali.
In Germania e Spagna, i tassi di cattura del solare fotovoltaico e dell’eolico onshore diminuiscono all’aumentare della quota di generazione, con il solare fotovoltaico che subisce l’impatto maggiore. Nel periodo 2015-2025, quando la generazione ha superato il 20% del carico (la domanda totale di elettricità), i tassi di cattura sono scesi fino al 20%: ciò significa che, in quel mese, gli impianti fotovoltaici hanno ricavato appena un quinto del prezzo medio all’ingrosso. Il tasso di cattura dell’eolico onshore risulta più stabile, a testimonianza della sua minore correlazione produttiva sia all’interno dei singoli paesi che tra di essi.
IL VALORE ECONOMICO DELLE ENERGIE RINNOVABILI
Il valore economico delle tecnologie rinnovabili dipende non solo dalla localizzazione e dall’entità della capacità installata, ma anche dalla capacità di integrare efficacemente nel sistema l’energia prodotta, un aspetto talvolta definito “flessibilità”. Un indicatore estremo della crescente cannibalizzazione e dell’insufficiente flessibilità del sistema energetico è rappresentato dal numero di ore in cui il prezzo all’ingrosso risulta pari a zero o negativo.
Nel 2025 la Germania ha registrato 573 ore di prezzi negativi, una situazione che si protrae da diversi anni (già nel 2015 se ne contavano 111). La Spagna ha registrato 625 ore di prezzi negativi nel 2025, posizionandosi al terzo posto per numero di ore di questo tipo.
Tuttavia, a differenza della Germania, la Spagna non ha registrato nemmeno un’ora di prezzi negativi nell’ultimo decennio, sperimentando tale fenomeno per la prima volta solo nel 2024, con 247 ore. Infine, l’Italia non ha registrato alcuna ora di prezzi negativi fino al 2025; ciò potrebbe essere interpretato come un ulteriore segnale del ritmo relativamente lento di diffusione delle energie rinnovabili nel Paese.
CONCLUSIONI
Una letteratura accademica sempre più ampia dimostra che la conformazione geografica dell’Europa consente di realizzare un sistema energetico decarbonizzato basato principalmente sulle fonti rinnovabili. Sebbene un ulteriore incremento dell’energia rinnovabile sia indispensabile, il dibattito sui costi della transizione ha assunto crescente rilevanza.
I costi del vecchio sistema energetico erano determinati principalmente dalle spese per i combustibili – e quindi dai costi operativi – mentre il sistema futuro, basato prevalentemente su rinnovabili e altre fonti non fossili, sarà caratterizzato soprattutto dai costi di investimento. È dunque fondamentale gestire con attenzione la localizzazione, la scelta tecnologica e le tempistiche della futura espansione delle rinnovabili, al fine di massimizzare l’efficienza e contenere i costi.
