Green news – guida completa
Di Sarah Finance. Il presente testo offre un’analisi numerica e aggiornata dello stato del settore green nel 2026, con focus su capacità installata, finanziamento, costi unitari e impatti economici. I dati di mercato mostrano tendenze strutturali rilevanti per la transizione energetica. Secondo le analisi quantitative, l’obiettivo è chiarire le variabili che guidano il mercato e delineare scenari di riferimento, senza fornire indicazioni operative di investimento. L’approccio è data-driven, basato su metriche finanziarie e indicatori macroeconomici che saranno illustrati nelle sezioni successive.
I numeri
Questa sezione introdurrà le principali metriche del settore, incluse capacità installata, produzione annua e costi medi. Le metriche finanziarie indicano la necessità di valutare la sostenibilità dei flussi di cassa e l’intensità di capitale.
Il dettaglio numerico seguirà nelle sezioni successive del dossier.
Il contesto di mercato
Dal lato macroeconomico, il mercato è influenzato da politiche industriali, prezzi delle materie prime e condizioni di finanziamento. Il sentiment degli investitori riflette le aspettative su rendimenti e rischi regolatori. Verranno analizzati i principali driver istituzionali e normativi che condizionano la domanda di capacità green.
Le variabili in gioco
Le variabili chiave comprendono costo del capitale, curva di apprendimento tecnologico e disponibilità di materie prime critiche. Secondo le analisi quantitative, il mix di fattori tecnici e finanziari determina la redditività dei progetti. Saranno valutati scenari di rischio e opportunità.
1) Capacità installata: numeri chiave e trend 2021-2026
I dati di mercato mostrano un’espansione rapida della capacità rinnovabile globale nel periodo 2021-2025.
Al 31 dicembre 2025 la capacità complessiva di solare fotovoltaico e eolico onshore e offshore ha superato i 3.150 GW. Secondo le analisi quantitative la crescita media annua composta (CAGR) nel periodo è stata del 9,8%. In Europa la capacità è aumentata con un 6,4% annuo, toccando i 420 GW. In Italia la capacità rinnovabile totale ha raggiunto i 75 GW, con una crescita media annua del 4,7% tra il 2021 e il 2025. Il fotovoltaico rappresenta il 42% del totale rinnovabile nazionale.
2) Finanziamento e flussi di capitale: grandezza dei mercati e costo del capitale
I dati di mercato mostrano un ridimensionamento dei flussi finanziari verso le rinnovabili nel 2025. A livello globale i finanziamenti per progetti rinnovabili hanno totalizzato circa 350 miliardi di dollari, in calo del 3% rispetto al 2024.
Secondo le analisi quantitative, la dinamica riflette l’aumento dei tassi di interesse e una compressione della leva bancaria per progetti utility-scale. Il weighted average cost of capital (WACC) è aumentato sensibilmente nei mercati sviluppati, mentre nei mercati emergenti rimane più elevato a causa del premio di rischio paese. Il paragrafo seguente dettaglia le metriche chiave e gli impatti settoriali.
I numeri
I finanziamenti globali alle rinnovabili nel 2025 sono stimati in circa 350 miliardi di dollari, -3% rispetto al 2024. Il costo medio ponderato del capitale per progetti utility-scale nei mercati sviluppati è salito dal 5,2% del 2023 al 6,7% nel 2025. Nei mercati emergenti il WACC medio si colloca intorno al 9,5%, includendo premi di rischio paese e spread di credito più ampi.
Le metriche finanziarie indicano un aumento dei costi di finanziamento sia per debito che per capitale proprio.
Il contesto di mercato
Dal lato macroeconomico, l’inflazione persistente e le politiche monetarie restrittive hanno inciso sui rendimenti reali. Il sentiment degli investitori verso progetti a lungo termine è diventato più selettivo. Le condizioni bancarie hanno ridotto la disponibilità di finanziamenti senior a leva elevata, spostando parte dei rischi verso strumenti di project finance più strutturati. Secondo le analisi quantitative, la maggiore attenzione al rischio paese ha amplificato la dispersione dei costi del capitale tra mercati sviluppati ed emergenti.
Le variabili in gioco
Tra i fattori chiave figurano i tassi di interesse di riferimento, la disponibilità di capitale privato, e le politiche di supporto pubblico. Anche la qualità contrattuale dei progetti e la solidità degli off-taker influenzano il premio al rischio. Le metriche finanziarie indicano che una migliore mitigazione del rischio di progetto riduce significativamente il WACC effettivo. Il costo del capitale rimane sensibile alle variazioni dei tassi e alle dinamiche di liquidità nei mercati dei capitali.
Impatti settoriali
I settori a maggiore intensità di capitale, come l’eolico offshore e il fotovoltaico utility-scale, soffrono maggiormente l’aumento del WACC. Le tecnologie con cicli di vita finanziaria più brevi o con contratti di vendita più sicuri registrano minori incrementi del costo del capitale. Il sentiment degli investitori favorisce progetti con contratti di off-take a lungo termine e garanzie istituzionali, riducendo il premio richiesto dagli equity investor.
Outlook
Secondo le proiezioni basate sugli scenari attuali, la capacità di attrarre capitale dipenderà dall’evoluzione dei tassi e dalle misure di policy a sostegno degli investimenti verdi. Le metriche finanziarie indicano che la stabilizzazione dei tassi e interventi di de-risking pubblico potrebbero contenere il WACC. A livello globale, i finanziamenti per il 2025 rimangono pari a 350 miliardi di dollari, dato di riferimento per valutare gli sviluppi futuri.
Costo livellato dell’energia (LCOE) e competitività
I dati di mercato mostrano che il livellato costo dell’energia (LCOE) resta un indicatore chiave per misurare la competitività delle tecnologie rinnovabili. Secondo le analisi quantitative, il LCOE medio globale del fotovoltaico utility-scale è diminuito a 23 USD/MWh nel 2025 rispetto ai 30 USD/MWh del 2022, una riduzione del 23%. Per l’eolico onshore il valore medio si attesta intorno a 28 USD/MWh. Tuttavia, l’aumento dei costi di finanziamento nel biennio 2024-2025 ha attenuato ulteriori riduzioni del LCOE, incidendo sul ritmo della diffusione degli impianti su larga scala.
I numeri
Fotovoltaico utility-scale: 23 USD/MWh (2025). Eolico onshore: 28 USD/MWh. Riduzione fotovoltaico 2022‑2025: 23%. L’incremento del costo del capitale ha rallentato la discesa dei prezzi.
Il contesto di mercato
Dal lato macroeconomico, il costo del capitale rimane la variabile che più influenza il LCOE. Il sentiment degli investitori è meno propenso a progetti ad alta intensità di capitale quando i tassi reali aumentano. I flussi finanziari globali, pur stabili come grandezza, mostrano una maggiore discriminazione verso progetti con tempi di rientro più rapidi.
Le variabili in gioco
Le metriche finanziarie indicano che tre fattori determinano il LCOE: costo degli asset, efficienza operativa e costo del capitale. Variazioni nei tassi di interesse incrementano il costo annuo del debito e riducono la leva finanziaria disponibile. Anche i costi di costruzione e la catena degli approvvigionamenti mantengono un ruolo rilevante nel determinare la competitività.
Impatti settoriali
Il calo del LCOE del fotovoltaico rafforza la pressione competitiva su fonti fossili nei settori elettrico e industriale. Tuttavia, l’eolico onshore, con LCOE superiore, compete per progetti in aree con ventosità costante e reti di supporto. Le aziende utility riconsiderano mix di approvvigionamento e orizzonti di pianificazione per mitigare il rischio finanziario.
Outlook
Secondo le analisi quantitative, la dinamica futura del LCOE dipenderà dalla stabilizzazione dei costi di finanziamento e da miglioramenti tecnologici incrementali. Un moderato calo dei tassi reali o guadagni di efficienza potrebbero ridurre ulteriormente il LCOE del fotovoltaico, consolidando la sua posizione di tecnologia a minor costo marginale. Il dato di riferimento per la valutazione degli sviluppi rimane il livello dei finanziamenti globali e le condizioni del mercato del capitale.
4) Componenti di costo e variabili critiche
I dati di mercato mostrano che le principali voci di costo che determinano i margini dei progetti sono quattro. Le componenti tecnologiche, incluse moduli e turbine, rappresentano circa 45% del totale. I costi di finanziamento incidono per circa 25%. Le spese per costruzione e connessione alla rete pesano approssimativamente 20%, mentre operation & maintenance contribuiscono per circa 10%.
Secondo le analisi quantitative, le variabili critiche includono il prezzo dei materiali, in particolare acciaio e silicio. Il tempo medio di sviluppo legato ai permits in Europa varia tra 12 e 36 mesi. Inoltre, il rischio di congestione della rete può ridurre il fattore di utilizzo dell’impianto dal 90% al 70% nelle aree sovraccariche. Questi elementi influenzano direttamente il LCOE e la fattibilità finanziaria dei progetti.
5) Impatti macroeconomici e occupazionali
I dati di mercato mostrano che la transizione verde ha comportato rilevanti effetti sul mercato del lavoro e sul prodotto interno lordo. Secondo stime consolidate, nel 2025 la transizione ha generato circa 12 milioni di posti di lavoro diretti e indiretti, un incremento del 8% rispetto al 2023. Dal lato macroeconomico, paesi con un’industria di componentistica sviluppata hanno registrato aumenti del valore aggiunto fino allo 1,1% del PIL nazionale annuo nelle fasi di espansione delle installazioni.
Secondo le analisi quantitative, l’effetto occupazionale è concentrato in settori manifatturieri, installativi e dei servizi collegati alla filiera. Le metriche finanziarie indicano inoltre una composizione del lavoro che tende verso attività altamente specializzate e, contestualmente, a una crescita della domanda di competenze tecniche. Il sentiment degli investitori mostra attenzione verso regioni con catene di fornitura consolidate, mentre le variabili strutturali del mercato del lavoro possono attenuare o amplificare gli impatti locali. I numeri suggeriscono che la dinamica occupazionale rimarrà un fattore chiave per la valutazione della sostenibilità economica dei progetti.
6) Rischi di mercato e scenari regolatori
I dati di mercato mostrano che, a fronte della dinamica occupazionale citata, la valutazione economica dei progetti dipende sempre più dall’evoluzione regolatoria e dalla stabilità dei costi. I principali rischi comprendono la volatilità dei prezzi energetici, ritardi nelle autorizzazioni, possibili dazi sulle importazioni e modifiche al quadro incentivante. Secondo le analisi quantitative, tre scenari plausibili al 2028 riflettono differenti traiettorie di capacità installata e impattano redditività e tempi di rientro degli investimenti.
I numeri
Lo scenario base assume il mantenimento delle politiche correnti. Lo scenario accelerato prevede una crescita della capacità installata pari al +12% rispetto allo scenario base. Lo scenario restrittivo si configura con una riduzione della capacità installata pari al -9%. Le stime tengono conto dell’attuale mix tecnologico e delle curve di apprendimento nei costi dei componenti.
Le variabili in gioco
Dal lato macroeconomico, il prezzo dell’energia e il costo del capitale restano le variabili più sensibili per la redditività. Le tempistiche delle autorizzazioni influenzano la pipeline dei progetti e l’assorbimento occupazionale nel breve termine. Le misure commerciali, quali dazi e restrizioni alle catene di fornitura, possono incrementare i costi di progetto e ridurre i margini.
Impatti regolatori
Le decisioni delle autorità in UE e negli Stati Uniti determinano incentivi, regole di connessione e condizioni di mercato. Il sentimento degli investitori reagisce rapidamente a segnali normativi, con effetti sulla valutazione del rischio paese e sul costo del capitale. I policymaker rimangono l’elemento chiave per la prevalenza di uno dei tre scenari.
Nel prossimo periodo, l’elemento decisivo sarà la capacità dei regolatori di fornire segnali di stabilità; le decisioni in ambito UE e Stati Uniti restano il fattore determinante per la variante di scenario.
7) Tecnologie emergenti e loro incisività numerica
I dati di mercato mostrano una crescita significativa delle soluzioni di accumulo e un aumento degli investimenti in idrogeno verde. Le metriche evidenziano un’espansione rapida della capacità installata di storage e flussi di capitale concentrati sui progetti pilota. Dal lato macroeconomico, la diffusione su scala commerciale resta però disomogenea e subordinata a segnali regolatori. Secondo le analisi quantitative, la distanza tra capacità finanziata e produzione operativa permane rilevante, con impatti sulla tempistica di ritorno economico dei progetti e sul sentiment degli investitori.
I numeri
Tecnologie di accumulo a batteria mostrano un tasso di crescita composto vicino al 20%. La capacità installata globale di storage è passata da 40 GWh a 120 GWh nel periodo citato nella fonte. L’idrogeno verde ha registrato investimenti cumulati pari a 40 miliardi di dollari, ma la produzione commerciale rimane inferiore al 2% del fabbisogno energetico globale.
Il contesto di mercato
Dal lato macroeconomico, la domanda di flessibilità energetica aumenta per la penetrazione delle rinnovabili intermittenti. Le metriche finanziarie indicano che i progetti di storage beneficiano di economie di scala e di riduzioni dei costi unitari. Tuttavia, la diffusione dell’idrogeno verde è frenata da costi di produzione ancora elevati e da infrastrutture di trasporto e distribuzione limitate.
Le variabili in gioco
Le principali variabili comprendono i costi dei materiali, la capacità di integrazione di rete e il quadro regolatorio. Il rischio tecnologico include la durata utile delle batterie e l’efficienza dei processi di elettrolisi per l’idrogeno. Il sentiment degli investitori dipende dalla prevedibilità degli incentivi e dalle garanzie sugli ritorni a medio termine.
Impatti settoriali
Il settore elettrico beneficia direttamente dell’accumulo per la stabilizzazione di rete. Industria pesante e trasporti potrebbero trarre vantaggio dall’idrogeno verde se la catena del valore si scala. Le ricadute occupazionali e gli investimenti infrastrutturali saranno concentrati nelle aree con politiche pubbliche di sostegno e incentivi fiscali.
Outlook
Secondo le analisi quantitative, la traiettoria di crescita resta forte per le batterie, mentre per l’idrogeno verde la fase di espansione commerciale richiede consolidamento degli investimenti e chiarezza regolatoria. Le decisioni in ambito UE e Stati Uniti rimangono il fattore determinante per la variante di scenario; ulteriori segnali di stabilità regolatoria definiranno la scala di adozione industriale.
Previsione quantificata
Il settore green presenterà un’espansione solida ma disomogenea nel quinquennio 2026-2030. I dati di mercato mostrano un aumento della capacità rinnovabile installata con un CAGR atteso del 8,5% nel periodo considerato. Secondo le analisi quantitative, la capacità complessiva stimata raggiungerà circa 4.3 TW al 31 dicembre 2030. Il sentiment degli investitori rimane favorevole verso le tecnologie di accumulo e l’idrogeno verde, pur con differenze regionali negli andamenti di installazione e finanziamento.
Le metriche finanziarie indicano che il costo del capitale e le politiche commerciali rappresentano le variabili più rilevanti. Un aumento o diminuzione del costo del capitale di circa 150 punti base può alterare significativamente i flussi di progetto. Misure di contenimento delle importazioni di componentistica potrebbero ridurre la crescita installativa annua fino al 3% rispetto allo scenario base.
Dal lato macroeconomico, la stabilità regolatoria definirà la scala di adozione industriale e l’entità degli investimenti diretti. Le proiezioni attuali mantengono l’ipotesi di un’espansione mediamente robusta, con possibili scostamenti a breve legati ai fattori menzionati. Lo sviluppo atteso porta a una capacità installata stimata in 4.3 TW al 31 dicembre 2030, con un CAGR 2026-2030 del 8,5%.
