Panoramica di mercato
| Periodo di studio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Anno base per la stima | 2025 |
| Periodo dei dati di previsione | 2026 - 2031 |
| Volume di mercato (2026) | 1.95 Terawatt |
| Volume di mercato (2031) | 2.49 Terawatt |
| Tasso di crescita (2026 - 2031) | 5.06% CAGR |
| Concentrazione del mercato | Basso |
Principali giocatori *Disclaimer: i giocatori principali sono ordinati senza un ordine particolare Immagine © Mordor Intelligence. Il riutilizzo richiede l'attribuzione secondo la licenza CC BY 4.0. | |
Analisi del mercato energetico europeo di Mordor Intelligence
Si prevede che le dimensioni del mercato energetico europeo in termini di base installata cresceranno da 1.95 Terawatt nel 2026 a 2.49 Terawatt entro il 2031, con un CAGR del 5.06% durante il periodo di previsione (2026-2031).
Il forte impulso politico nell'ambito di Fit-for-55 e REPowerEU sta spingendo le utility a sostituire le centrali a carbone e nucleari in disuso con l'eolico e il solare a basso costo, i cui costi livellati sono scesi rispettivamente a 35 euro per MWh e 40 euro per MWh nel 2024. Le condotte eoliche offshore, i retrofit del gas pronti per l'idrogeno e gli aggiornamenti della rete basati sull'intelligenza artificiale stanno convergendo per neutralizzare i problemi di intermittenza, mentre gli accordi di acquisto di energia (PPA) aziendali offrono agli sviluppatori un ulteriore canale di finanziamento che ora rivaleggia con gli appalti tradizionali delle utility. Le tecnologie grid-edge, tra cui centrali elettriche virtuali e batterie residenziali, stanno ampliando il bacino di flessibilità indirizzabile e mitigando la volatilità dei prezzi all'ingrosso. A livello regionale, la Germania rimane il peso massimo in termini di capacità, ma l'accelerazione della Danimarca verso il 100% di elettricità rinnovabile sta rimodellando l'equilibrio competitivo.
Punti chiave del rapporto
- Per quanto riguarda la fonte di produzione di energia, nel 2025 le energie rinnovabili hanno conquistato il 59.40% della quota di mercato energetico europeo; si prevede che la capacità eolica offshore aumenterà a un CAGR dell'8.51% entro il 2031.
- Per quanto riguarda l'utente finale, nel 2025 le utility rappresentavano il 70.8% del mercato energetico europeo, mentre il segmento residenziale è in espansione a un CAGR del 10.4% fino al 2031.
- In termini geografici, la Germania deteneva il 16.87% del mercato energetico europeo nel 2025; la Danimarca registra il ritmo previsto più rapido con un CAGR del 9.5% fino al 2031.
Nota: le dimensioni del mercato e le cifre previste in questo rapporto sono generate utilizzando il framework di stima proprietario di Mordor Intelligence, aggiornato con i dati e le informazioni più recenti disponibili a gennaio 2026.
Tendenze e approfondimenti sul mercato energetico europeo
Analisi dell'impatto dei conducenti
| Guidatore | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Mandati di decarbonizzazione EU Fit-for-55 e REPowerEU | + 1.2% | In tutta l'UE, più forti in Germania, Danimarca e Spagna | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| LCOE record per l'eolico terrestre e il solare su scala industriale | + 1.0% | Globale, con il maggiore impatto in Spagna, Germania e Paesi nordici | Medio termine (2-4 anni) |
| Accelerare l'eliminazione graduale del carbone e del nucleare dopo il 2025 | + 0.8% | Germania, Francia, Polonia, Belgio | Medio termine (2-4 anni) |
| Digitalizzazione delle reti (O&M predittivo basato sull'intelligenza artificiale) | + 0.5% | Regno Unito, Germania, Francia, Paesi Bassi | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Aumento della domanda di elettricità nei data center (>20 TWh entro il 2030) | + 0.7% | Irlanda, Germania, Paesi Bassi, Paesi nordici | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Retrofit CCGT pronti per l'idrogeno che sbloccano un backup flessibile | + 0.4% | Germania, Paesi Bassi, Regno Unito, Italia | Medio termine (2-4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Mandati di decarbonizzazione EU Fit-for-55 e REPowerEU
L'obbligo di quote di energia rinnovabile del 42.5% entro il 2030 e di zero emissioni nette entro il 2050 ha garantito agli sviluppatori una visibilità dei ricavi a lungo termine, portando le aggiunte annuali di energia solare in Germania a 15 GW e di energia eolica onshore a 10 GW, il triplo rispetto al tasso di esecuzione 2020-2023.[1]Commissione Europea, “Direttiva sulle energie rinnovabili III”, ec.europa.eu La semplificazione dei permessi, che limita le autorizzazioni a 12 mesi nelle zone prioritarie, sta alleggerendo gli arretrati di implementazione che un tempo si estendevano per cinque anni, mentre 300 miliardi di euro di fondi REPowerEU riorientano la spesa per la ripresa verso il potenziamento della rete e la co-localizzazione delle batterie. I portafogli di investimento delle utility si stanno spostando di pari passo, destinando oltre il 50% dei budget del 2026 alle energie rinnovabili e alle reti digitali. I codici di rete ora premiano l'accumulo di energia a batteria ad azione rapida, stimolando 10 GWh di aggiunte nel 2024. Il quadro tassonomico è altrettanto influente perché le regole del "non arrecare danni significativi" favoriscono i progetti con piani di riciclo o di economia circolare, portando i produttori di turbine ad annunciare linee di riciclo delle pale in Francia e Spagna.
LCOE record per l'eolico terrestre e il solare su scala industriale
L'eolico onshore a 35 euro per MWh e il solare di servizio a 40 euro per MWh hanno ridotto di oltre il 50% i parametri di riferimento per carbone e gas del 2024, trasformando le energie rinnovabili nella scelta di capacità predefinita. I guadagni in termini di efficienza sono significativi: le turbine onshore da 6 MW producono il 30% in più di potenza rispetto alle macchine del 2020 e i pannelli bifacciali aumentano la resa solare fino al 15%.[2]IRENA, “Il futuro del solare fotovoltaico”, irena.org La gara d'appalto spagnola del 2024 si è aggiudicata a 28 euro per MWh, mentre l'ultimo round di Contratti per Differenza del Regno Unito ha portato l'eolico offshore a 44 sterline per MWh (56 dollari). La deflazione LCOE presenta però un paradosso di prezzo: l'elevata penetrazione del solare in Danimarca ha innescato prezzi all'ingrosso negativi a mezzogiorno per 42 giorni nel 2024, accelerando la diffusione degli elettrolizzatori Power-to-X che hanno raggiunto i 2 GW quell'anno. Gli aspetti economici del progetto ora incorporano i ricavi dei servizi accessori, aggiungendo nuove leve di valutazione per gli investitori.
Accelerazione dell'eliminazione graduale del carbone e del nucleare dopo il 2025
L'uscita dal nucleare della Germania nell'aprile 2023 e il ritiro previsto dal carbone nel 2030 riducono di 19 GW il carico di base, rendendo necessario il raddoppio degli impianti rinnovabili annuali e l'accumulo su scala di rete. La Francia sta riequilibrando la propria produzione dopo che la corrosione della flotta ha ridotto la disponibilità nucleare al 54% nel 2022, mentre la Polonia si è impegnata a eliminare 5 GW di carbone entro il 2030 sotto la pressione dell'UE. Le decisioni sull'estensione del ciclo di vita rimangono controverse: il Belgio ha prorogato Doel 3 e Tihange 2 per dieci anni per garantire l'adeguatezza invernale. Le turbine a gas a ciclo combinato (CCGT) flessibili e pronte per l'idrogeno stanno colmando il divario, acquisendo i pagamenti di capacità e garantendo l'inerzia, con RWE che pianifica 3 GW di ammodernamenti entro il 2028. Le importazioni transfrontaliere nette di elettricità in Germania sono salite a 15 TWh nel 2024, segnalando una maggiore dipendenza dagli interconnettori durante i periodi di crisi.
Digitalizzazione delle reti (O&M predittivo basato sull'intelligenza artificiale)
Le piattaforme di apprendimento automatico hanno ridotto le interruzioni non pianificate del 20-30% quando National Grid ha implementato l'analisi predittiva in 7,000 sottostazioni di trasmissione nel 2024. I gemelli digitali di Siemens sono ora in servizio presso 15 operatori di trasmissione, consentendo lo stress test di scenari di distribuzione ad alta energia rinnovabile e riducendo al minimo le interruzioni. I controlli basati sull'intelligenza artificiale sbloccano anche la flessibilità distribuita: la Germania ha aggregato 2 GW di batterie residenziali e caricabatterie per veicoli elettrici nei mercati a risposta in frequenza nel 2024. La supervisione della sicurezza informatica è stata rafforzata attraverso la direttiva NIS2, che impone la segnalazione degli incidenti 24 ore su 24 e multe da 10 milioni di euro, spingendo le utility più piccole ad adottare progetti di edge computing che si degradano gradualmente sotto attacco. Nel complesso, la digitalizzazione sta comprimendo i costi operativi e di manutenzione del 15-20%, liberando capitale per nuove costruzioni.
Analisi dell'impatto delle restrizioni
| moderazione | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Capacità di interconnessione transfrontaliera congestionata | -0.6% | Germania-Francia, Penisola iberica-Francia, Paesi nordici-Europa continentale | Medio termine (2-4 anni) |
| Griglia lunga che consente e opposizione NIMBY | -0.5% | Germania, Regno Unito, Francia, Spagna | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| I prezzi all'ingrosso volatili erodono i margini delle utility | -0.4% | In tutta l'UE, i casi più acuti si verificano in Germania, Spagna e Danimarca | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Esposizione della catena di approvvigionamento dei minerali critici per le energie rinnovabili | -0.3% | Globale, con il maggiore impatto sui progetti solari e sulle batterie | Medio termine (2-4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Permessi per la griglia lunga e opposizione NIMBY
I tempi di costruzione della rete sono in media di 7-10 anni, con difficoltà locali che ne aggiungono altri due o tre, come dimostra il SuedLink tedesco, lungo 700 km, che compirà 13 anni entro la sua prima accensione nel 2028. Il TSO francese segnala che il 40% dei progetti è oggetto di cause legali, soprattutto in prossimità dei punti di approdo costieri per i collegamenti eolici offshore. Nel Regno Unito, una coda di connessione di 739 GW si estende fino a 15 anni per alcuni progetti, il che ha portato all'introduzione di nuove regole "first ready, first connected". La Spagna ha ridotto le finestre di approvazione a 18 mesi nelle zone designate, ma i ritardi nell'implementazione in Catalogna e Andalusia mantengono elevata l'incertezza. I ritardi hanno bloccato 12 GW di proposte eoliche e solari tedesche tra il 2022 e il 2024, pari a 15 miliardi di euro di capitale bloccato.
Capacità di interconnessione transfrontaliera congestionata
Quattordici corridoi evidenziati dal rapporto di monitoraggio ACER del 2025 operano quasi alla saturazione, ostacolando un dispacciamento efficiente e gonfiando i costi di ridispacciamento che hanno raggiunto i 4.2 miliardi di euro in Germania nel corso del 2024.[3]Agenzia per la cooperazione tra i regolatori dell'energia, "Rapporto di monitoraggio del mercato all'ingrosso dell'elettricità 2025", acer.europa.eu Il tetto massimo di 2.8 GW dell'interconnettore Francia-Spagna impedisce ai 15 GW di energia solare iberica in eccesso di compensare i picchi di domanda francesi a metà giornata. Anche i cavi tra i paesi nordici e continentali si bloccano durante l'inverno, riducendo le esportazioni di energia idroelettrica norvegese e costringendo gli stati baltici a importazioni di gas più costose. Il collegamento Viking da 1.4 GW, entrato finalmente in funzione nel 2023 dopo una gestazione di otto anni, sottolinea la lentezza del processo di approvazione. Gli sviluppatori, che si trovano ad affrontare frequenti prezzi negativi, stanno riducendo la produzione, riducendo i fattori di capacità fino all'8% in Spagna e Danimarca.
Analisi del segmento
Per fonte di generazione di energia: le energie rinnovabili dominano gli aumenti di capacità
Nel 2025 le energie rinnovabili hanno contribuito per il 59.40% al mercato energetico europeo e la loro base installata sta aumentando a un CAGR dell'8.51% fino al 2031.[4]WindEurope, “Eolico offshore in Europa: tendenze e statistiche chiave 2024”, windeurope.org L'eolico offshore è in testa, con 5 GW installati nel 2024 e una coda di costruzione di 25 GW guidata dall'Hornsea Three da 3.5 GW in Danimarca e da diversi cluster del Mare del Nord. L'eolico onshore ha aggiunto 12 GW nel 2024, principalmente in Spagna, Germania e Svezia, mentre il solare di pubblica utilità ha aggiunto 18 GW, riflettendo il contributo record della Spagna di 6 GW. L'idroelettrico rimane stabile a circa 200 GW, sebbene la messa in servizio dell'accumulo di pompaggio da 1 GW in Austria nel 2024 abbia evidenziato un rinnovato interesse per l'accumulo a lungo termine. Biomassa, termovalorizzazione, geotermia e maree rimangono complessivamente al di sotto del 5% della capacità, ma soddisfano esigenze di nicchia dell'economia circolare e della modalità insulare. L'afflusso di energie rinnovabili a basso costo variabile sta alterando l'ordine di distribuzione, spingendo gli impianti termoelettrici verso ruoli di picco con fattori di capacità del 30%-40% rispetto al 60% del 2015.
La generazione convenzionale continua a garantire la stabilità del sistema. Le turbine a gas naturale forniscono circa 200 GW di backup flessibile e stanno emergendo modelli pronti per l'idrogeno per ridurre le emissioni residue. Il nucleare rimane prominente in Francia e nel Regno Unito, con 120 GW a livello regionale, nonostante l'uscita della Germania. Il ritiro del carbone blocca il margine di emissioni libere, ma lascia lacune di adeguatezza fino all'entrata in funzione di un sistema di stoccaggio sufficiente. Le dimensioni del mercato energetico europeo per le tecnologie di backup flessibile stanno quindi attirando l'attenzione degli investitori, con sistemi di pompaggio, parchi di batterie e gas pronto per l'idrogeno che dovrebbero rappresentare oltre il 15% della spesa per nuove costruzioni entro il 2031.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
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Per utente finale: l'elettrificazione residenziale supera la crescita dei servizi di pubblica utilità
Nel 2025, le utility rappresentavano ancora il 70.8% del mercato energetico europeo. Il loro ruolo centrale riguarda la generazione su larga scala, la trasmissione e il commercio transfrontaliero. Tuttavia, l'elettrificazione residenziale sta crescendo più rapidamente di qualsiasi altra categoria di utenti finali, con un CAGR del 10.4%, alimentata da oltre 3.5 milioni di pompe di calore installate entro il 2023 e da 8 GW di pannelli solari sui tetti entrati in funzione nel 2024. La ricarica residenziale dei veicoli elettrici si sta moltiplicando dopo l'aggiunta di 500,000 colonnine di ricarica pubbliche nel 2024, e le batterie "dietro il contatore" attenuano i picchi serali. Queste attività ora partecipano ai mercati ausiliari tramite aggregatori, ampliando i flussi di reddito e rinviando al contempo gli aggiornamenti della distribuzione.
I clienti commerciali e industriali stanno coprendo la volatilità attraverso PPA a lungo termine per un valore di 12.7 GW nel 2023, con le multinazionali tecnologiche che dominano i volumi contrattuali. I sistemi solari e di batterie installati in fabbrica migliorano i tempi di attività nei settori ad alta intensità energetica, e la svolta green- steel è evidente nell'elettrolizzatore in loco di Thyssenkrupp che riduce le emissioni del 30%. Le utility cercano profitti stabili sovrappesando le reti regolamentate; Iberdrola ha riallocato il 60% degli investimenti in conto capitale 2024-2026 alle reti, rispetto al 40% di quattro anni prima. Di conseguenza, gli operatori europei del settore energetico stanno riallineando i modelli di business attorno a dati, servizi digitali e flessibilità, anziché alla pura vendita di materie prime.
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Analisi geografica
Germania, Francia, Spagna e Paesi nordici hanno contribuito insieme a oltre il 50% della capacità aggregata nel 2025, evidenziando la concentrazione geografica di asset di generazione dispacciabili e variabili. I costi di congestione della rete in Germania sono saliti a 4.2 miliardi di euro nel 2024, in netto aumento rispetto a 1.5 miliardi di euro nel 2020, evidenziando la pressione monetaria necessaria per bilanciare lo squilibrio tra nord e sud nelle energie rinnovabili. La Danimarca, pur rappresentando meno del 2% delle dimensioni del mercato energetico europeo, vanta una leadership tecnologica smisurata nella progettazione di impianti eolici offshore e interconnessioni ibride. Il piano di modernizzazione della flotta francese estenderà 32 reattori di un altro decennio, preservando 50 GW di carico di base nucleare fino al 2040. La Spagna mantiene i costi di esercizio (LCOE) solari più bassi d'Europa, catalizzando la domanda di PPA aziendali e posizionando il Paese come esportatore di energia solare commerciale una volta allentati i limiti degli interconnettori.
Nell'Europa settentrionale, i 33 GW di energia idroelettrica della Norvegia e i 16 GW della Svezia offrono al continente una riserva strategica che colma le lacune di approvvigionamento durante le pause eoliche. Il Regno Unito sta marciando verso 50 GW di energia eolica offshore entro il 2030 e le aste sui fondali marini della Crown Estate nel 2024 hanno liberato 8 GW di nuove zone. L'Irlanda si trova ad affrontare vincoli di rete poiché la domanda dei data center rappresenta già il 31% del carico nazionale, il che ha portato a moratorie sulle connessioni vicino a Dublino. Il dilemma della transizione della Polonia evidenzia una sfida più ampia per l'Europa orientale: le flotte di carbone tradizionali devono far fronte all'aumento dei costi del sistema di scambio di quote di emissione dell'UE, eppure i finanziamenti per le energie rinnovabili e lo stoccaggio sono in ritardo.
Il resto d'Europa, compresi Italia, Paesi Bassi, Belgio, Austria e Balcani, rappresenta circa il 35% della capacità installata. L'Italia è leader nel solare distribuito con 25 GW, i Paesi Bassi eccellono nell'eolico del Mare del Nord con 3 GW e l'Austria ha inaugurato il più grande impianto di pompaggio del continente nel 2024. Gli investimenti nell'interconnessione stanno iniziando a unire queste risorse eterogenee, ma l'ACER avverte che saranno ancora necessari 150 miliardi di euro in nuove linee entro il 2030 per sfruttare appieno le sinergie regionali.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
Panorama competitivo
Il mercato energetico europeo mostra una moderata concentrazione: le cinque principali utility, EDF, Enel, Iberdrola, RWE ed Engie, controllano circa il 35% della capacità installata, lasciando un ampio margine di manovra agli specialisti regionali e agli innovatori tecnologici. EDF investe 50 miliardi di euro nell'estensione della vita utile del nucleare, esplorando contemporaneamente la produzione di idrogeno su siti industriali dismessi, mentre Enel e Iberdrola dismettono i vecchi impianti fossili per finanziare portafogli di energia solare e storage. Ørsted ha ampliato la propria dotazione di energia eolica offshore a 9 GW dopo la messa in servizio di Gode Wind 3 da 1.5 GW nel gennaio 2026, a sottolineare la crescita degli sviluppatori di energie rinnovabili pure-play. Gli operatori di trasmissione e di sistema, TenneT, Terna, National Grid e Red Eléctrica, competono per i mandati di interconnessione che ora ottengono priorità regolamentari, come dimostra il finanziamento di 20 miliardi di euro di TenneT per SuedLink.
L'accumulo di batterie e le centrali elettriche virtuali rappresentano uno spazio fertile. Fluence ha installato 2 GWh di batterie su scala di rete nel 2024 e Next Kraftwerke ha aggregato 10 GW di asset distribuiti in mercati di bilanciamento in tempo reale. L'intelligenza artificiale si posiziona come un fattore di differenziazione strategico: le utility con suite di manutenzione predittiva riducono i tempi di inattività non programmati e riducono i rischi di abbandono dei clienti, mentre i ritardatari sostengono costi operativi più elevati. L'attività di M&A rimane vivace; l'acquisizione di Northland Power da parte di RWE per 3.2 miliardi di dollari ha portato la sua pipeline eolica offshore a 10 GW, ed Engie ha abbandonato completamente la produzione di energia a carbone nel 2025 per concentrarsi completamente sull'idrogeno e sul gas flessibile. La rivoluzione nel retail causata dalla piattaforma Kraken di Octopus Energy, che ha acquisito 5 milioni di clienti entro il 2024, esemplifica la pressione competitiva che ora si riversa sui servizi rivolti ai clienti.
La politica presenta sia sfide che opportunità. La riforma del mercato elettrico dell'UE formalizza meccanismi di remunerazione della capacità che premiano la flessibilità rispetto al tradizionale carico di base, rimodellando i modelli di ricavo. Norme separate di disaggregazione obbligano i proprietari di sistemi di trasmissione a garantire un accesso non discriminatorio, livellando ulteriormente il campo di gioco per i nuovi entranti. Con la proliferazione degli strumenti digitali, i confini di mercato tra generazione, stoccaggio e gestione della domanda si confondono, catalizzando partnership che combinano l'analisi dei dati con le competenze hardware.
Leader del settore energetico in Europa
Electricité de France SA (EDF)
Enel SpA
Iberdrola SA
RWE-AG
Engie S.A.
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Recenti sviluppi del settore
- Novembre 2025: Ingrid ha stretto una partnership con Energiequelle GmbH per lo sviluppo congiunto e l'implementazione di 200 MW di sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS) su scala di rete in tutta la Germania. In questa collaborazione, Energiequelle guida lo sviluppo del progetto, mentre Ingrid si occupa del finanziamento, della gestione e dell'ottimizzazione degli asset attraverso la sua piattaforma proprietaria di trading e ottimizzazione.
- Ottobre 2025: Apple svela i piani per rafforzare il suo impegno nelle energie rinnovabili in tutta Europa. Il colosso della tecnologia è pronto a sviluppare 650 MW di nuovi parchi solari ed eolici in Grecia, Italia, Lettonia, Polonia e Romania.
- Marzo 2025: RWE e TotalEnergies siglano un accordo storico della durata di 15 anni. In base a questo accordo, RWE fornirà 30,000 tonnellate di idrogeno verde ogni anno alla raffineria di Leuna di TotalEnergies in Germania, a partire dal 2030. L'iniziativa mira a ridurre le emissioni della raffineria sostituendo l'idrogeno grigio con idrogeno verde.
- Gennaio 2025: Plenitude ha annunciato un aumento di 400 MW della sua capacità di energia rinnovabile in Spagna, portando il totale a quasi 950 MW. Questo rappresenta un aumento più che raddoppiato rispetto ai dati del 2023, includendo sia progetti fotovoltaici che eolici.
Ambito del rapporto sul mercato energetico in Europa
L'energia è la generazione di elettricità attraverso diverse fonti primarie come carbone, energia idroelettrica, solare, termica, ecc. Nei servizi di pubblica utilità, è una fase che precede la distribuzione agli utenti finali. La trasmissione e la distribuzione avvengono successivamente. In questo caso, l'energia generata viene distribuita tramite linee ad alta tensione (linee di trasmissione) e linee a bassa tensione (linee di distribuzione), in base alle esigenze dell'utente finale.
Il mercato energetico europeo è segmentato in base alla fonte di energia, all'utente finale e all'area geografica. Per fonte di energia, il mercato è suddiviso in termico, nucleare e rinnovabili. Per utente finale, il mercato è suddiviso in servizi di pubblica utilità, commerciale e industriale e residenziale. Per area geografica, il mercato è suddiviso in Regno Unito, Germania, Francia, Spagna, Norvegia, Danimarca, Svezia, Polonia, Russia e resto d'Europa. Per ciascun segmento, le dimensioni e le previsioni del mercato sono state effettuate sulla base della capacità installata, misurata in gigawatt (GW).
Per fonte di alimentazione
| Termico (carbone, gas naturale, petrolio e gasolio) |
| Nucleare |
| Energie rinnovabili (solare, eolica, idroelettrica, geotermica, biomassa e rifiuti, maree) |
Per utente finale
| Elettricita, Gas Ed Acqua |
| Commerciale e Industriale |
| Residenziale |
Per livello di tensione T&D (solo analisi qualitativa)
| Trasmissione ad alta tensione (oltre 230 kV) |
| Sottotrasmissione (da 69 a 161 kV) |
| Distribuzione di media tensione (da 13.2 a 34.5 kV) |
| Distribuzione a bassa tensione (fino a 1 kV) |
Per geografia
| Regno Unito |
| Germania |
| Francia |
| Spagna |
| Norvegia |
| Danmark |
| Svezia |
| Polonia |
| Russia |
| Resto d'Europa |
| Per fonte di alimentazione | Termico (carbone, gas naturale, petrolio e gasolio) |
| Nucleare | |
| Energie rinnovabili (solare, eolica, idroelettrica, geotermica, biomassa e rifiuti, maree) | |
| Per utente finale | Elettricita, Gas Ed Acqua |
| Commerciale e Industriale | |
| Residenziale | |
| Per livello di tensione T&D (solo analisi qualitativa) | Trasmissione ad alta tensione (oltre 230 kV) |
| Sottotrasmissione (da 69 a 161 kV) | |
| Distribuzione di media tensione (da 13.2 a 34.5 kV) | |
| Distribuzione a bassa tensione (fino a 1 kV) | |
| Per geografia | Regno Unito |
| Germania | |
| Francia | |
| Spagna | |
| Norvegia | |
| Danmark | |
| Svezia | |
| Polonia | |
| Russia | |
| Resto d'Europa |
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Domande chiave a cui si risponde nel rapporto
Quanto sarà grande il mercato energetico europeo nel 2026?
Nel 2026 il mercato energetico europeo avrà una dimensione di 1.95 terawatt e si prevede che raggiungerà i 2.49 terawatt entro il 2031.
Cosa sta determinando la crescita della capacità in Europa?
I mandati EU Fit-for-55 e REPowerEU, i costi delle energie rinnovabili ai minimi storici e il ritiro accelerato del carbone e del nucleare sono catalizzatori chiave della crescita.
Quale segmento si sta espandendo più rapidamente in base all'utente finale?
La domanda residenziale cresce a un CAGR del 10.4% grazie alle pompe di calore, ai pannelli solari sui tetti e alla ricarica dei veicoli elettrici, superando i segmenti dei servizi di pubblica utilità e industriali.
Perché gli interconnettori sono fondamentali per la regione?
Le linee transfrontaliere congestionate impediscono all'energia rinnovabile in eccesso di circolare tra i paesi, aumentando i costi di ridispacciamento e riducendo la produzione.
Quali sono le aziende leader?
EDF, Enel, Iberdrola, RWE ed Engie sono in testa alla classifica della capacità, mentre Ørsted e Statkraft dominano le nicchie dell'eolico offshore e dell'idroelettrico.
