Analisi delle dimensioni e delle quote di mercato dell'energia termica in Europa: trend di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato dell'energia termoelettrica in Europa

Sostituzione della flotta di centrali a carbone obsolete con centrali a ciclo combinato a gas (CCGT).

I piani di dismissione del carbone stanno accelerando la domanda di capacità sostitutiva efficiente nel mercato europeo dell'energia termica. ENTSO-E ha riferito che la capacità di carbone e lignite è diminuita di 12 GW tra il 2024 e l'inverno 2025-2026, mentre la capacità di gas è aumentata di 4 GW. ^{[1] European Network of Transmission System Operators for Electricity, “Winter Outlook 2025-2026 Report,” ENTSO-E, entsoe.eu} La Germania ha concordato un quadro con la Commissione europea nel gennaio 2026 per 12 GW di capacità controllabile e predisposta per l'idrogeno, che dovrebbe entrare in funzione entro il 2031. ^{[2] Ministero federale dell'economia e dell'energia, “Grundsatzeinigung Mit Der Europäischen Kommission Über Eckpunkte Der Kraftwerksstrategie,” Ministero federale dell'economia e dell'energia, bundeswirtschaftsministerium.de} Il programma offre un vantaggio agli sviluppatori con connessioni di rete esistenti perché i progetti di sostituzione possono procedere più velocemente rispetto ai nuovi siti. Nel novembre 2025, GE Vernova ha ricevuto da Enea Group un ordine per due blocchi a ciclo combinato 9HA.01 a Kozienice, con turbine a vapore che saranno prodotte a Elbląg, in Polonia. La produzione locale di apparecchiature può ridurre i tempi di approvvigionamento e supportare gli obiettivi industriali nazionali durante la transizione dal carbone al gas.

Aumento della domanda di elettricità da parte dei data center e dell'elettrificazione

La domanda dei data center sta incrementando il valore della capacità di generazione affidabile nel mercato europeo dell'energia termica. ENTSO-E prevede che il consumo di elettricità dei data center europei supererà i 134 TWh entro il 2030, rispetto agli 87 TWh del 2024. Le strutture che richiedono un uptime del 99.999% necessitano di una fornitura di energia elettrica affidabile quando la produzione da fonti rinnovabili è bassa. La generazione a gas può fornire energia di bilanciamento e supportare la stabilità della rete in queste condizioni. La concentrazione della domanda a Dublino, Amsterdam, Londra e Francoforte aumenta la pressione sulle reti regionali e favorisce la capacità di generazione in prossimità dei centri di domanda. Le unità di cogenerazione distribuite e gli impianti di picco vicino ai data center possono assicurarsi contratti di fornitura diretta di energia elettrica, meno dipendenti dai modelli di dispacciamento all'ingrosso nel mercato europeo dell'energia termica.

Sostegno governativo per la capacità di trasporto del gas naturale

I meccanismi di capacità stanno fornendo supporto alle entrate per gli impianti a gas nel mercato europeo dell'energia termica. La Francia ha pubblicato i parametri del meccanismo di capacità 2026-2027 nel febbraio 2026, compresi i parametri di riferimento dei costi di manutenzione per gli impianti a ciclo combinato a gas. Il programma tedesco richiede che i nuovi impianti controllabili siano predisposti per l'idrogeno, il che offre ai progetti CCGT un percorso pianificato verso combustibili a basse emissioni. La Commissione europea ha anche presentato una strategia per i reattori modulari di piccole dimensioni (SMR) e i reattori modulari avanzati nel marzo 2026, con l'obiettivo di mettere in funzione i primi piccoli reattori modulari all'inizio degli anni 2030. ^{[3] Commissione europea, “La Commissione svela la strategia per mettere in funzione i primi SMR europei entro l'inizio degli anni 2030”, Commissione europea, energy.ec.europa.eu} Nel Regno Unito, la conversione del carbone in biomassa continua a ricevere supporto attraverso contratti a basse emissioni di carbonio dispacciabili, che possono preservare la capacità presso i siti di produzione di energia esistenti. La progettazione delle politiche rimarrà un fattore centrale nelle decisioni relative alle nuove costruzioni fino al 2031.

Numerose nuove infrastrutture per l'importazione di GNL/gas

Le nuove infrastrutture per il GNL hanno rafforzato le opzioni di approvvigionamento di combustibile disponibili per il mercato europeo dell'energia termica. La Commissione europea afferma che l'UE ha aggiunto una significativa capacità di importazione di GNL dopo il 2021 nell'ambito della sua strategia di diversificazione. ACER ha riferito che l'Europa ha importato 112 miliardi di metri cubi di GNL nel 2024, una quota considerevole delle importazioni regionali di gas. L'ulteriore capacità di rigassificazione migliora la capacità dei mercati costieri di rifornire le centrali a gas durante i periodi di elevata domanda. TotalEnergies ed EPH hanno completato una joint venture paritetica nel 2026 che combina le capacità del GNL con oltre 14 GW di capacità CCGT in 5 paesi europei. I portafogli integrati possono gestire congiuntamente l'approvvigionamento di combustibile e la vendita di energia, il che può migliorare la resilienza degli impianti di generazione a gas nel mercato europeo dell'energia termica.

Aumento dei prezzi del carbonio nell'ambito del sistema EU ETS

I prezzi del carbonio nell'UE stanno aumentando i costi operativi degli impianti a combustibili fossili nel mercato europeo dell'energia termica. L'ESMA ha riferito che i prezzi delle quote di emissione dell'UE si sono attestati in media a 74 euro per tonnellata di anidride carbonica equivalente nel 2025 e hanno raggiunto i 90 euro per tonnellata nel gennaio 2026. ^{[4] European Securities and Markets Authority, “Market Report, EU Carbon Markets 2026,” ESMA, esma.europa.eu} Il sistema ETS rivisto dell'UE mira a una riduzione del 62% delle emissioni coperte entro il 2030 rispetto ai livelli del 2005. L'onere dei costi è maggiore per gli impianti a carbone a causa della loro maggiore intensità di emissioni. Gli impianti a gas emettono meno carbonio, ma anche i loro margini possono indebolirsi quando i prezzi dell'elettricità non compensano i costi del combustibile e delle quote di emissione. Le unità a ciclo aperto più vecchie con basso utilizzo potrebbero essere chiuse prima senza un ordine di dismissione formale nel mercato europeo dell'energia termica.

Rapido calo del LCOE (costo livellato dell'energia) solare ed eolica

L'aumento della produzione da fonti rinnovabili sta riducendo il ruolo della generazione termica nel mercato europeo dell'energia termica. L'AIE prevede che la produzione di energia da carbone diminuirà di oltre il 20% nel 2026 in condizioni meteorologiche normali, a fronte dell'espansione della produzione da fonti rinnovabili. La generazione a gas si sta spostando da un ruolo di carico di base a un ruolo di bilanciamento, riserva e stabilizzazione del sistema. Questo cambiamento riduce l'utilizzo degli impianti finanziati sulla base di previsioni di una produzione all'ingrosso più regolare. La Direttiva sulle emissioni industriali è entrata in vigore nell'agosto 2024 e gli Stati membri erano tenuti a recepirla entro il 1° luglio 2026. Requisiti più severi in materia di emissioni, vincoli relativi all'acqua di raffreddamento e necessità di permessi per le zone costiere possono aumentare i costi per gli impianti più vecchi e ritardare alcuni progetti di sostituzione.

Analisi del segmento

Per tipologia di fonte: il gas naturale si consolida come combustibile dominante.

Nel 2025 il gas naturale deteneva il 51.9% della quota di mercato per tipologia di fonte e si prevede che crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) dell'1.1% fino al 2031. Questa posizione riflette le nuove installazioni di gas in Germania, Polonia, Grecia e Ucraina, nonostante il calo della base installata complessiva. Il carbone continua a essere in declino strutturale, poiché le politiche di dismissione e i costi del carbonio ne indeboliscono la redditività. Germania e Polonia continuano a possedere importanti centrali a carbone, ma i loro piani futuri di capacità si basano sempre più sulla generazione sostitutiva. L'energia nucleare rimane rilevante nell'ambito della più ampia classificazione termica, poiché utilizza un ciclo a vapore per la produzione di elettricità. Il petrolio e la geotermia rappresentano una parte minore del parco energetico regionale e sono più rilevanti nei sistemi insulari e nelle aree industriali remote.

La Russia detiene una quota significativa della capacità di generazione a gas e attribuisce a questa fonte un ruolo diverso rispetto all'Europa occidentale. Gazprom afferma che i suoi impianti di generazione includono una grande capacità elettrica e termica attraverso società controllate come Mosenergo. In Russia, il gas rimane una fonte primaria di energia elettrica e termica. In gran parte dell'UE, il gas viene sempre più utilizzato per la flessibilità, in concomitanza con la crescita della capacità rinnovabile variabile. Questa differenza implica che il mercato europeo dell'energia termica comprende sia impianti a gas orientati al carico di base, sia centrali a gas flessibili che operano in base alla produzione da fonti rinnovabili. Il risultato è un mix energetico in cui il gas naturale rimane il combustibile principale, ma i suoi modelli operativi variano sostanzialmente da paese a paese.

Per tecnologia: CCGT leader in efficienza e allineamento delle politiche

Nel 2025, le centrali a ciclo combinato a gas (CCGT) detenevano il 33.2% della quota di mercato e rappresentano la tecnologia in più rapida crescita, con una previsione di espansione del mercato europeo dell'energia termica a ciclo combinato a gas a gas con un CAGR del 2.6% fino al 2031. Gli impianti a ciclo combinato offrono una maggiore efficienza rispetto alle unità a ciclo vapore più datate e sono più adatti ai requisiti di progettazione per l'idrogeno. Gli impianti a turbina a vapore rimangono una base installata consistente, soprattutto dove si concentrano le centrali a carbone e le centrali elettriche più vecchie. Gli impianti a combustione interna (ICE) sono utilizzati per la generazione distribuita e le applicazioni in rete insulare, dove sono importanti le dimensioni ridotte e l'installazione modulare. I sistemi di cogenerazione (CHP) rimangono rilevanti negli impianti industriali e nelle reti di teleriscaldamento in Scandinavia, nei Paesi Baltici e nell'Europa centrale.

Il quadro normativo tedesco per la nuova capacità controllabile supporta gli investimenti in centrali a ciclo combinato predisposte per l'idrogeno. Uniper ha ricevuto l'approvazione preliminare nell'aprile 2026 per un'unità da 890 MW predisposta per l'idrogeno a Staudinger. Larissa Thermoelectric ha selezionato AVAX nell'agosto 2026 per un progetto di centrale a ciclo combinato da 794 MW in Grecia che utilizzerà la tecnologia Mitsubishi Power. DTEK sta portando avanti un progetto di centrale a ciclo combinato da 650 MW a Burshtyn con GE Vernova. Questi progetti dimostrano che l'industria termoelettrica europea sta orientando le attività di sviluppo verso la capacità a ciclo combinato piuttosto che verso la tradizionale tecnologia a vapore.

In base alla capacità produttiva: i grandi impianti fungono da punto di riferimento per l'offerta, i piccoli impianti acquisiscono valore strategico.

Nel 2025, gli impianti con potenza superiore a 1,000 MW detenevano il 35.6% della quota di mercato europea dell'energia termica. Questi impianti includono grandi centrali di cogenerazione, impianti a gas adiacenti al nucleare e le restanti grandi centrali a carbone. La fascia di potenza compresa tra 500 e 1,000 MW è importante per gli attuali progetti di centrali a ciclo combinato a gas (CCGT) in Polonia, Germania e Grecia. Gli impianti nella fascia tra 100 e 500 MW includono impianti di cogenerazione industriale e impianti a gas di media potenza. La fascia di potenza inferiore a 100 MW è quella a più rapida crescita, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) previsto del 2.1% fino al 2031. La sua crescita riflette la necessità di energia in loco laddove i collegamenti alla rete sono ritardati o limitati.

I data center, i siti logistici e i parchi industriali stanno valutando unità di generazione di dimensioni più ridotte, dato che le liste d'attesa per gli allacciamenti si allungano per anni. Questi progetti possono combinare la generazione a gas con la cogenerazione per fornire elettricità e calore utile. Centrica ha completato l'acquisizione della centrale a ciclo combinato Severn da 850 MW nel 2026, a dimostrazione del valore continuo di asset di grandi dimensioni ed efficienti per le utility consolidate. Gli impianti di grandi dimensioni possono competere per i ricavi derivanti dai servizi di rete e dalla capacità, mentre gli impianti più piccoli possono perseguire contratti di fornitura specifici per località. Il mercato europeo dell'energia termica supporta entrambi gli approcci, poiché le esigenze di affidabilità delle reti nazionali e dei singoli utenti non sono le stesse. Il mix di capacità del mercato europeo dell'energia termica sta quindi diventando più diversificato, anche se la capacità totale è in calo.

Per applicazione: volumi di ancoraggio su scala industriale, il segmento distribuito guadagna terreno

Nel 2025, gli impianti su larga scala detenevano il 69.2% della quota di mercato per tipologia di applicazione. Questi impianti includono centrali elettriche centralizzate e grandi impianti di cogenerazione che soddisfano l'ampia domanda di rete. Si prevede che gli impianti termici distribuiti cresceranno a un tasso annuo composto (CAGR) del 2.8% fino al 2031, il tasso più elevato a livello di applicazione. Gli impianti industriali per uso interno garantiscono la sicurezza energetica e termica di settori ad alta intensità energetica come quello chimico, cartario e cementiero. Gli impianti di picco operano per un numero inferiore di ore rispetto alle centrali centralizzate, ma possono generare reddito attraverso meccanismi di capacità e servizi ancillari.

La crescita della capacità termica distribuita è dovuta alle preoccupazioni per la sicurezza energetica e ai ritardi di connessione alla rete. Eurelectric prevede che la capacità dei data center nell'area EMEA aumenterà da 21 GW a 34 GW entro il 2030. Le centrali a gas situate in prossimità di grandi carichi possono offrire contratti di fornitura a lungo termine quando un potenziamento della rete non può essere realizzato rapidamente. Il Parlamento europeo ha affermato che la potenza programmabile rimane importante per stabilizzare i sistemi con un'elevata quota di energia elettrica rinnovabile variabile. Ciò rende il settore termoelettrico europeo rilevante per un gruppo più ristretto di utenti che attribuiscono grande importanza alla disponibilità e al controllo diretto della fornitura. Il mix di applicazioni continuerà a includere grandi centrali collegate alla rete, autoconsumo industriale, generazione distribuita e centrali di picco specializzate.

Analisi geografica

Nel 2025 la Russia deteneva una quota di mercato del 29.3%. Il suo ampio parco di centrali elettriche e impianti di cogenerazione soddisfa la domanda di elettricità e teleriscaldamento, il che limita la possibilità di una rapida sostituzione. Il parco di centrali a gas russo rimane importante per la produzione regolare di energia, non solo per il bilanciamento delle fonti rinnovabili. Questa struttura operativa supporta la posizione di leadership regionale del paese in termini di capacità produttiva.

Germania, Regno Unito e Francia sono i principali mercati del settore termoelettrico europeo. La produzione di energia da carbone in Germania ha raggiunto un minimo storico nel 2025, mentre il quadro normativo per il 2026 prevedeva la realizzazione di nuove centrali predisposte per l'idrogeno. Il mercato della capacità del Regno Unito continua a sostenere impianti CCGT efficienti, tra cui la centrale di Severn acquisita da Centrica nel 2026. La Francia utilizza la generazione a gas principalmente come fonte flessibile quando la produzione idroelettrica è inferiore o le esportazioni di energia elettrica sono maggiori. Secondo NaTran, il consumo di CCGT in Francia è aumentato del 6.8% nel 2025, in concomitanza con la chiusura o la conversione delle centrali a carbone rimanenti.

Si prevede che il resto d'Europa crescerà a un tasso annuo composto (CAGR) dell'1.9% fino al 2031, diventando così il segmento geografico a più rapida crescita del mercato europeo dell'energia termica. La Polonia sta sviluppando la capacità di ciclo combinato a gas (CCGT) a Danzica e sostituendo la capacità a carbone a Kozienice. Il progetto greco di Larissa aggiungerebbe capacità di ciclo combinato avanzata all'Europa sudorientale. L'Ucraina sta sviluppando progetti a Burshtyn e Poltava nell'ambito della ricostruzione del sistema energetico. L'abbandono del carbone, le esigenze di rete e la disponibilità di finanziamenti per lo sviluppo stanno incoraggiando gli investimenti in tutta l'Europa centrale, orientale e sudorientale.