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) | 336.90 gigawatt |
| Volume di mercato (2031) | 479.25 gigawatt |
| Tasso di crescita (2026 - 2031) | 7.30% CAGR |
| Concentrazione del mercato | Medio |
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 dell'energia eolica in Europa di Mordor Intelligence
Si prevede che le dimensioni del mercato europeo dell'energia eolica in termini di base installata cresceranno da 336.90 gigawatt nel 2026 a 479.25 gigawatt entro il 2031, con un CAGR del 7.30% durante il periodo di previsione (2026-2031).
L'espansione deriva dagli obiettivi vincolanti del programma Fit-for-55, dall'accelerazione della domanda aziendale di accordi di acquisto di energia a lungo termine, dalle rapide riduzioni del costo livellato dell'elettricità e dalla commercializzazione della tecnologia offshore galleggiante. L'aumento delle dimensioni delle turbine onshore e offshore sta riducendo il numero di fondazioni per megawatt, mentre le acquisizioni di produttori di energia indipendenti da parte delle utility stanno rafforzando l'integrazione verticale e assicurando pipeline di progetti. La congestione della rete si profila come il vincolo più immediato, ma la co-localizzazione di batterie su larga scala e i nuovi interconnettori stanno iniziando ad allentare le pressioni di riduzione. La localizzazione della catena di fornitura per torri, pale e cavi sta prendendo piede, mentre i responsabili politici enfatizzano l'autonomia strategica, ma la dipendenza dei magneti in terre rare dalla raffinazione cinese rimane una vulnerabilità irrisolta.
Punti chiave del rapporto
- In base alla posizione geografica, nel 2025 gli impianti onshore detenevano una quota di mercato dell'energia eolica in Europa pari all'85.5%, mentre si prevede che la capacità offshore aumenterà a un CAGR del 17.2% fino al 2031.
- In base alla capacità delle turbine, la classe da 3 a 6 MW era in testa con il 51.1% delle dimensioni del mercato europeo dell'energia eolica nel 2025, mentre le turbine superiori a 6 MW sono destinate a crescere a un CAGR del 15.8% nel periodo 2026-2031.
- Per applicazione, i progetti su scala industriale hanno catturato l'87.7% della capacità del 2025; le installazioni commerciali e industriali stanno avanzando a un CAGR del 15.4% fino al 2031.
- In termini geografici, la Germania deteneva il 24.9% della capacità installata nel 2025, mentre la Polonia è destinata a registrare la crescita più rapida, con un CAGR del 17.5% 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 dell'energia eolica in Europa
Analisi dell'impatto dei conducenti
| Guidatore | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Green Deal dell'UE e obiettivi Fit-for-55 | + 1.8% | Paneuropeo, più forte in Germania, Danimarca, Paesi Bassi | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Rapido declino del LCOE delle turbine on- e offshore | + 1.5% | Globale, con effetti pronunciati nel Regno Unito, in Germania e in Polonia | Medio termine (2-4 anni) |
| Crescente domanda di PPA aziendali | + 1.2% | Europa occidentale (Germania, Francia, Regno Unito, Paesi Bassi), espansione in Polonia e Spagna | Medio termine (2-4 anni) |
| Ripotenziamento delle flotte onshore di età superiore a 15 anni | + 0.9% | Germania, Spagna, Danimarca, con i primi guadagni in Bassa Sassonia, Schleswig-Holstein | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Commercializzazione dell'eolico offshore galleggiante | + 0.7% | Regno Unito (Scozia), Norvegia, Francia (Bretagna), Portogallo | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Tecnologia di lame riciclabili di nuova generazione | + 0.4% | Dispiegamenti pilota paneuropei in Germania, Danimarca e Regno Unito | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Green Deal dell'UE e obiettivi Fit-for-55
Il pacchetto legislativo obbliga gli Stati membri ad aggiornare i piani nazionali per l'energia e il clima ogni due anni e innalza l'obiettivo di energia elettrica rinnovabile al 45% entro il 2030, il che implica una flotta eolica da 500 GW, il 63% in più rispetto alla capacità del 2025.[1]Commissione europea, “Realizzare il Green Deal europeo”, europa.eu L'adeguamento del confine di carbonio per acciaio e cemento a partire dal 2026 sta riportando la produzione di torri e fondazioni nel continente. La Germania ha stanziato 4.6 miliardi di euro nel 2025 per il potenziamento della rete, con l'obiettivo di integrare 145 GW di energia eolica entro il 2030. L'Energy Island danese ospiterà 10 GW di energia eolica offshore ed esporterà l'energia in eccesso, a dimostrazione di come il coordinamento transnazionale moltiplichi le realizzazioni nazionali. Lo slancio politico, quindi, mantiene il mercato europeo dell'energia eolica su una traiettoria di crescita elevata nonostante le difficoltà nella catena di approvvigionamento.
Rapido declino del LCOE delle turbine onshore e offshore
I costi livellati onshore sono scesi a 0.043-0.092 EUR/kWh nel 2024, mentre i costi offshore sono scesi a 0.055-0.103 EUR/kWh, poiché le piattaforme da 15 MW hanno ridotto le spese di bilanciamento del sistema.[2]Fraunhofer ISE, “Costo dell’elettricità da tecnologie energetiche rinnovabili in Germania 2024”, ise.fraunhofer.de Il round CfD del 2024 del Regno Unito ha superato le offerte offshore del 30% al di sotto del prezzo di esercizio, dimostrando che il rischio per i commercianti è tollerabile in centri di domanda robusti.[3]Dipartimento per la sicurezza energetica e le emissioni nette zero del Regno Unito, “Costi di generazione di elettricità 2024”, gov.uk L'asta onshore in Polonia ha ridotto per la prima volta la produzione di energia a carbone, accelerando la dismissione degli impianti. La turbina Vestas V162 da 6.2 MW ha raggiunto un fattore di capacità del 48% nell'entroterra tedesco nel 2025, sottolineando come rotori più grandi aumentino la resa nei siti tradizionali. La riduzione dei costi di produzione sostiene la competitività dei prezzi per i PPA aziendali e conferma il vantaggio in termini di costi che guida il mercato eolico europeo.
Crescente domanda di PPA aziendali
I contratti aziendali sono tornati ai livelli pre-crisi energetica, poiché le aziende cercavano certezza dei prezzi e un adeguamento orario granulare delle emissioni di carbonio ai sensi della Direttiva sulla rendicontazione della sostenibilità aziendale. Il PPA virtuale Baltic Eagle da 300 MW di Amazon e il portafoglio scandinavo da 500 MW di Microsoft includono entrambi clausole di energia pulita 24 ore su 24, 7 giorni su 7, aumentando la domanda di produzione eolica consolidata. La piattaforma di aggregazione di EDF consente ora alle piccole imprese di accedere a contratti di lunga durata, un tempo riservati ai grandi acquirenti. Questo slancio dei PPA garantisce l'acquisizione di nuova capacità e rafforza il mercato eolico europeo contro la riduzione dei sussidi.
Ripotenziamento delle flotte onshore con più di 15 anni
Germania, Spagna e Danimarca ospitano complessivamente oltre 40 GW di turbine installate prima del 2010. La sostituzione di macchine da 2 MW con modelli da 6 MW triplica la potenza utilizzando le reti e le strade esistenti, garantendo tassi di rendimento interno superiori al 12% senza sussidi. Il repowering evita nuovi conflitti di utilizzo del suolo e rispetta le nuove regole di arretramento, rendendolo la via più rapida per l'aumento di volume. La Bassa Sassonia e lo Schleswig-Holstein hanno visto la prima ondata di retrofit da 5 MW e oltre nel 2025, dimezzando i tempi di progetto. Con l'avvicinarsi della scadenza delle tariffe feed-in, si prevede che il repowering aggiungerà 6-8 GW all'anno, rafforzando la pipeline per il mercato eolico europeo.
Analisi dell'impatto delle restrizioni
| moderazione | (~) % Impatto sulla previsione del CAGR | Rilevanza geografica | Cronologia dell'impatto |
|---|---|---|---|
| Congestione della rete e debole sviluppo delle interconnessioni | -1.1% | Germania, Spagna, Regno Unito, con gravi colli di bottiglia in Baviera, Andalusia, Scozia | A breve termine (≤ 2 anni) |
| Permessi lunghi e opposizione locale | -0.8% | Paneuropeo, più grave in Germania, Francia, Svezia | Medio termine (2-4 anni) |
| Rischio di contenzioso sulla biodiversità (uccelli, mammiferi marini) | -0.5% | Germania, Paesi Bassi, Regno Unito, Danimarca (offshore), Spagna (corridoi dei rapaci) | Medio termine (2-4 anni) |
| Esposizione alla catena di fornitura dei magneti in terre rare | -0.4% | Globale, con un rischio maggiore per gli OEM europei che dipendono dal neodimio cinese | A lungo termine (≥ 4 anni) |
| Fonte: Intelligenza di Mordor | |||
Congestione della rete e debole sviluppo delle interconnessioni
La Germania ha ridotto di 8.2 TWh l'energia eolica nel 2023, con un costo per i contribuenti di 3.1 miliardi di euro, poiché SuedLink e SuedOstLink sono stati completati nel 2028. La Spagna ha dovuto affrontare riduzioni di 2.5 TWh nel 2023, e la coda di rete del Regno Unito ha raggiunto i 283 GW con tempi di attesa di sette anni. Sebbene il collegamento NeuConnect da 1.4 GW abbia allentato alcuni vincoli, solo il 2% della capacità di trasferimento necessaria per compensare gli squilibri continentali è attiva. La batteria da 500 MW di RWE a Kaskasi dimostra che l'accumulo può recuperare sei punti percentuali di capacità effettiva, ma la trasmissione su larga scala rimane il collo di bottiglia critico che limita i guadagni a breve termine per il mercato eolico europeo.
Permessi lunghi e opposizione locale
Nonostante il limite di due anni previsto dalla Direttiva III sulle energie rinnovabili, i tempi di approvazione sono stati in media di 4-5 anni nei mercati chiave nel periodo 2024-2025. L'Alta Corte tedesca ha aggiunto ulteriori valutazioni in prossimità dei siti UNESCO, ritardando di 1.8 GW i progetti. La Francia richiede ancora 17 consultazioni per progetto onshore, sebbene un decreto del 2025 abbia ridotto l'elenco a 12 e limitato i ricorsi a 90 giorni. Il veto comunale svedese ha bloccato un impianto da 400 MW nel febbraio 2025. Finché le procedure semplificate non saranno davvero efficaci, le difficoltà nel rilascio dei permessi freneranno la traiettoria di crescita del mercato eolico europeo.
Analisi del segmento
Per posizione: l'accelerazione offshore rimodella il mix di distribuzione
L'eolico offshore si sta espandendo a un CAGR del 17.2%, il doppio della media del mercato eolico europeo, poiché le piattaforme galleggianti consentono di raggiungere profondità d'acqua superiori ai 60 metri. Nel 2025, gli asset onshore rappresentavano ancora l'85.5% del mercato eolico europeo, concentrati nella flotta tedesca da 60 GW e nella base spagnola da 30 GW. Le assegnazioni di 10.5 GW di ScotWind e il gasdotto Baltico da 8 GW della Polonia porteranno la quota dell'eolico offshore al 22% entro il 2031. I progetti offshore prevedono fattori di capacità del 45-55% e contratti di conversione (CfD) a 15 anni, riducendo il rischio dei ricavi, mentre le costruzioni greenfield onshore contrastano i vincoli di utilizzo del suolo. Il ripotenziamento di turbine ventennali con macchine da 6 MW triplica la potenza delle interconnessioni fisse, preservando la rilevanza onshore e garantendo un'espansione equilibrata nel mercato eolico europeo.
Gli standard mobili di seconda generazione (IEC 61400-3-2) armonizzano i requisiti, riducendo i costi di certificazione del 15%.[4]Commissione elettrotecnica internazionale, “Serie IEC 61400”, iec.ch I tempi di realizzazione offshore, che vanno dai cinque ai sette anni, rimangono più lunghi di quelli onshore, ma i fattori di capacità compensano, attraendo capitali. La crescita onshore si concentra ora in Polonia e Svezia, mentre Danimarca e Paesi Bassi si stanno orientando verso progetti basati sul mare. Questo mix in evoluzione sostiene una prospettiva di sviluppo resiliente per il mercato eolico europeo.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
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Per capacità della turbina: la corsa alla scala favorisce il segmento superiore a 6 MW
Le turbine di potenza superiore a 6 MW stanno crescendo a un CAGR del 15.8%, trainate dalla domanda offshore e dal ripotenziamento di torri di grandi dimensioni. La classe da 3 a 6 MW deteneva il 51.1% della quota di mercato europeo dell'energia eolica nel 2025, colmando il vuoto per i ripotenziamenti nell'entroterra. La turbina V236-15 MW di Vestas presso Hollandse Kust Zuid genera 80 GWh all'anno per unità, riducendo il numero di fondazioni del 65% e i costi di bilanciamento del sistema di 150 milioni di euro per progetto. I modelli a trasmissione diretta come la SG 14-236 DD di Siemens Gamesa estendono gli intervalli di manutenzione a 18 mesi, aumentando la disponibilità al 97%. I modelli fino a 3 MW si limitano a nicchie con limitazioni di altezza radar in Polonia e Italia, ma mantengono la loro rilevanza laddove le alimentazioni di rete sono limitate. La logistica per le pale da 80 metri rappresenta una sfida per le rotte interne, eppure Svezia e Finlandia sfruttano strade in legno prefabbricate per ospitare turbine da 7 MW. L'aumento della potenza delle turbine rimane la leva principale per ridurre i costi di esercizio (LCOE) e sostenere la competitività nel mercato eolico europeo.
Per applicazione: il predominio su scala industriale maschera l'impennata di C&I
Gli asset su scala industriale rappresentavano l'87.7% delle installazioni del 2025, sostenuti da CfD, premi feed-in e sistemi d'asta. Ciononostante, la capacità commerciale e industriale sta aumentando a un CAGR del 15.4%, mentre le aziende puntano alla conformità allo Scope 2 e all'energia pulita 24 ore su 24, 7 giorni su 7. Il contratto per differenza Baltic Eagle di Amazon e i PPA scandinavi di Microsoft con accumulo di energia sono esempi di nuove strutture che favoriscono l'abbinamento temporale. L'eolico comunitario gode di una crescita localizzata in Danimarca, dove le cooperative possiedono il 30% della capacità onshore, attenuando la resistenza locale. I cluster su scala industriale rimarranno dominanti, ma la diversificazione dei contratti amplia i canali di domanda, rafforzando la salute a lungo termine del mercato eolico europeo.
Impianti di grandi dimensioni come l'Hollandse Kust Zuid da 1.4 GW raggiungono un LCOE di 0.049 euro/kWh, il 40% in meno rispetto agli impianti distribuiti da 10 MW. Tuttavia, le piattaforme C&I aggregate ora consentono ai piccoli acquirenti di mettere in comune la domanda e di assicurarsi contratti pluriennali, democratizzando l'accesso all'eolico a basso costo. I programmi comunitari nello Schleswig-Holstein garantiscono ai residenti quote azionarie, neutralizzando la resistenza del NIMBY. La coesistenza di questi modelli illustra un settore eolico europeo in fase di maturazione, che coniuga in modo flessibile i profili di rischio degli investitori con le esigenze degli acquirenti.
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Analisi geografica
La Germania ha mantenuto il 24.9% delle dimensioni del mercato eolico europeo nel 2025, ma 8.2 TWh di produzione ridotta hanno evidenziato deficit di rete che persisteranno fino all'entrata in funzione di SuedLink e SuedOstLink nel 2028. La Polonia registra il CAGR più rapido, pari al 17.5% fino al 2031, grazie al raddoppio dei volumi d'asta, alla semplificazione dei permessi su ex terreni carboniferi e ai CfD a 15 anni a 319 PLN/MWh che riducono il rischio di finanziamento. Il Regno Unito vanta un gasdotto offshore da 50 GW, ma una coda di connessione di 283 GW costringe gli sviluppatori ad un accesso alla rete non fisso, amplificando l'esposizione alla riduzione.
La gara d'appalto francese AO6 ha assegnato 2 GW di capacità flottante e ha imposto il 50% di contenuto locale, stimolando la costruzione di navicelle e torri di Le Havre e Cherbourg. La Spagna ha dovuto affrontare una riduzione di 2.5 TWh nel 2023 in Castiglia e León e Galizia, evidenziando il ritardo di tre-cinque anni tra la crescita della trasmissione e quella della generazione. Il decreto Semplificazione del 2025 in Italia ha accelerato le autorizzazioni per il repowering, sbloccando 1.2 GW di potenziamenti nel sud. Svezia e Danimarca danno priorità all'espansione e al repowering offshore grazie ai vincoli di utilizzo del suolo, con l'Energy Island danese pronta ad aggiungere 10 GW ed esportare l'energia in eccesso ai paesi vicini.
I paesi del resto d'Europa detengono collettivamente il 18% della capacità. La gara d'appalto galleggiante norvegese Sørlige Nordsjø II da 1.5 GW richiede il 50% di approvvigionamento interno, mentre l'Irlanda punta a 5 GW entro il 2030. Interconnettori transfrontalieri come il collegamento da 1.4 GW di NeuConnect tra Germania e Regno Unito attenuano marginalmente gli squilibri, ma rimangono ben al di sotto della capacità necessaria per stabilizzare l'elevata penetrazione eolica. La diversificazione geografica, quindi, bilancia la congestione preesistente con i corridoi di crescita emergenti e garantisce la domanda per il mercato eolico europeo.
Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report
Panorama competitivo
Vestas, Siemens Gamesa e Nordex si sono aggiudicate il 68% degli ordini di turbine del 2025, ma Goldwind e MingYang hanno guadagnato terreno applicando prezzi inferiori del 15-20% e collaborando per l'assemblaggio locale in Polonia e Spagna. L'acquisizione da parte di RWE del portafoglio di Con Edison Clean Energy per 1.2 miliardi di euro è un esempio di come le utility internalizzino le pipeline di sviluppo per assicurarsi il potenziale di crescita dei commercianti. L'eolico galleggiante è la frontiera degli spazi vuoti: sono operativi solo tre impianti commerciali, ma 15 GW di aggiudicazioni posizionano Equinor e TotalEnergies come leader precoci sfruttando le competenze ingegneristiche nel settore petrolifero e del gas.
I vincoli di capacità dei componenti plasmano le dinamiche competitive. Il portafoglio cavi di Prysmian si estende fino al 2028, costringendo gli sviluppatori ad assicurarsi slot con anni di anticipo. I cantieri monopalo operano con un utilizzo prossimo al 95%, creando un mercato di venditori per le fondazioni. Vestas monetizza la proprietà intellettuale attraverso un accordo di royalty del 5% che garantisce a Goldwind l'accesso al suo rotore V236, segnalando uno spostamento verso i ricavi da licenze. I servizi di repowering di Enercon hanno generato margini operativi del 18% nel 2025, raggruppando sostituzioni di turbine, smantellamenti e aggiornamenti della rete. Nel complesso, una base di fornitori moderatamente consolidata coesiste con la crescente concorrenza asiatica, plasmando un settore eolico europeo dinamico.
Leader del settore eolico in Europa
Siemens Gamesa Renewable Energy
Vestas
Nordex
GEVernova
Enercon
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Recenti sviluppi del settore
- Gennaio 2026: Dongfang Electric sta sviluppando un progetto eolico da 300 MW in Serbia, incrementando la capacità di produzione di energia eolica nell'Europa sudorientale. L'iniziativa sostiene la crescita regionale delle energie rinnovabili, riduce la dipendenza dall'energia a carbone e si allinea agli obiettivi europei di decarbonizzazione, promuovendo investimenti transfrontalieri in energia pulita e accelerando la diffusione dell'energia eolica nei Balcani.
- Gennaio 2026: Secondo Bloomberg, la produzione di energia eolica e solare in Europa ha superato quella dei combustibili fossili nel 2025, trainata dall'accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili e da politiche di sostegno. Questa transizione sottolinea i progressi dell'Europa nella decarbonizzazione, con l'eolico offshore e il solare su larga scala che stanno rimodellando il mix elettrico e riducendo significativamente le emissioni.
- Aprile 2025: RWE ha installato la prima fondazione monopalo nel suo parco eolico offshore Thor da 1.1 GW nel Mare del Nord danese, segnando un'importante pietra miliare nella costruzione. Il progetto prevede torri in acciaio a basse emissioni di carbonio e pale riciclabili. La cui entrata in funzione è prevista per il 2027, Thor mira a fornire elettricità rinnovabile a oltre un milione di famiglie danesi.
- Ottobre 2024: Iberdrola e Masdar hanno completato l'installazione di turbine eoliche presso il parco eolico offshore Baltic Eagle, nel Mar Baltico, in Germania. Questo progetto potenzia la capacità eolica offshore della Germania, contribuendo alla transizione energetica europea aumentando la produzione di energia rinnovabile, migliorando la sicurezza energetica e riducendo la dipendenza dai combustibili fossili nel mix energetico regionale.
Ambito del rapporto sul mercato dell'energia eolica in Europa
L'energia eolica viene solitamente generata utilizzando una turbina eolica. Le turbine eoliche sono sistemi meccanici che convertono l'energia cinetica in energia elettrica.
Il mercato europeo dell'energia eolica è segmentato in base a posizione geografica, capacità delle turbine, applicazione, componenti e area geografica. In base alla posizione geografica, il mercato è suddiviso in onshore e offshore. In base alla capacità delle turbine, il mercato è segmentato in fino a 3 MW, da 3 a 6 MW e oltre 6 MW. In base all'applicazione, il mercato è suddiviso in progetti di pubblica utilità, commerciali e industriali e progetti per la comunità. In base ai componenti, il mercato è suddiviso in navicella/turbina, pale, torri, generatori e riduttori e sistemi di bilanciamento del sistema. Il rapporto copre anche le dimensioni del mercato e le previsioni per il mercato europeo dell'energia eolica nei principali paesi. Per ciascun segmento, le dimensioni del mercato e le previsioni sono state calcolate in base alla capacità installata in gigawatt (GW).
Per località
| a terra |
| al largo |
Per capacità della turbina
| Fino a 3MW |
| da 3 a 6 MW |
| Oltre 6 MW |
Per Applicazione
| Su scala di utilità |
| Commerciale e Industriale |
| Progetti comunitari |
Per componente (analisi qualitativa)
| Navicella/Turbina |
| Lama |
| Torre |
| Generatore e cambio |
| Equilibrio del sistema |
Per geografia
| Germania |
| Regno Unito |
| Francia |
| Spagna |
| Italia |
| Polonia |
| Svezia |
| Danmark |
| Resto d'Europa |
| Per località | a terra |
| al largo | |
| Per capacità della turbina | Fino a 3MW |
| da 3 a 6 MW | |
| Oltre 6 MW | |
| Per Applicazione | Su scala di utilità |
| Commerciale e Industriale | |
| Progetti comunitari | |
| Per componente (analisi qualitativa) | Navicella/Turbina |
| Lama | |
| Torre | |
| Generatore e cambio | |
| Equilibrio del sistema | |
| Per geografia | Germania |
| Regno Unito | |
| Francia | |
| Spagna | |
| Italia | |
| Polonia | |
| Svezia | |
| Danmark | |
| Resto d'Europa |
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Domande chiave a cui si risponde nel rapporto
Qual è la capacità installata del mercato europeo dell'energia eolica nel 2026?
Qual è la capacità installata del mercato europeo dell'energia eolica nel 2026?
Quanto velocemente crescerà l'eolico offshore in Europa entro il 2031?
Si prevede che le installazioni offshore cresceranno a un CAGR del 17.2%, più del doppio del ritmo complessivo del mercato.
Quale segmento dimensionale delle turbine è attualmente in testa alla quota di capacità?
Nel 2025, la classe da 3 a 6 MW deteneva il 51.1% della capacità.
Perché la Polonia è considerata il mercato eolico europeo in più rapida crescita?
Grazie alla semplificazione dei permessi su ex terreni carboniferi e al raddoppio dei volumi delle aste, la Polonia prevede un CAGR del 17.5% entro il 2031.
Quale pacchetto di politiche sosterrà il futuro sviluppo dell'energia eolica in Europa?
La legislazione Fit-for-55 del Green Deal dell'UE impone una riduzione del 55% delle emissioni entro il 2030 e innalza l'obiettivo di energia elettrica rinnovabile al 45%.
In che modo la congestione della rete influisce oggi sui produttori eolici?
La sola Germania ha ridotto la produzione di 8.2 TWh, con un costo di 3.1 miliardi di euro in pagamenti compensativi e mettendo in luce urgenti esigenze di trasmissione.
