Taille et part du marché de l'énergie en Italie - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Italie

Réformes accélérées des procédures d'autorisation en vertu du Décret législatif 199/2021

Le Décret législatif 199/2021 a réduit les cycles d'approbation pour le solaire et l'éolien terrestre de plus de deux ans à environ six mois pour les projets inférieurs à 10 MW, tandis que le Décret 190/2024 a étendu la voie rapide au repowering et aux configurations de stockage hybride. Plus de 15 GW de demandes ont été déposées entre 2024 et début 2025, concentrées dans les Pouilles, en Sicile et en Calabre, où la qualité des ressources est la plus élevée. Le droit de veto municipal pour des raisons paysagères continue de ralentir les projets dans les zones patrimoniales, créant des disparités régionales même si l'Italie s'aligne sur son objectif européen de 131 GW d'énergies renouvelables. La réussite de l'exécution dépend désormais de mises à niveau synchronisées du réseau de transmission qui absorbent les apports intermittents sans augmenter l'écrêtement. Les acteurs du marché qui naviguent en premier dans les risques de planification locale peuvent sécuriser des nœuds de réseau rares et s'assurer des rendements de premier entrant.

Enchères du marché de capacité de batteries à grande échelle (MACSE)

L'enchère MACSE 2024 de Terna a attribué 2,3 GW de contrats de disponibilité de 10 ans, créant la première pile de revenus dédiée au stockage sur le marché de l'énergie en Italie. Les projets lauréats, principalement des systèmes lithium-ion de 50 MW co-implantés avec des parcs solaires dans les Pouilles et en Sicile, répondent à la surproduction de midi et aux pics du soir où les écarts de prix ont dépassé 100 EUR/MWh en été 2025. Le modèle a écarté les propositions de pompage-turbinage qui nécessitent plusieurs années de construction et a favorisé à la place des batteries modulaires déployables en 18 mois. L'enchère 2026 de Terna devrait introduire une catégorie de six à huit heures, ouvrant des opportunités pour les batteries à flux et le stockage par air comprimé. Les premiers promoteurs de projets bénéficient d'un double avantage grâce à l'arbitrage et aux paiements de capacité, tout en protégeant les actifs solaires de l'écrêtement, renforçant ainsi la bancabilité des projets dans un environnement de financement tendu.

Abandon du charbon d'ici 2025 créant un déficit de capacité

Les centrales à charbon continentales totalisant 5,7 GW seront mises hors service d'ici fin 2025, les unités sardes suivant d'ici 2029 une fois le Lien Tyrrhénien mis sous tension. La sortie accélère la décarbonation : la production d'énergies renouvelables a atteint 49 % en 2024, mais elle resserre les marges de réserve lors des périodes de faible production renouvelable, poussant Terna à acquérir 11,5 GW de capacité auprès d'Enel et d'autres acteurs lors de l'enchère 2025. Les unités à gaz couvriront le déficit, mais la volatilité des prix du GNL reste une menace, soulignant la nécessité d'une montée en puissance du stockage et de la réponse à la demande. Les investisseurs capables de monétiser les services de flexibilité sont en position de bénéficier de la hausse de la volatilité des écarts de pointe jusqu'à ce que les batteries à grande échelle atteignent une masse critique après 2027.

Projets HVDC financés par REPowerEU (Lien Tyrrhénien)

Le Lien Tyrrhénien de 3,7 milliards d'EUR et 1 000 MW a démarré sa construction en janvier 2025 avec 500 millions d'EUR de cofinancement de l'UE et est prévu pour sa mise en service en 2027-2028. Prysmian fabrique 480 km de câble sous-marin XLPE et assurera la maintenance de l'actif pendant 25 ans, captant des revenus après-vente à long terme.^{[3]Prysmian Group, « Contrat de câble du Lien Tyrrhénien », prysmiangroup.com} Une fois en ligne, le lien permet à la Sardaigne d'importer les surplus d'énergies renouvelables du continent, permettant la fermeture des dernières unités à charbon de l'île et réduisant le recours aux centrales diesel de pointe qui représentaient 15 % de la demande estivale en 2024. Les longs délais illustrent pourquoi les bénéfices du HVDC ne se matérialisent qu'après 2027, mais sécuriser l'acceptation sociale tôt verrouille une capacité d'interconnexion stratégique essentielle pour les objectifs d'énergies renouvelables de 2030.

Congestion du réseau dans les Pouilles et en Sicile (délais ≥ 36 mois)

Les Pouilles et la Sicile accueillent plus de 40 % du pipeline d'énergies renouvelables, mais les corridors à 150 kV conçus pour des flux nord-sud connaissent désormais des surcharges inverses qui ont déclenché un écrêtement de 8 % en 2024, coûtant aux producteurs plus de 200 millions d'EUR de revenus perdus. Les demandes de raccordement déposées en 2023 font face à des délais ≥ 36 mois en raison des files d'attente pour le renforcement des sous-stations, forçant les promoteurs à accepter des accords interruptibles qui transfèrent le risque d'écrêtement sur l'économie des projets. Le plan Hypergrid de Terna d'un montant de 11 milliards d'EUR reconductorisera les lignes du sud et déploiera des capteurs de calibrage dynamique d'ici 2034, mais les goulots d'étranglement intermédiaires risquent de ralentir le TCAC prévu de 8,9 % pour les énergies renouvelables, à moins que des paiements de capacité temporaires ou des onduleurs formateurs de réseau n'atténuent le risque.

Exposition aux importations de gaz aux chocs géopolitiques

Malgré l'ajout de pipelines algériens et azerbaïdjanais et d'unités GNL flottantes à Piombino et Ravenne, l'Italie importe encore environ 90 % de son gaz, laissant les prix de l'électricité liés à la volatilité du hub TTF qui a dépassé 50 EUR/MWh durant l'hiver 2024-2025. Les retraits du charbon approfondissent la dépendance aux unités à cycle combiné, de sorte que toute pénurie d'approvisionnement force des cargaisons de GNL coûteuses dans l'ordre de mérite. Les tarifs pour les ménages non couverts ont augmenté de 15 à 20 % au début de 2025, et des pics de prix prolongés pourraient freiner le TCAC de 5,04 % du marché de l'énergie en Italie.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par source d'énergie : les énergies renouvelables dépassent le remplacement thermique

Les énergies renouvelables représentaient 56,1 % de la capacité installée en 2025, la plus grande part du marché de l'énergie en Italie, et devraient croître à un TCAC de 8,9 % jusqu'en 2031. La capacité solaire a bondi de 5,3 GW en 2023, portant la taille du marché de l'énergie en Italie pour le solaire au-delà de 30 GW ; les projets à grande échelle dans les Pouilles et en Sicile ont contribué à plus de 60 % de cette expansion. Le retrait du charbon supprime 5,7 GW d'ici 2025, consolidant le solaire et l'éolien terrestre comme remplacements principaux, bien que les goulots d'étranglement du réseau puissent tempérer l'élan. L'éolien offshore reste marginal jusqu'en 2028, et l'expansion hydroélectrique est plafonnée par les directives-cadres sur l'eau de l'UE, limitant les options de diversification.

L'hydroélectrique contribue encore 19 GW d'actifs de réservoir et au fil de l'eau, la géothermie ajoute environ 800 MW en Toscane, et la biomasse plus les déchets détient 4 GW, donnant à l'Italie l'un des portefeuilles d'énergies renouvelables les plus diversifiés d'Europe. Les turbines à gaz à cycle combiné, actuellement 50 GW, assureront de plus en plus un dispatch d'appoint pour couvrir les périodes de faible production renouvelable. Les centrales à gaz à cycle ouvert de pointe sont progressivement converties en condensateurs synchrones, et aucun programme nucléaire n'est en discussion. Dans l'ensemble, l'essor des énergies renouvelables soutient la décarbonation à long terme mais accentue l'urgence de la livraison du stockage et du HVDC afin que le marché de l'énergie en Italie puisse absorber les apports variables sans risque systémique.

Par utilisateur final : les services publics se consolident mais les contrats d'achat d'énergie commerciaux et industriels progressent

Les services publics détenaient 66 % de la capacité installée et du prélèvement d'électricité en 2025, la part dominante du marché de l'énergie en Italie. Leur segment se développe à un TCAC de 6,7 % à mesure qu'ils acquièrent des énergies renouvelables à grande échelle et des contrats de marché de capacité de batteries qui stabilisent les flux de trésorerie. Les services publics ont sécurisé la majeure partie des 2,3 GW attribués dans le cadre du MACSE en 2024, associant des batteries à des parcs solaires pour atténuer l'écrêtement qui compromet les revenus marchands dans le sud de l'Italie.

Les acheteurs commerciaux et industriels représentent encore une part plus modeste de la taille du marché de l'énergie en Italie, mais croissent rapidement grâce à des contrats d'achat d'énergie d'entreprise de 10 à 50 MW tarifés en dessous de 60 EUR/MWh, dépassant les tarifs de détail lors des pics de prix du gaz. Les maisons de luxe, les entreprises de produits de grande consommation et les opérateurs de centres de données ancrent des pipelines d'énergies renouvelables de plusieurs GW et forcent les services publics à faire évoluer leurs modèles commerciaux de détail. La demande résidentielle, portée par le boom solaire et stockage du Superbonus, contribue désormais à une couche de production distribuée qui couvre jusqu'à 70 % de la consommation annuelle des ménages participants, comprimant les marges des services publics tout en élargissant le pool de centrales électriques virtuelles dispatchables à mesure que l'adoption des batteries se répand.

Analyse géographique

Les régions du sud, menées par les Pouilles et la Sicile, abritent plus de 40 % des demandes d'énergies renouvelables, reflétant une irradiance solaire supérieure et une qualité de ressource éolienne terrestre élevée.^{[4]: Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, « Statistiques régionales de la demande », arera.it} Ces régions supportent également le poids de l'écrêtement, soulignant pourquoi Terna a réservé 11 milliards d'EUR pour la reconductorisation Hypergrid qui augmentera la capacité de transfert sud-nord de 50 % une fois achevée après 2030. La taille du marché de l'énergie en Italie attribuable au sud de l'Italie est prête à croître le plus rapidement jusqu'en 2031, à condition que le soulagement de la congestion reste dans les délais prévus.

Les pôles industriels du nord, la Lombardie, la Vénétie et l'Émilie-Romagne, consomment plus de 45 % de l'électricité nationale, ce qui en fait un terrain fertile pour les contrats d'achat d'énergie d'entreprise qui couvrent les tarifs volatils. Comme les ressources solaires et éoliennes locales sont plus faibles, les entreprises importent de l'énergie verte du sud, acceptant un risque de base sur les frais de réseau jusqu'à ce que les renforcements HVDC vers le nord émergent. L'adoption du photovoltaïque en toiture distribué est la plus élevée ici grâce au Superbonus, aplatissant la demande de midi et modifiant la dynamique de la courbe de charge que les services publics doivent intégrer dans les tarifs de détail.

Les îles présentent des dynamiques distinctes. La sortie du charbon de la Sardaigne dépend de la mise sous tension du Lien Tyrrhénien d'ici 2028 ; en attendant, des dérogations permettent une combustion limitée de charbon pour maintenir la stabilité du réseau. La Sicile, déjà un hub d'énergies renouvelables orienté vers l'exportation, bénéficiera d'une redondance d'interconnexion via le lien, permettant une pénétration plus élevée des énergies renouvelables et réduisant le risque d'écrêtement. Ensemble, les îles illustrent comment le HVDC et le stockage sont au cœur de l'équilibrage d'une partie archipelagique du marché de l'énergie en Italie sans compromettre la fiabilité.

Paysage réglementaire

Le secteur électrique italien est façonné par la mise en œuvre nationale de la politique européenne en matière d'énergie et de climat. L'ARERA réglemente les tarifs de réseau, les règles du marché de détail et les normes de qualité de service, tandis que GME gère les marchés de gros de l'électricité selon des règles de marché intégrées. En février 2026, le décret-loi n° 21/2026 (converti en loi n° 49/2026) a introduit des mesures visant à réduire les factures d'énergie, ainsi que des dispositions destinées à traiter les contraintes de raccordement au réseau et de saturation des infrastructures devenues aiguës dans les régions à forte pénétration des énergies renouvelables comme les Pouilles et la Sicile.

Les changements réglementaires de 2026 ont également visé l'efficacité des processus de marché et la visibilité des enchères pour les renouvelables. La résolution 58/2026/R/EEL de l'ARERA a réformé le changement de fournisseur pour permettre un basculement en 24 heures à partir du 1er décembre 2026, favorisant une mobilité client plus rapide et la concurrence dans la fourniture au détail. Du côté de l'offre, le MASE a mis à jour les calendriers d'appels d'offres dans le cadre du décret FER2 (DM du 19 juin 2024) au cours du mois d'avril 2026, offrant des échéanciers plus clairs pour les procédures concurrentielles applicables aux technologies renouvelables éligibles. L'Italie a également soumis un PNIEC actualisé à la Commission européenne en juillet 2026, réaffirmant la planification nationale de décarbonation et le rôle habilitant du renforcement du réseau et des interconnexions.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Les investissements dans l'expansion du réseau et les interconnexions créent des opportunités à court terme en matière de flexibilité, de gestion de la congestion et de structuration de projets prêts au raccordement, en particulier dans les nœuds du sud où l'écrêtement et les files d'attente de raccordement pluriannuelles ont déjà affecté l'économie des projets. Le plan de développement de Terna (2025-2034) ancre plus de 23 milliards d'EUR d'investissements dans le réseau, tandis que les grandes liaisons HVDC passent de la planification à la passation de marchés : en juin 2026, Terna et la STEG tunisienne ont attribué à Hitachi Energy un contrat de 770 millions d'EUR pour les stations de conversion de l'interconnexion HVDC Elmed de 600 MW. Cela élargit la capacité d'échange transfrontalier et renforce le modèle économique des énergies renouvelables en Sicile et dans le sud de l'Italie.

Les énergies renouvelables à l'échelle industrielle continuent d'être portées par des mécanismes soutenus par l'État et par les contrats d'achat d'électricité des entreprises, avec de grandes centrales sur site unique démontrant une exécution à grande échelle. En juin 2026, Iberdrola a inauguré la centrale solaire Fenix de 243 MW en Sicile, mettant en évidence des voies bancables pour les grands projets dans les zones à fort potentiel lorsque l'accès au réseau et les autorisations s'alignent. Sur le plan politique, la Commission européenne a approuvé en juin 2026 un régime d'aide d'État italien (23 milliards d'EUR) pour soutenir le déploiement de 37,15 GW de nouvelle capacité renouvelable, renforçant le pipeline investissable lié aux procédures concurrentielles et aux structures de contrats bidirectionnels. Le stockage gagne également du terrain comme thème de construction parallèle car il cible directement la congestion et la volatilité des prix de pointe : les autorisations du MASE pour des projets de batteries mi-2026 (300 MW en juin 2026 et 720 MW en juillet 2026 dans plusieurs régions) soutiennent les opportunités pour les développeurs de BESS, les intégrateurs, et les configurations hybrides solaire-plus-stockage qui améliorent la répartissabilité et réduisent l'exposition à l'écrêtement.