Nel 2025 solo 2,3 GW al financial close, contro 4,4 GW nel 2024.

Nel 2025 solo 2,3 GW di nuovi progetti di generazione rinnovabile hanno raggiunto il financial close, uno dei livelli più bassi del decennio. Attenzione all’unità di misura: non si tratta di potenza già in esercizio, ma di progetti che hanno superato la decisione finale di investimento, il punto in cui un impianto eolico o solare su larga scala ottiene i finanziamenti e può davvero partire. Accanto a questo numero va letto quello dell’Integrated System Plan 2026 di AEMO: quasi 120 GW di eolico e solare su scala utility entro il 2050. Tra i due numeri c’è un vuoto che il mercato australiano non sta colmando.

Il cortocircuito del carbone

Il crollo dei finanziamenti non è un incidente isolato. Dietro c’è un meccanismo che si autoalimenta. Laura Caspari, in un intervento ripreso da un’analisi di RenewEconomy, descriveva il problema come un circolo vizioso: il segnale è troppo debole, quindi non si ritira il carbone perché non arrivano gli investimenti, ma gli investimenti non arrivano perché il carbone non esce con la necessaria chiarezza. È il paradosso al centro del National Electricity Market.

Johanna Bowyer dell’Institute for Energy Economics and Financial Analysis ha indicato un esempio concreto: l’estensione di Eraring toglie certezza proprio quando gli investitori in nuova capacità di generazione avrebbero bisogno di chiarezza. Se una centrale a carbone viene mantenuta in vita, il prezzo e la domanda futura per le rinnovabili restano incerti. L’Optimal Development Path dell’ISP prevede che la maggior parte della flotta a carbone del NEM esca entro il 2038 e che l’ultima centrale chiuda entro il 2049. Ma è uno scenario, non un impegno vincolante. A marzo 2025 AEMO, il governo del Victoria ed EnergyAustralia avevano confermato che non erano in corso trattative per estendere la vita di Yallourn. Quel chiarimento non è bastato a invertire la rotta degli investimenti.

Chi guadagna e chi perde

Se l’investimento su larga scala resta congelato, non tutti i segmenti del mercato soffrono allo stesso modo. Il quadro emerso dal Clean Energy Australia 2026 segnala un mercato a due velocità: mentre i financial close dei grandi impianti eolici e solari scendevano a 2,3 GW nel 2025, le vendite di batterie domestiche aumentavano del 260% e la capacità delle batterie su larga scala del 233%. L’Australia è diventata così il terzo mercato mondiale di batterie su scala utility. Ma le batterie non aggiungono nuova generazione rinnovabile: immagazzinano l’energia già prodotta e forniscono servizi di rete. Lo squilibrio, quindi, non è solo quantitativo: si finanzia la flessibilità, ma non la produzione che dovrebbe sostituire il carbone.

La domanda per i prossimi mesi è se questo squilibrio si ridurrà o se diventerà strutturale.

Il numero da tenere d’occhio

Al di là di vincitori e vinti, serve un indicatore semplice: i volumi trimestrali di financial close. Il riferimento è il 2024, quando i nuovi progetti finanziati si erano fermati a 4,4 GW. Se i prossimi trimestri non supereranno stabilmente quella soglia, l’obiettivo dell’82% di rinnovabili entro il 2030 indicato dall’Optimal Development Path delineato da AEMO diventa difficile da difendere.

La traiettoria verso il 2030 dipende dal ritorno dei finanziamenti almeno ai livelli del 2024. A questo ritmo, i quasi 120 GW previsti per il 2050 restano una proiezione ottimistica. Il prossimo dato trimestrale dirà se il settore è riuscito a uscire dal cortocircuito.