Analisi settimanale delle novità normative e regolatorie sulle rinnovabili
PPA e garanzia di ultima istanza: il Gse apre una consultazione pubblica
Il Gse ha avviato una consultazione pubblica dedicata al perfezionamento dei Power Purchase Agreement (Ppa), i contratti di lungo periodo per la fornitura di energia elettrica rinnovabile alle imprese. L’iniziativa è aperta a imprese, produttori, clienti finali, associazioni di categoria e altri soggetti interessati, con l’obiettivo di raccogliere contributi utili ad attuare l’articolo 4 del Decreto-legge n. 21 del 20 febbraio 2026, che assegna al Gse il ruolo di garante di ultima istanza e di facilitatore nella stipula dei Ppa.
Il decreto prevede diverse misure per favorire questi accordi: il supporto all’incontro tra domanda e offerta sulla Bacheca Ppa gestita dal Gme, riservata a soggetti qualificati dal Gse e con possibilità di aggregazione tra imprese; una garanzia del Gse contro il rischio di inadempimento contrattuale; meccanismi di gestione del rischio realizzati insieme a Sace; e un supporto del Gse anche per i contratti conclusi fuori dalla bacheca.
Il documento, predisposto insieme a Gme e Acquirente Unico, anticipa le regole operative che il Gse dovrà poi sottoporre all’approvazione del Mase. Tra i temi al centro del confronto: i requisiti per qualificare le controparti, le caratteristiche dei prodotti negoziabili, le modalità di intervento della garanzia in caso di inadempimento, l’opportunità di ammettere prezzi indicizzati oltre a quelli fissi, l’introduzione di contratti per differenza con regolazione solo finanziaria, il trasferimento delle Garanzie di Origine, la durata standard dei contratti (da 3 a 20 anni) e i requisiti di solidità creditizia richiesti alle parti.
Le osservazioni potranno essere inviate fino al 30 giugno 2026 tramite un apposito modulo sul sito del Gse.
Inverter: Huawei e Sungrow al vertice del mercato, mentre l’Ue valuta restrizioni sui fornitori “a rischio”
Uno studio di Wood Mackenzie confronta il primato dei due gruppi cinesi e colloca Sma al terzo posto. Nel frattempo, Bruxelles valuta i rischi legati agli impianti solari, riduce l’accesso ai finanziamenti europei per i fornitori considerati “ad alto rischio” e lascia aperta la strada a un possibile divieto.
Huawei e Sungrow mantengono la leadership mondiale nella produzione di inverter, proprio mentre l’Unione europea si prepara a introdurre nuove regole sui fornitori ritenuti a rischio, in particolare quelli cinesi. La classifica 2026 elaborata da Wood Mackenzie conferma per il secondo anno consecutivo il primato dei due colossi di Pechino.
Nello stesso periodo, la Commissione europea – dopo aver già limitato l’accesso ai fondi Ue per i progetti che utilizzano inverter di fornitori a rischio – ha pubblicato il 3 giugno una comunicazione che annuncia per il 2026 una nuova valutazione dei rischi sugli impianti solari, insieme a una proposta di revisione del Cybersecurity Act. Tale revisione potrebbe, in futuro, portare a vietare l’uso nell’Unione di inverter ritenuti pericolosi.
Nella graduatoria diffusa di recente, Sma si posiziona al terzo posto dopo i due gruppi cinesi, seguita da GoodWe ed Enphase. Per la prima volta entrano nella top ten anche Hoymiles e APSystems. L’analisi ha riguardato 23 aziende provenienti da sette Paesi, responsabili di circa il 90% delle spedizioni mondiali di inverter nel 2025; sedici di queste sono cinesi, segno del peso dominante del Paese nel settore.
La comunicazione della Commissione individua negli impianti solari ed eolici settori prioritari per la sicurezza informatica, segnalando rischi come manipolazioni della produzione, accessi illeciti ai dati, vulnerabilità nella catena di fornitura e blackout da remoto. Entro fine 2026 l’Ue completerà una valutazione dei rischi e potrebbe rivedere le regole sulla sicurezza energetica, introducendo nuovi requisiti per le filiere digitali.
Restano da definire i criteri precisi per individuare i fornitori “ad alto rischio”, in un dibattito che coinvolge proprietà aziendale, gestione dei dati, accessi remoti e certificazioni. Diversi operatori del settore hanno chiesto regole uniformi e tempi di adeguamento adeguati. Permane inoltre una contraddizione di fondo: le uniche due aziende a soddisfare tutti i criteri di eccellenza secondo Wood Mackenzie sono cinesi, proprio il comparto su cui potrebbero abbattersi le nuove restrizioni europee.
Eolico offshore: il Mase riscrive il Fer 2 con due tariffe distinte e tempi più lunghi
Tariffe differenziate tra eolico offshore fisso e galleggiante, indicizzazione all’inflazione, eliminazione della riduzione automatica del 3% annuo e tempi più ampi per la costruzione degli impianti: questi gli elementi principali della revisione del Fer 2 presentata dal ministero il 12 giugno durante un incontro con operatori e associazioni di settore. Si tratta di un intervento molto più ampio rispetto alle modifiche limitate che l’associazione di settore Aero aveva chiesto in primavera per evitare una nuova procedura di approvazione europea.
Per gli impianti flottanti il ministero propone di confermare la tariffa a 185 €/MWh, mentre per il fisso – tecnologia ritenuta più matura – si valuta una riduzione a circa 160 €/MWh, con l’obiettivo di evitare che tecnologie con costi e rischi molto diversi competano negli stessi bandi, contenendo la spesa pubblica complessiva.
Le proposte prevedono contingenti separati, dimensionati sui progetti realmente pronti a partecipare, per evitare gare con concorrenza insufficiente – un rischio già segnalato da un rappresentante del ministero in vista dell’incontro. Si propone inoltre di eliminare il taglio tariffario annuo del 3% e di introdurre un meccanismo di indicizzazione simile a quello già previsto per il Fer X.
Cambierebbero anche le tempistiche: si valuta un’estensione fino a 72 mesi per l’entrata in esercizio degli impianti, con possibilità di sospensioni e avvio anticipato del contratto anche in caso di realizzazione parziale. I contratti per differenza potrebbero essere rivisti per tenere conto dei prezzi zonali nulli o negativi e dei periodi di limitazione della produzione per motivi di rete, mentre nel negoziato con Bruxelles si potrebbe considerare un meccanismo non legato alla produzione effettiva.
Tra le richieste degli operatori figurano garanzie finanziarie a tutela dal rischio di mancata realizzazione dei progetti e il possesso dell’autorizzazione definitiva come requisito di accesso alle gare. Si valuta anche la possibilità di modificare progetto o capacità dopo l’asta, e di usare come riferimento la potenza effettiva al punto di connessione invece di quella autorizzata, per tenere conto delle perdite di rete.
Un capitolo riguarda le infrastrutture di rete in mare, che potrebbero passare a un gestore regolato: secondo il ministero, mescolare il rischio di generazione con quello di trasmissione fa salire i costi di capitale. Il trasferimento delle reti, con un onere a carico dei produttori, porterebbe la tariffa a scendere di circa 11 €/MWh; se i costi fossero invece distribuiti sugli oneri generali, la riduzione potrebbe arrivare a 40-50 €/MWh. Si valutano anche credito d’imposta, ammortamento accelerato e incentivi assicurativi, con impatti stimati tra i 2 e i 25 €/MWh – si tratta comunque di ipotesi, non di misure già approvate, che richiederebbero ulteriori passaggi normativi.
Gli operatori chiedono inoltre di prorogare il Fer 2 al 2030 e di aumentare i contingenti in linea con le previsioni di Terna al 2040, oltre a una corsia autorizzativa più rapida e meno vincoli sui componenti extra-Ue. Le associazioni si sono espresse in modo diverso: alcune apprezzano la separazione tariffaria e l’indicizzazione ma si opporrebbero a cambiare i requisiti autorizzativi, temendo una minore concorrenza; altri operatori, soprattutto nel segmento fisso, si dicono invece contrari alla revisione, temendo lo slittamento delle aste 2026-2027 e uno svantaggio per i progetti del Nord Italia.
Il Fer 2 mette a disposizione complessivamente 3,8 GW, ma nessuna asta è ancora partita: il problema, secondo il ministero stesso, non riguarda solo le tariffe ma anche la mancanza di una pianificazione preventiva di aree, connessioni e infrastrutture portuali. Uno studio di settore stima che un avvio tempestivo delle aste potrebbe generare, fino al 2080, oltre 129 miliardi di euro di produzione attivata e 800mila posti di lavoro; con ulteriori ritardi, queste stime si riducono drasticamente.
Rinnovabili e data center: un decreto Semplificazioni in arrivo entro l’estate
Il Mimit annuncia di lavorare su un decreto per semplificare le autorizzazioni, mentre un disegno di legge simile è ancora in attesa di valutazione da parte del Mef.
Entro la pausa estiva il Ministero delle Imprese potrebbe presentare al Consiglio dei ministri un decreto-legge contenente misure di semplificazione burocratica in diversi settori, incluse le autorizzazioni per le rinnovabili e per i data center. La notizia è stata anticipata da un dirigente dell’unità di missione del Mimit dedicata agli investimenti, intervenuto a un convegno organizzato da Anev al Gse in occasione della Giornata mondiale del Vento.
Il dirigente ha spiegato che il ministero sta valutando da alcuni giorni l’elaborazione del decreto, anche su sollecitazione di Confindustria, vista l’urgenza della situazione energetica nazionale. Più lunghi saranno invece i tempi per un disegno di legge governativo sullo stesso tema, già redatto ma ancora sottoposto al Ministero dell’Economia per le valutazioni finanziarie. Il Mimit ha inoltre coinvolto da tempo Anev per raccogliere segnalazioni provenienti da investitori, anche internazionali, sui problemi burocratici che frenano il settore eolico, invitando l’associazione a contribuire con proposte concrete al nuovo provvedimento.
In attesa di un riscontro, il presidente di Anev avrebbe incontrato il ministro Pichetto Fratin insieme alla Ceo di WindEurope, per discutere temi come il funzionamento del nuovo Fer X, i parametri delle aste europee, i tempi autorizzativi e i costi burocratici. Secondo l’associazione, lo sviluppo eolico richiede regole stabili, pianificazione e coinvolgimento dei territori per accelerare la diffusione della tecnologia, rafforzando contestualmente la sicurezza energetica e gli obiettivi climatici europei. Anev sottolinea inoltre come i sondaggi mostrino un alto livello di accettazione sociale dell’eolico, in contrasto con la narrazione mediatica prevalente.
Durante l’incontro è stato anche ricordato il tavolo tenutosi il 12 giugno al ministero sulla revisione del Fer 2 per l’eolico offshore.
Sul fronte autorizzativo, una rappresentante della Commissione tecnica Pnrr-Pniec ha illustrato il lavoro di riorganizzazione interna avviato dalla nuova presidenza, segnalando che la struttura resta sottodimensionata rispetto all’organico previsto, pur con rassicurazioni sui rinnovi in arrivo. È stato inoltre rafforzato il gruppo dedicato alle istruttorie eoliche, ampliato da due a cinque unità per recuperare il ritardo accumulato rispetto al fotovoltaico, anche grazie al supporto del Gse nella fase preliminare.
Una componente del nuovo collegio Arera ha infine anticipato che il Quadro strategico dell’Autorità sarà messo in consultazione probabilmente prima dell’estate, con l’obiettivo di favorire al massimo lo sviluppo di eolico e fotovoltaico, non solo attraverso l’aggiornamento delle regole di connessione alla rete.
Pnrr: il Gse approva nuovi contributi per Cacer e aggiorna le regole sul biometano
Il Gse ha pubblicato il terzo atto di concessione della misura Cacer e, contestualmente, le nuove regole operative per il programma Pratiche ecologiche dedicato al biometano. Con i primi tre provvedimenti relativi alla misura Pnrr per le comunità energetiche e l’autoconsumo sono stati assegnati contributi a oltre 24.000 soggetti, per un totale di 563,8 milioni di euro.
Per le Pratiche ecologiche, invece, gli accordi con i beneficiari dovranno essere sottoscritti entro il 30 giugno 2026, mentre gli interventi potranno essere completati entro 24 mesi dalla pubblicazione del relativo atto.
Il terzo atto Cacer, previsto dal decreto-legge del 19 febbraio 2026, ammette al contributo 5.296 progetti – quasi tutti comunità energetiche rinnovabili, con un numero limitato di gruppi di autoconsumo collettivo – con importi massimi compresi tra 1.200 e 420.000 euro. I soggetti interessati potranno consultare la graduatoria pubblicata, e il Gse provvederà comunque a informare via email i partecipanti.
Per le Pratiche ecologiche sul biometano, le nuove regole disciplinano il rapporto tra il Gse e i beneficiari già individuati nelle graduatorie approvate, integrando le disposizioni precedenti del Mase laddove non sostituite dal decreto Pnrr. La scadenza del 30 giugno, originariamente prevista per la comunicazione di fine lavori, diventa ora il termine per la firma degli accordi, mentre il completamento effettivo degli investimenti avrà tempistiche più ampie, fissate in 24 mesi dalla concessione. Sono stati resi disponibili anche i modelli di atto di concessione, atto d’obbligo e nota di accettazione, che insieme costituiscono l’accordo formale. Viene raccomandato agli operatori con documentazione antimafia in scadenza a giugno di attivarsi per tempo, ed è richiesto un aggiornamento costante della documentazione anche per le associazioni temporanee di imprese.
Nelle settimane precedenti il Gse aveva già pubblicato altri provvedimenti collegati al Pnrr: il secondo atto Cacer e la graduatoria Pratiche ecologiche (133 interventi ammessi, per quasi 50 milioni di euro), il primo atto per l’agrivoltaico (oltre 776 milioni di euro) e il secondo atto per il biometano. È stato inoltre pubblicato un nuovo bando per la vendita del biometano ritirato, relativo all’anno termico 2026-2027, con un contingente complessivo di 6.000 GWh.
Data center in forte crescita tra le richieste di connessione a Terna
Continuano a diminuire le richieste complessive di connessione per fonti rinnovabili e accumuli, mentre crescono soprattutto le iniziative ready-to-build legate ai data center. Lo confermano i dati Terna aggiornati al 31 maggio 2026.
Per le fonti rinnovabili le richieste complessive di connessione scendono leggermente a 318,91 GW, restando comunque molto al di sopra di qualsiasi scenario realistico di sviluppo del sistema elettrico. Il fotovoltaico resta la tecnologia prevalente con 142,07 GW (44,5% del totale), seguito dall’eolico onshore (106,62 GW) e offshore (67,66 GW). Più marginali idroelettrico, biomasse e geotermico. I progetti nelle fasi finali dell’iter di connessione salgono lievemente a 12,65 GW, concentrati soprattutto nel fotovoltaico. A livello territoriale prevale ancora il Mezzogiorno, con Puglia, Sicilia e Sardegna in testa.
Per gli accumuli le richieste complessive scendono a 294,77 GW, dominate dagli impianti stand-alone (quasi il 90% del totale), seguiti da accumuli integrati a solare ed eolico, pompaggio puro e misto. Anche in questo caso avanzano le fasi più mature dell’iter: i progetti con nulla osta salgono a 68,81 GW, mentre quelli nelle fasi finali raggiungono 9,24 GW. Resta ampio lo scarto tra richieste totali e capacità realmente prossima all’esercizio, con una distribuzione geografica ancora fortemente concentrata al Sud.
Sul fronte dei consumi, invece, le richieste di connessione crescono a 102,22 GW complessivi, spinte in particolare dai data center, che si avvicinano a 90 GW, in aumento di circa 6 GW rispetto al mese precedente. Il cold ironing rimane marginale, mentre calano gli altri utenti di consumo. Su un totale di 838 pratiche complessive, oltre 500 riguardano proprio i data center, a conferma del ruolo sempre più centrale di questo segmento nella crescita della domanda di connessione alla rete elettrica.
Eolico, Tar Calabria: modifiche sostanziali al progetto impongono un nuovo parere
Accolto il ricorso contro lo stop a un impianto eolico. La riduzione del numero di aerogeneratori richiedeva una nuova istruttoria, mentre il ritardo dei Comuni sugli usi civici non può penalizzare il proponente.
Quando un progetto per un impianto a fonti rinnovabili subisce modifiche significative nel corso dell’iter autorizzativo, l’amministrazione non può limitarsi a riconfermare il parere negativo già espresso sulla versione iniziale. È quanto ha stabilito il Tar Calabria, accogliendo parzialmente il ricorso di una società contro il diniego della Regione al provvedimento autorizzativo unico per un parco eolico tra i comuni di Cortale, Jacurso e Maida, in provincia di Catanzaro.
Il Tribunale ha ritenuto fondate le contestazioni relative alla carenza istruttoria e motivazionale della Soprintendenza, così come al rifiuto della Regione di sospendere il procedimento in attesa degli accertamenti comunali sugli usi civici. La sentenza non comporta comunque il rilascio automatico dell’autorizzazione: le amministrazioni dovranno riesaminare la richiesta seguendo i principi indicati dai giudici.
Il progetto originario prevedeva sette turbine per 30 MW complessivi; durante l’istruttoria la società ha eliminato le due unità di potenza maggiore e le relative opere di connessione, anche per adeguarsi alle prescrizioni tecniche regionali. Nonostante questo, la Soprintendenza si era limitata a confermare il proprio parere contrario iniziale, ritenendo la nuova configurazione irrilevante sul piano paesaggistico. Per il Tar questo non è sufficiente: una riduzione di due aerogeneratori su sette rappresenta una modifica di rilievo significativo, capace di incidere in modo non marginale sull’impatto paesaggistico, e richiede quindi un nuovo approfondimento istruttorio.
Quanto agli usi civici, la società aveva richiesto ai Comuni la documentazione necessaria, senza ottenerla in tempo, e aveva perciò chiesto la sospensione del procedimento durante la conferenza di servizi. La Regione aveva respinto la richiesta perché la conferenza era già stata avviata, ma il Tar non condivide questa interpretazione: la sospensione può essere ammessa anche in corso di conferenza quando esistano valide ragioni, specialmente per consentire l’acquisizione di documenti già richiesti alle amministrazioni competenti. Il ritardo degli enti locali, se non dipende dal proponente, non può ricadere a suo danno. La perentorietà dei termini procedurali, inoltre, non esclude in sé la possibilità di una sospensione motivata.
Richiamando una propria precedente decisione e una sentenza della Corte Costituzionale, il Tar ricorda infine che la presenza di usi civici non rende automaticamente un’area incompatibile con gli impianti rinnovabili: resta possibile procedere con l’iter ordinario e valutare un eventuale cambio di destinazione, mentre l’accertamento sugli usi civici può anche essere rinviato a una fase successiva al rilascio del titolo.
