Analisi settimanale delle novità normative e regolatorie sulle rinnovabili
Accelerare i tempi della VIA per l’eolico: l’Ispra definisce i contenuti degli Studi di impatto ambientale
L’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale ha pubblicato delle linee guida dedicate alla redazione degli Studi di Impatto Ambientale (SIA) per gli impianti eolici terrestri. L’obiettivo è standardizzare la qualità di questi elaborati, così da accelerare i procedimenti autorizzativi e ridurre la necessità di richiedere integrazioni documentali durante l’iter di Valutazione di Impatto Ambientale. Il documento nasce dall’esperienza accumulata nel supporto tecnico alla Commissione VIA del Ministero dell’Ambiente, che negli anni ha riscontrato lacune ricorrenti nei SIA presentati dai proponenti: analisi ambientali incomplete, scarsa considerazione degli impatti cumulativi, valutazioni paesaggistiche superficiali e monitoraggi insufficienti. Le linee guida non introducono nuovi vincoli normativi, ma definiscono con precisione quali contenuti ci si attende in un SIA considerato completo.
Uno dei temi centrali è il paesaggio. L’approccio tradizionale, spesso limitato a fotoinserimenti e simulazioni visuali finalizzate al superamento del vaglio delle soprintendenze, viene superato: il paesaggio deve diventare parte integrante della progettazione. Il SIA deve analizzare il rapporto complessivo tra impianto e territorio, considerando morfologia, percezione visiva, organizzazione spaziale delle turbine, presenza di beni culturali e caratteri identitari dei luoghi. Viene introdotto il concetto di “effetto selva”, ovvero la saturazione visiva generata da un’eccessiva concentrazione di aerogeneratori in aree circoscritte.
Particolare attenzione è richiesta anche agli impatti cumulativi: un nuovo progetto deve confrontarsi non solo con il proprio impatto diretto, ma anche con quello degli impianti già esistenti o in fase di autorizzazione nella stessa area. Dove la pressione eolica è già elevata, diventerà più difficile sostenere nuovi progetti senza dimostrare una coerenza paesaggistica complessiva.
Il documento richiede inoltre un’analisi approfondita dei beni culturali, degli elementi identitari e dei valori storico-testimoniali presenti nel contesto territoriale, poiché un aerogeneratore può risultare compatibile dal punto di vista strettamente paesaggistico ma alterare la percezione di sistemi storici o archeologici. Tra le misure di mitigazione citate figurano colorazioni specifiche delle pale, interventi di rinverdimento e soluzioni progettuali per ridurre l’impatto visivo delle stazioni elettriche.
Sul fronte della biodiversità, sono richieste caratterizzazioni dettagliate di flora, fauna e vegetazione. Per l’avifauna in particolare si chiede di analizzare rotte migratorie, rischio di collisione, displacement e frammentazione degli habitat, tenendo conto di aree protette e siti Natura 2000. Le linee guida suggeriscono l’adozione di sistemi automatici di arresto delle turbine, radar, sensori ottici e intelligenza artificiale per il monitoraggio.
Riguardo al suolo, si conferma l’orientamento a limitare il consumo permanente di territorio agricolo, privilegiando aree degradate o già antropizzate, e il SIA deve dimostrare la reversibilità dell’intervento e la possibilità di ripristino dopo la dismissione. È richiesta inoltre una caratterizzazione acustica dettagliata sia in fase di cantiere sia in esercizio, mentre per i campi elettromagnetici si raccomanda l’interramento dei cavi, soluzione utile anche per ridurre la frammentazione territoriale.
In sintesi, le linee guida inquadrano il progetto eolico come una trasformazione territoriale complessa, che richiede studi multidisciplinari più approfonditi, ma che al tempo stesso offre agli operatori una maggiore chiarezza su quali elementi siano considerati davvero decisivi in sede autorizzativa.
Emilia-Romagna, approvata la legge regionale sulle aree idonee per le energie rinnovabili
Il Consiglio regionale dell’Emilia-Romagna ha approvato la nuova legge sulle aree idonee all’installazione di impianti da fonti rinnovabili. Il testo, ratificato in Giunta a metà marzo, è stato successivamente modificato in modo sostanziale attraverso emendamenti presentati in commissione Territorio, slittando rispetto alla data di approvazione inizialmente prevista per fine aprile.
Il provvedimento fissa un obiettivo di potenza installata sulle aree idonee pari a 10 GW entro il 2030, superando il target minimo di 6,3 GW assegnato alla regione dal meccanismo nazionale di burden sharing. La norma si articola in tre titoli: il primo enuncia i principi generali e gli obiettivi della disciplina regionale; il secondo definisce i criteri di installazione per le diverse tipologie di impianto; il terzo stabilisce le disposizioni finali e transitorie.
Sul fronte delle aree idonee per il fotovoltaico, la legge individua un ventaglio articolato di superfici: siti oggetto di bonifica, aree degli interporti, zone del territorio urbanizzato classificate come ecologicamente attrezzate, poli funzionali con destinazioni produttive esistenti e cave ripristinate. Rientrano tra le aree idonee anche le rotatorie stradali e gli spazi nella disponibilità delle autorità di sistema portuale.
Particolare attenzione è dedicata alla gestione del suolo agricolo. A livello regionale, la quota complessiva di superficie agricola utilizzata (Sau) destinabile a impianti rinnovabili non può superare l’1,5%, calcolata a partire dal 31 dicembre 2020. A scala comunale, il limite è fissato al 2,5% della Sau locale, superabile solo attraverso specifiche deroghe concesse dall’amministrazione locale. La legge disciplina inoltre l’agrivoltaico, imponendo il mantenimento dell’attività agricola e la conservazione di almeno l’80% della produzione lorda vendibile, e promuove l’autoconsumo aziendale come ulteriore strumento per favorire la transizione energetica del territorio.
L’Europa accelera sui data center, ma i contratti per le rinnovabili frenano
La capacità di calcolo dei data center europei è destinata a più che raddoppiare entro il 2030, passando dagli attuali 16 GW a 36 GW. A fronte di questa crescita, tuttavia, i contratti di acquisto di energia rinnovabile stipulati dal settore – i cosiddetti Power Purchase Agreement (PPA) – stanno seguendo una traiettoria opposta: da 4,2 GW nel 2024 sono scesi a 2,6 GW nel 2025. È quanto emerge da un’analisi della società norvegese di ricerca energetica Rystad Energy.
Il rallentamento è particolarmente marcato nel segmento dell’eolico offshore, dove i contratti sono passati da 1,35 GW nel 2024 a 0,5 GW nel 2025, per scendere ulteriormente a soli 100 MW nel primo trimestre del 2026, corrispondenti a un unico accordo siglato da Google con un parco eolico tedesco. Anche nel fotovoltaico si registrano difficoltà strutturali: l’aumento delle ore con prezzi elettrici negativi e il calo del cosiddetto tasso di cattura – ovvero la capacità di un impianto di incassare in linea con il prezzo medio di mercato – riducono il valore effettivo dell’energia prodotta nelle ore di maggiore sovrapproduzione.
La crescita della domanda di calcolo, trainata dall’intelligenza artificiale, non trova quindi una risposta proporzionale nel mercato dei PPA. I nuovi data center richiedono un approvvigionamento sostanzialmente continuo, mentre gran parte della nuova offerta rinnovabile resta variabile e condizionata dai ritardi autorizzativi dei grandi progetti. Secondo Rystad Energy, il divario tra capacità in forte espansione e contratti in calo solleva interrogativi urgenti su come sarà alimentato il carico crescente dei centri dati.
Dal punto di vista geografico, la nuova capacità di calcolo si concentra principalmente in Regno Unito, Germania, Francia e Paesi Bassi, ma si sta estendendo anche verso Irlanda, Spagna, Svezia, Norvegia, Italia e Finlandia. I Paesi nordici risultano competitivi grazie all’abbondante generazione idroelettrica a basse emissioni e alle temperature più basse, che riducono i costi di raffreddamento. In diversi mercati primari, tuttavia, i tempi di connessione alla rete si allungano per via di vincoli infrastrutturali e autorizzativi.
Sul fronte dei grandi acquirenti, Amazon, Google e Microsoft dominano il mercato europeo dei PPA legati ai data center. Amazon da sola ha firmato oltre 3 GW dal 2024, distribuiti tra eolico offshore, fotovoltaico e strutture ibride. La Spagna è il primo mercato europeo per volumi, con oltre 2 GW su dodici accordi, seguita dai Paesi Bassi, dove si concentrano importanti contratti eolici offshore e un PPA nucleare da 250 MW. La comparsa di contratti su fonti nucleari e soluzioni ibride nel 2025 è considerata uno degli sviluppi più significativi, a indicare che gli acquirenti cercano forniture con un profilo più stabile e continuo rispetto alla sola generazione rinnovabile variabile.
Il rallentamento dei PPA si inserisce in un contesto in cui alcuni grandi operatori digitali stanno incontrando difficoltà nel rispettare gli impegni climatici assunti in precedenza. Rystad Energy individua tre fattori strutturali dietro la flessione: i ritardi dell’eolico offshore, la distanza crescente tra i prezzi richiesti dagli sviluppatori e la disponibilità a pagare degli acquirenti, e il ridimensionamento di alcuni obiettivi di decarbonizzazione. In passato, gli impegni climatici dei grandi gruppi tecnologici avevano contribuito a sostenere il mercato europeo dei PPA, rendendo finanziabili progetti di lungo termine. Il venir meno di questa spinta crea incertezza sia per gli sviluppatori sia per la pianificazione del sistema elettrico.
Il problema ha implicazioni più ampie. I data center concentrano grandi carichi in luoghi specifici e, se non accompagnati da nuova generazione e infrastrutture adeguate, rischiano di aggravare le congestioni di rete già esistenti. Per gli sviluppatori rinnovabili, il calo dei PPA riduce un canale fondamentale di stabilizzazione dei ricavi, proprio in una fase di forte volatilità dei prezzi all’ingrosso.
Il periodo tra il 2026 e il 2028 sarà il primo banco di prova per verificare se la domanda dei data center riuscirà a riattivare il mercato dei contratti rinnovabili: un recupero dell’eolico offshore, secondo Rystad Energy, sarebbe il catalizzatore più importante per tornare ai livelli del 2024. Se la capacità di calcolo diventerà una vera infrastruttura essenziale per l’economia europea, anche il suo approvvigionamento elettrico dovrà essere affrontato come una questione di sistema, e non solo come una variabile degli investimenti digitali.
Aste FCR al via il 3 giugno, obbligo di offerta rinviato al 1° settembre
Dal 3 giugno è operativo il mercato sperimentale per l’approvvigionamento della Frequency Containment Reserve (FCR), ovvero la riserva primaria di frequenza. La prima consegna è fissata al 4 giugno.
La novità più rilevante per gli operatori è tuttavia il rinvio dell’obbligo di offerta: fino al 1° settembre la partecipazione alle aste sarà volontaria, per poi diventare obbligatoria per le unità che rientrano nell’ambito di applicazione del Codice di Rete. La decisione tiene conto delle segnalazioni di alcuni operatori, che avevano evidenziato i tempi ristretti tra la pubblicazione delle regole tecniche e l’avvio della sperimentazione.
La fase sperimentale durerà fino al 30 novembre 2026 e riguarderà esclusivamente il fabbisogno addizionale, pari a circa 30 MW, corrispondenti al 10% del fabbisogno nazionale definito dal regolamento europeo di riferimento. Non si tratta quindi ancora di un passaggio a regime: le bande obbligatorie gratuite restano in vigore e la loro eventuale riduzione sarà definita solo sulla base degli esiti raccolti durante la sperimentazione.
Il meccanismo d’asta prevede che per il giorno D la procedura si svolga nel giorno D-1, dopo la pubblicazione degli esiti del mercato del giorno prima e entro il termine per le offerte della fase di programmazione integrata. Le offerte possono essere presentate dalle 10 alle 16:20, con comunicazione degli esiti alle 16:30. Il fabbisogno viene pubblicato da Terna entro le 15:50 del giorno precedente, distinto per zone d’offerta, per periodo di regolazione e per verso – a salire e a scendere. Le offerte accettate sono remunerate al prezzo marginale di sistema. Il premio a scendere è fissato a zero, il che significa che possono essere selezionate solo offerte a 0 euro/MW o con valore negativo.
Sul fronte dei sistemi di accumulo a batteria (BESS), il nuovo allegato tecnico fissa la banda FCR massima al 10% della potenza efficiente, allineandosi a quanto previsto per idroelettrico, pompaggi, eolico e fotovoltaico. La versione precedente delle regole faceva riferimento al 100% della potenza efficiente per i BESS, ma l’impostazione è stata rivista in attesa di ulteriori valutazioni sull’impatto che una soglia così elevata avrebbe sulla contabilizzazione dell’energia erogata a titolo di FCR.
Un’altra novità riguarda le risorse a energia limitata, categoria che comprende principalmente gli accumuli. Nelle offerte FCR, i fornitori di servizi di bilanciamento dovranno indicare anche l’energia effettivamente attivabile a salire e a scendere, espressa in MWh. Non è quindi sufficiente dichiarare la potenza disponibile: occorre specificare quanta energia la risorsa può effettivamente mettere a disposizione per sostenere il servizio, tenendo conto dello stato di carica, dei contributi già associati ad altri periodi e dei vincoli tecnici. In caso di mancata disponibilità della capacità aggiudicata, anche parziale, la remunerazione sulla quota mancante non viene riconosciuta ed è prevista l’applicazione di una penale.
Alcune delle modifiche inizialmente ipotizzate non sono entrate in vigore in questa prima fase. È stato rimosso il limite massimo del 30% del fabbisogno FCR allocabile su una singola unità, ritenuto prematuro prima dell’avvio della riduzione delle bande obbligatorie gratuite. Restano sospese anche le disposizioni sulle unità con statismo variabile e l’obbligo di indicare i valori minimi e massimi delle bande FCR erogabili, in attesa di una definizione più precisa delle modalità di verifica dei requisiti tecnici.
Il quadro rimane quindi provvisorio. La fase che si apre servirà principalmente a raccogliere dati sul funzionamento del nuovo meccanismo, sulla base dei quali sarà definita l’evoluzione del mercato della riserva primaria dopo il 30 novembre.
Aree idonee per le rinnovabili: Abruzzo e Umbria scelgono strade diverse
Con l’entrata in vigore, a maggio 2026, delle rispettive leggi regionali, Abruzzo e Umbria hanno definito la propria disciplina sulle aree idonee all’installazione di impianti da fonti rinnovabili, in attuazione del Testo Unico sulle FER. I due provvedimenti rivelano impostazioni diverse nelle soluzioni adottate per i singoli temi.
L’intervento della regione Abruzzo appare contenuto: gran parte delle aree individuate come ulteriori aree idonee coincide con superfici già previste dalla normativa nazionale, in particolare quelle già compromesse o antropizzate. Le novità più rilevanti riguardano l’inclusione, per tutte le tipologie di impianti, delle aree destinate a servire una Comunità Energetica Rinnovabile o all’autoconsumo, purché non agricole. Per il fotovoltaico, la capacità di generare un perimetro di idoneità è stata estesa anche alle strade extraurbane principali e secondarie con almeno due corsie per senso di marcia, oltre alle autostrade già previste dalla normativa nazionale. Nelle aree a destinazione non agricola, il perimetro di idoneità arriva fino a 1.000 metri da impianti industriali o da queste infrastrutture stradali. Per il biometano, l’idoneità è stata estesa alle aree entro 300 metri dalle strade in questione se agricole, e fino a 1.000 metri per le altre, nonché alle aree adiacenti alle centrali di trasformazione della rete di trasmissione nazionale entro 500 metri.
La regione Umbria adotta un approccio più articolato. Anche qui figura il riconoscimento di idoneità per le aree prossime alla rete infrastrutturale, come la strada statale Tiberina E45 e le linee ferroviarie, ma si aggiungono categorie peculiari, tra cui le aree limitrofe agli impianti di distribuzione carburanti e quelle destinate a sistemi energetici isolati. Un elemento distintivo rispetto al modello abruzzese è il ruolo attribuito alle Comunità Energetiche Rinnovabili: la legge umbra riconosce loro una qualificazione autonoma di idoneità anche per superfici in ambito rurale, subordinando però gli interventi all’utilizzo di soluzioni agrivoltaiche senza consumo di suolo agricolo. Rimane tuttavia aperta la questione di cosa si intenda concretamente con questa locuzione, considerato che anche le strutture agrivoltaiche producono un impatto, seppur minimo, sul terreno agricolo.
Anche sul versante delle aree non idonee i due approcci divergono. L’Umbria ha scelto di raccogliere in un’apposita norma l’elenco delle aree non idonee, precisando che tale classificazione non costituisce un divieto assoluto, ma un forte indizio di esito negativo in sede autorizzativa. Per gli impianti agrivoltaici che occupano più di 1,5 ettari si applica un limite del 3% della superficie agricola comunale, mentre per quelli avanzati a servizio di aziende agricole e zootecniche non è previsto alcun limite di superficie. Nelle aree rurali non idonee, gli impianti non possono comunque occupare più del 5% delle superfici nella disponibilità del proponente.
L’Abruzzo, invece, ha scelto di operare attraverso un sistema di deroghe localizzative che, nel loro insieme, escludono ampie porzioni di territorio agricolo dalla possibilità di accogliere impianti rinnovabili. Sono escluse dalle ulteriori aree idonee le superfici agricole interessate da investimenti finanziati con fondi pubblici ancora soggetti a vincoli di destinazione, le aree con colture permanenti di pregio come vigneti, oliveti, frutteti e tartufaie con densità superiore a cinquanta piante per ettaro, le superfici dell’ex alveo del lago Fucino, considerate strategiche per la vocazione agricola regionale, e le aree ricadenti nel Piano di assetto del territorio dell’Orso Marsicano. Queste limitazioni appaiono motivate da ragioni di tutela ambientale e produttiva, ma rischiano, nel complesso, di ridurre sensibilmente le possibilità di sviluppo delle rinnovabili in ambito rurale.
La divergenza più marcata tra le due regioni emerge sul tema dell’agrivoltaico. La legge abruzzese non contiene alcuna disciplina specifica volta a promuovere questa tecnologia. L’agrivoltaico non è esplicitamente vietato – e la normativa nazionale ne consente comunque la realizzazione nelle aree agricole – ma non riceve alcun riconoscimento.
L’Umbria adotta invece una posizione opposta, assegnando all’agrivoltaico un ruolo centrale nell’equilibrio tra tutela del territorio rurale e sviluppo delle rinnovabili. Nelle aree idonee ricadenti nello spazio rurale, gli interventi possono essere realizzati esclusivamente attraverso impianti agrivoltaici con moduli collocati a un’altezza adeguata da terra e senza consumo di suolo agricolo. Una specifica idoneità è riconosciuta anche alle aree agricole destinate agli impianti agrivoltaici avanzati a servizio di aziende agricole e zootecniche. In questi casi è possibile derogare ad alcuni limiti territoriali, a condizione che l’attività svolta sotto la copertura fotovoltaica sia destinata ad agricoltura biologica certificata con varietà autoctone. La regione ha inoltre previsto l’adozione di future linee guida per disciplinare l’integrazione paesaggistica degli impianti agrivoltaici nel territorio regionale.
Per entrambe le leggi resta aperta la questione di come le limitazioni introdotte si rapportino con i principi e le disposizioni della normativa nazionale, in particolare per quanto riguarda il computo della superficie agricola utilizzata e la sempre consentita installazione di impianti agrivoltaici prevista dal Testo Unico FER.
Autorizzazioni per le rinnovabili: la giurisprudenza limita gli stop automatici
La giurisprudenza amministrativa continua a definire i confini entro cui Comuni e Regioni possono limitare l’installazione di impianti da fonti rinnovabili. Diverse sentenze pubblicate di recente convergono su un principio comune: dove la legge statale individua aree idonee, gli enti locali non possono neutralizzare quella previsione con limitazioni generalizzate; e dove un’area è classificata come non idonea, o si trova in prossimità di un vincolo, il procedimento non può essere chiuso automaticamente senza un esame nel merito del progetto.
Il punto di partenza è una sentenza del Tar Toscana che aveva già chiarito come le cabine primarie di trasformazione da alta a media tensione possano essere considerate impianti industriali ai fini della cosiddetta Solar Belt, rendendo idonee ex lege le aree agricole entro 500 metri da tali infrastrutture. Le pronunce più recenti si muovono lungo la stessa direzione.
La decisione più rilevante tra quelle recenti riguarda un impianto fotovoltaico da 5,8 MW in provincia di Forlì-Cesena. L’autorizzazione era stata negata sul presupposto che le aree agricole entro 500 metri da una cava non potessero essere considerate pienamente idonee per il fotovoltaico, con conseguente applicazione del limite regionale del 10% della superficie agricola disponibile. Il Consiglio di Stato ha ribaltato questa interpretazione, chiarendo che cave e miniere non rilevano solo come aree idonee in sé, quando dismesse o degradate, ma possono valere anche come riferimenti territoriali per misurare la fascia dei 500 metri che fa scattare l’idoneità di legge. Il limite regionale del 10% è caduto di conseguenza.
Sul tema delle aree non idonee, il Tar Sardegna ha annullato la dichiarazione di improcedibilità dello screening di valutazione di impatto ambientale per un progetto fotovoltaico da 14,2 MW con sistema di accumulo, localizzato in un’area classificata come non idonea dalla legge regionale. Il tribunale ha precisato che la classificazione di non idoneità non può trasformarsi in un divieto assoluto: può incidere sul regime e sulla valutazione del progetto, ma non consente di bloccare l’istanza senza un esame del merito. La Regione è stata quindi obbligata a riavviare il procedimento.
Una logica analoga si ritrova in una pronuncia del Tar Sicilia relativa a un impianto fotovoltaico da 743 kWp al servizio di una comunità energetica rinnovabile in provincia di Agrigento. Il Comune aveva negato la procedura abilitativa semplificata richiamando, tra le altre ragioni, la vicinanza dell’impianto a un’area tutelata e a un centro storico. Il tribunale ha accolto il ricorso, chiarendo che la prossimità a un bene vincolato non è di per sé ostativa: l’ente avrebbe dovuto acquisire i necessari atti di assenso, anche attraverso la conferenza di servizi, invece di chiudere direttamente l’istanza. Il Tar ha inoltre precisato che per gli impianti a servizio di una comunità energetica non si applicano i limiti all’ubicazione in area agricola richiamati dal Comune, e che l’installazione di pannelli fotovoltaici a terra non genera volumetria edilizia.
Un altro filone riguarda le prescrizioni inserite nelle autorizzazioni. Il Tar Marche ha annullato una condizione imposta dal Comune di Offagna su un impianto fotovoltaico da 900 kW, che obbligava il proponente a preservare integralmente tutte le specie arboree presenti lungo il perimetro e all’interno dell’area, con possibilità di modificare il layout e utilizzare solo il piazzale centrale. Per il tribunale, una prescrizione così vincolante equivaleva di fatto a un diniego mascherato, poiché avrebbe imposto un diverso assetto progettuale e ridotto l’irraggiamento captabile dai pannelli, con ricadute sulla resa energetica e sulla sostenibilità economica dell’investimento. È stato inoltre rilevato un vizio procedurale: il Comune avrebbe dovuto convocare la conferenza di servizi prevista dalla procedura abilitativa semplificata, invece di limitarsi a richiedere l’autorizzazione paesaggistica alla Provincia.
Il quadro non è però univocamente favorevole agli operatori. Il Tar Campania ha confermato lo stop a un impianto eolico da 30 MW in provincia di Avellino, composto da sei aerogeneratori. Sebbene l’impianto fosse esterno al sito Natura 2000 interessato, il tribunale ha ritenuto legittima la conclusione negativa del procedimento, in quanto l’impianto avrebbe potuto incidere in modo significativo sull’area protetta e sulle specie tutelate, tra cui rapaci e chirotteri. La valutazione di incidenza era quindi necessaria e non sostituibile con una valutazione autonoma del proponente. Sono stati respinti anche i rilievi sul dissenso costruttivo: le amministrazioni sono tenute a indicare le ragioni ostative e le criticità, ma non a rielaborare il progetto nell’interesse del privato.
La linea che emerge dalla giurisprudenza recente è quindi abbastanza definita: i giudici censurano automatismi, limiti generalizzati e prescrizioni che svuotano le autorizzazioni, ma non mettono in discussione la valutazione ambientale e paesaggistica quando è condotta in modo circostanziato. Per gli operatori del settore non si tratta di una garanzia di autorizzazione, ma di un argine contro i dinieghi decisi a priori, senza un reale esame del progetto.
