Analisi settimanale delle novità normative e regolatorie sulle rinnovabili
Finanziamenti PNRR alle Comunità Energetiche Rinnovabili: domande oltre i fondi disponibili
Il gestore nazionale dei servizi energetici sta esaminando le domande di contributo per le Comunità Energetiche Rinnovabili che non hanno trovato copertura finanziaria, con l’obiettivo di tenerle in considerazione qualora venissero stanziati nuovi fondi. Una parte consistente delle oltre 48.000 richieste pervenute è rimasta infatti fuori dai limiti del budget disponibile, e un’associazione consumeristica ha denunciato i potenziali danni economici derivanti dal mancato avvio degli impianti.
Il gestore ha respinto le accuse, inquadrando le approvazioni prive di risorse come una categoria tecnica distinta, funzionale a eventuali scorrimenti futuri. Nel frattempo, i procedimenti per le pratiche ammesse sono in corso e si punta a completare tutte le valutazioni entro fine giugno, rispettando le scadenze imposte dal piano europeo di ripresa.
La Sicilia semplifica le regole per le energie rinnovabili
La Regione siciliana ha avviato un percorso legislativo per rendere più agevole lo sviluppo delle energie rinnovabili sul proprio territorio, attraverso tre provvedimenti distinti ricavati da norme non confluite nell’ultima legge di Stabilità regionale.
Il primo, già approvato a metà maggio, introduce procedure autorizzative più snelle per chi vuole realizzare impianti da fonti pulite, consentendo alle imprese di risparmiare fino a nove mesi di iter burocratico. La semplificazione avviene nel rispetto della normativa europea e della tutela paesaggistica e ambientale, e si concretizza attribuendo all’assessorato regionale competente la facoltà di rilasciare l’Autorizzazione Unica in luogo del più complesso procedimento integrato.
Dei due provvedimenti in discussione , il primo definisce le aree del territorio regionale considerate idonee all’installazione di impianti rinnovabili, includendo siti industriali, aree pubbliche e zone prossime alle cabine di trasformazione elettrica, con limitazioni precise per i terreni agricoli e le zone vincolate. Introduce inoltre l’obbligo di sistemi di accumulo per i nuovi impianti soggetti a valutazione di impatto ambientale, e fissa soglie specifiche oltre le quali anche i sistemi di stoccaggio richiedono tale valutazione. Vengono infine stabilite priorità istruttorie per alcune tecnologie, tra cui l’agrivoltaico avanzato, la geotermia e l’idrogeno verde.
Il secondo, invece, prevede che il rilascio dell’autorizzazione per la costruzione di impianti rinnovabili sia condizionato alla presentazione di una garanzia fideiussoria da parte del richiedente. Istituisce inoltre uno sportello unico dedicato alla transizione energetica presso l’assessorato competente, e aggiorna le scadenze per il versamento dei canoni dovuti dai titolari di concessioni per l’estrazione di idrocarburi.
I provvedimenti, che dovevano essere discussi in assemblea il 26 maggio u.s., sono stati rimandati alla seduta del 10 giugno p.v.
Rinnovabili e accumuli: 51 mld di investimenti nel 2025, ma produrre energia verde in Italia costa ancora troppo
Dal rapporto IREX 2026 stilato da Althesys emerge che nel 2025 il mercato delle energie rinnovabili e dei sistemi di accumulo ha registrato investimenti complessivi per 51 miliardi di euro, con oltre 1.300 operazioni censite per circa 37 GW di nuova potenza rinnovabile e 13 GW di stoccaggio. Il fotovoltaico guida per numero di operazioni, mentre l’eolico a terra e le batterie pesano di più in termini di valore. Gli accumuli in particolare mostrano una forte accelerazione, con il numero di impianti autonomi triplicato rispetto all’anno precedente. Il mercato attrae anche ingenti capitali stranieri, pari a circa un terzo del totale.
La crescita delle rinnovabili sta riscrivendo le regole del mercato elettrico
Il dato più significativo e strutturale riguarda però l’impatto della crescita rinnovabile sui prezzi dell’elettricità. Nel solo mese di maggio 2025, oltre la metà dell’energia scambiata sul mercato del giorno prima è stata offerta a prezzo zero, e quasi l’8% addirittura a prezzi negativi. Non si tratta più di un fenomeno circoscritto alle regioni meridionali o insulari, tradizionalmente più esposte per via della maggiore concentrazione di impianti: le ore a prezzo nullo si registrano ormai anche al Nord e sul prezzo unico nazionale.
Il meccanismo è chiaro: nelle ore di massima produzione solare ed eolica, l’abbondanza di offerta a costo marginale zero comprime i prezzi verso il basso, fino ad annullarli o renderli negativi. Per ora l’elevato volume di offerte a prezzo zero funziona da ammortizzatore, evitando prezzi negativi diffusi e stabili, ma la pressione al ribasso nelle ore di punta rinnovabile è sempre più intensa e sistematica.
Questo processo sta trasformando in profondità la struttura economica del mercato elettrico: il peso si sposta progressivamente dai costi variabili — legati al combustibile — ai costi fissi di reti, impianti e accumuli. Nel lungo periodo, la componente di mercato legata ai combustibili fossili diventerà marginale, ma la transizione richiede strumenti adeguati: contratti di lungo termine, meccanismi di capacità e una rete potenziata. Su quest’ultimo fronte, i lavori in corso per ridurre le congestioni tra Nord e Sud del paese sono considerati decisivi per integrare meglio la generazione rinnovabile e limitare i fenomeni di curtailment.
Il nuovo FER X: 26 GW in gara tra 2026 e 2027
Il futuro meccanismo di incentivazione per le energie rinnovabili prenderà forma con tre aste da tenersi tra il 2026 e il 2027, mettendo in gara complessivamente 10 GW di fotovoltaico e oltre 16 GW di eolico. La conferma è arrivata dal gestore nazionale dei servizi energetici (GSE) in occasione della presentazione del rapporto IREX 2026.
L’obiettivo dichiarato è tenere la prima asta già entro la fine del 2026 e altre due nel corso del 2027. Tuttavia, il calendario resta condizionato dall’esito dei negoziati ancora in corso con la Commissione europea, che avrebbero comunque raggiunto una fase avanzata. Il nodo tecnico riguarda il meccanismo dei contratti per differenza e il rischio che un aggancio troppo stretto al prezzo del mercato del giorno prima disincentivi gli operatori a partecipare ai mercati infragiornalieri e ai servizi di bilanciamento. La soluzione allo studio prevedrebbe una modifica al prezzo di riferimento usato per calcolare il differenziale, senza stravolgere l’architettura complessiva del meccanismo.
Resta ancora aperta anche la questione delle tariffe per l’eolico. La scarsa partecipazione registrata nell’asta transitoria è stata in parte attribuita a condizioni economiche percepite come poco attraenti, e il ministero competente starebbe lavorando per rendere le tariffe del nuovo meccanismo più adeguate. Diversi operatori del settore hanno sottolineato che 75 €/MWh sono insufficienti a garantire la bancabilità dei progetti, tenuto conto dei costi effettivi di sviluppo in Italia.
Il contingente fotovoltaico relativamente contenuto rispetto all’eolico non è casuale: una quota dei volumi riservati al solare dovrebbe essere dirottata su un futuro meccanismo del FER Z, più allineato al nuovo modello di mercato europeo e guardato con favore dalla Commissione.
La riforma delle connessioni alla rete
Parallelamente, prosegue il percorso di riforma del sistema di connessione degli impianti alla rete elettrica. Il decreto ministeriale con le modalità operative è atteso entro giugno, mentre la riforma delle regole tecniche di connessione dovrebbe arrivare tra fine agosto e inizio settembre. La prima finestra competitiva per l’assegnazione delle connessioni (open season) potrebbe così aprirsi entro fine anno.
Il nuovo sistema renderà pubblica la capacità disponibile per ciascuna microzona, aumentando la trasparenza su dove sia possibile connettere nuovi impianti. Il diritto esclusivo sulla connessione scatterà però solo dopo il conseguimento del titolo autorizzativo, il che potrebbe penalizzare l’eolico — tecnologia più complessa da autorizzare — rispetto al fotovoltaico e agli accumuli. Nel periodo di transizione, chi ha già un contratto di connessione firmato o un progetto autorizzato proseguirà secondo le regole attuali.
Pannelli fotovoltaici e tutela del paesaggio: i giudici tracciano una nuova linea
La tensione tra transizione energetica e tutela del patrimonio paesaggistico produce un nuovo precedente giuridico rilevante con la sentenza del Consiglio di Stato n.4001/2026 . Al centro della vicenda c’è un condominio in un piccolo comune lombardo, nei pressi della casa natale di Papa Giovanni XXIII, sul cui tetto una società costruttrice aveva proposto l’installazione di pannelli fotovoltaici. La Soprintendenza locale aveva espresso parere contrario, ritenendo l’impianto incompatibile con la visuale del sito storico, e aveva mantenuto questa posizione anche dopo che il progetto era stato modificato per tenere conto delle obiezioni. Le alternative proposte dall’ente di tutela erano risultate inattuabili, poiché avrebbero comportato la perdita degli incentivi previsti per l’impianto.
Il Consiglio di Stato ha accolto il ricorso, censurando l’atteggiamento della Soprintendenza e ordinando una nuova valutazione che consideri realmente le proposte di mitigazione avanzate dai proponenti.
La parte più significativa della sentenza è però quella di carattere generale. I giudici affermano con chiarezza che non è più possibile applicare ai pannelli fotovoltaici le categorie estetiche tradizionali, che li qualificavano automaticamente come elementi intrusivi e incompatibili con il contesto. Al contrario, tali manufatti vanno ormai considerati come un’evoluzione dello stile costruttivo, pienamente accettata dall’ordinamento e dalla sensibilità collettiva. La mera visibilità dei pannelli da un punto di vista non può quindi costituire, di per sé, motivo sufficiente per un parere negativo.
Ne consegue che le autorità preposte alla tutela del paesaggio sono tenute a effettuare una comparazione equilibrata tra l’interesse alla conservazione dei luoghi e i due distinti interessi contrapposti: quello pubblico all’incremento della produzione energetica da fonti rinnovabili — qualificato come obiettivo di interesse nazionale — e quello privato al risparmio energetico. Un bilanciamento che non può più essere eluso attraverso un’applicazione rigida e aprioristica dei criteri estetici tradizionali.
L’eolico offshore italiano: capitali e competenze ci sono, mancano le scelte politiche
L’Italia dispone di tutto ciò che serve per sviluppare una filiera industriale dell’eolico offshore competitiva a livello europeo: capitali disponibili, competenze tecniche, infrastrutture portuali e cantieristiche, professionisti già impiegati su cantieri offshore all’estero. Eppure, questa tecnologia non riesce a decollare. Il motivo non è tecnico né finanziario, ma politico e amministrativo.
Il quadro attuale è sconfortante: 18 GW di progetti in fase di valutazione ambientale, ma solo 2,3 GW — appena quattro iniziative — hanno ottenuto un esito positivo. Le aste dedicate non sono mai state avviate. Il decreto che dovrebbe incentivare le tecnologie rinnovabili meno mature è rimasto sostanzialmente inapplicato. L’incertezza normativa frena gli investimenti, impedisce il recupero dei costi di sviluppo già sostenuti e blocca la possibilità di costruire una filiera industriale strategica.
I costi di produzione dell’energia eolica marina restano elevati: circa 98 €/MWh per gli impianti con fondazioni fisse, e quasi 137 €/MWh per quelli galleggianti, tecnologia più costosa ma particolarmente adatta alle profondità dei fondali mediterranei. La tariffa incentivante attualmente prevista dal decreto vigente — 185 €/MWh uguale per entrambe le tipologie — è considerata insufficiente per i progetti flottanti, che hanno costi di installazione sensibilmente più alti. Il ministero competente starebbe lavorando a una revisione che introduca tariffe differenziate, ma il provvedimento non è ancora stato adottato.
Nel frattempo, i progetti avanzano lentamente nonostante le difficoltà. È in fase di avvio della valutazione ambientale un grande parco eolico galleggiante da oltre 1 GW al largo della costa meridionale della Sicilia, promosso da un consorzio internazionale formato da Oxan Energy, Ingka Investments (proprietario del gruppo IKEA) e Avapa Energy, che ha condotto oltre due anni di studi tecnici e ambientali. Un altro progetto da 1,5 miliardi di euro è in attesa di autorizzazione al largo della Calabria da circa un anno e mezzo, con ricadute occupazionali stimate in 1.500 posti di lavoro.
Il mare come risorsa strategica
Diversi operatori del settore sottolineano che il mare rappresenta per l’Italia una risorsa ancora largamente inutilizzata, con vantaggi specifici rispetto agli impianti a terra: minore conflitto territoriale, vento più costante e complementarità con il fotovoltaico. L’eolico offshore produce infatti nelle ore serali e nelle stagioni invernali, quando la generazione solare è in calo, contribuendo a coprire i picchi di consumo e riducendo il ricorso alle fonti convenzionali. Un parco galleggiante di taglia media potrebbe coprire il fabbisogno annuo di centinaia di migliaia di famiglie.
Va però tenuto presente che il confronto con le tariffe delle aste estere non è diretto: in molti paesi europei il collegamento alla rete è a carico del gestore della rete elettrica, mentre in Italia resta a carico dell’operatore privato, rendendo i progetti strutturalmente più onerosi.
La Puglia viene citata come esempio emblematico del potenziale inespresso: infrastrutture portuali, tradizione cantieristica, filiera siderurgica e know-how manifatturiero già esistenti. Due soli progetti pugliesi potrebbero generare quasi 7.000 posti di lavoro nelle fasi di costruzione e oltre 300 occupazioni stabili per tutta la vita operativa degli impianti. Ma senza aste strutturate, tariffe prevedibili e tempi certi di autorizzazione, questa macchina non può mettersi in moto.
Agrivoltaico e paesaggio: i tribunali fissano nuovi limiti al potere di veto delle amministrazioni
Il TAR Sicilia (sent. n. 1369/2026) ha annullato un decreto ministeriale di valutazione di impatto ambientale relativo a un impianto agrivoltaico da 20 MW, ridotto a soli 7 MW autorizzabili a causa di tre prescrizioni cumulative che i giudici hanno giudicato illegittime. La sentenza, per l’ampiezza delle motivazioni, assume un rilievo che va ben oltre il singolo caso.
Il progetto in questione presentava caratteristiche tecniche avanzate: moduli elevati a oltre quattro metri da terra, distanza tra i filari sufficiente al passaggio di macchinari agricoli, coltivazioni in continuità sotto i pannelli, pascolo ovino e opere di rinaturalizzazione. Nonostante ciò, il ministero aveva stralciato intere porzioni del sito invocando un vincolo paesaggistico e un presunto impatto cumulativo con un impianto vicino, ignorando la fascia di mitigazione arborea già prevista dal progetto e ritenuta adeguata dalla commissione tecnica regionale.
I principi affermati dalla sentenza
I giudici hanno accolto cinque dei sei motivi di ricorso, stabilendo principi destinati a fare giurisprudenza. In primo luogo, la tutela paesaggistica non può tradursi in un potere di veto automatico: il parere della Soprintendenza in sede di valutazione ambientale non è vincolante, ma costituisce un dissenso qualificato che l’autorità procedente deve ponderare insieme agli altri interessi in gioco, primo fra tutti quello pubblico alla transizione energetica, riconosciuto di rango costituzionale e europeo.
In secondo luogo, la valutazione degli impatti cumulativi può basarsi solo su impianti già esistenti o definitivamente approvati, non su progetti ancora in istruttoria: diversamente, ogni nuova richiesta verrebbe paralizzata dalla presenza di altre domande pendenti.
Il principio più rilevante riguarda però lo statuto specifico dell’agrivoltaico. I giudici ribadiscono — in linea con una giurisprudenza del Consiglio di Stato ormai consolidata — che l’agrivoltaico si distingue ontologicamente dal fotovoltaico tradizionale, perché preserva la permeabilità del suolo e la continuità delle attività agricole. Le amministrazioni non possono quindi applicare meccanicamente i criteri ostativi sviluppati per il fotovoltaico a terra, ma sono tenute a svolgere un’istruttoria specifica, calibrata sulle caratteristiche concrete del progetto. Nel caso in esame, questa valutazione era del tutto assente: il decreto annullato non conteneva alcuna analisi delle caratteristiche dell’impianto e del loro effetto reale sul paesaggio.
Infine, il cosiddetto principio del dissenso costruttivo impone alle amministrazioni di indicare modifiche progettuali o misure di mitigazione praticabili, non di limitarsi a prescrizioni che rendano di fatto impossibile la realizzazione dell’opera.
Portata nazionale dei principi
Sebbene la sentenza provenga da un tribunale siciliano, i principi affermati hanno valenza nazionale, essendo fondati su pronunce del Consiglio di Stato applicabili sull’intero territorio e su disposizioni del Testo unico sulle rinnovabili che definisce l’agrivoltaico come categoria autonoma. Il ministero ha ricevuto una diffida a riesercitare il proprio potere entro sessanta giorni, adottando un nuovo provvedimento conforme alle indicazioni dei giudici.
