Analisi settimanale delle novità normative sulle rinnovabili
Data center: crescita energetica e nodi infrastrutturali
Secondo un nuovo rapporto elaborato dall’Agenzia internazionale dell’energia (Iea) “Key Questions on Energy and AI” la domanda di elettricità dei data center sta crescendo a ritmi molto più sostenuti rispetto ai consumi globali: nel 2025 ha registrato un aumento del 17%, a fronte di un +3% complessivo. Le stime indicano un raddoppio dei consumi, da 485 TWh nel 2025 a circa 950 TWh nel 2030, pari al 3% della domanda elettrica mondiale.
Questo andamento è il risultato di due dinamiche opposte: da un lato, l’efficienza energetica delle singole operazioni di intelligenza artificiale migliora rapidamente; dall’altro, l’uso sempre più diffuso di servizi digitali ad alta intensità energetica spinge verso l’alto i consumi complessivi. In particolare, i data center dedicati all’IA potrebbero triplicare il proprio fabbisogno entro il 2030.
Lo sviluppo del settore incontra però ostacoli significativi. Le catene di approvvigionamento di componenti chiave – turbine a gas, trasformatori, chip avanzati – si sono irrigidite, mentre l’aumento dei progetti mette sotto pressione iter autorizzativi e connessioni alla rete, causando ritardi.
Per rispondere a queste criticità, le aziende stanno diversificando le soluzioni: accordi di acquisto di energia (PPA), autoproduzione e investimenti in tecnologie come nucleare avanzato e geotermia. In crescita anche gli accordi legati ai piccoli reattori modulari.
Parallelamente, soprattutto negli Stati Uniti, si diffondono progetti con generazione energetica in loco a gas naturale, ancora in fase iniziale. Resta centrale la sfida di gestire i picchi di domanda legati all’IA: per questo, i sistemi di accumulo con batterie stanno diventando essenziali per garantire flessibilità ed evitare sovradimensionamenti costosi.
Pnrr, nuove regole e scadenze
Dopo il Dl Bollette, anche la legge di conversione del decreto Pnrr (decreto-legge n. 19 del 19 febbraio 2026) è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale insieme al testo coordinato (n. 91 del 20 aprile 2026).
Parallelamente, la Presidenza del Consiglio ha approvato le Linee guida operative per accompagnare la chiusura degli interventi, la rendicontazione finale e il rispetto delle scadenze europee.
Il DL PNRR introduce nuove misure urgenti per accelerare il Pnrr e le politiche di coesione. Tra le novità più rilevanti spicca l’articolo 27, che istituisce specifiche “facility” per sostenere tre ambiti strategici: agrivoltaico, comunità energetiche rinnovabili e biometano. Si tratta di interventi che rischiavano di non rispettare la scadenza del 30 giugno 2026. Le risorse stanziate sono consistenti: 1,1 miliardi di euro per l’agrivoltaico, 795 milioni per le Cer e 2,2 miliardi per il biometano, con gestione affidata al Gse.
Il termine per la stipula degli accordi di finanziamento resta fissato al 30 giugno 2026, ma l’entrata in esercizio degli impianti potrà avvenire fino a 24 mesi dopo, arrivando potenzialmente al 30 giugno 2028. Inoltre, è prevista una proroga di 60 giorni in caso di difficoltà amministrative documentate.
Le Linee guida pubblicate il 17 aprile rappresentano uno strumento pratico per enti locali e soggetti attuatori. Forniscono indicazioni operative, modulistica semplificata e chiarimenti sui documenti necessari per certificare il completamento degli interventi e ottenere l’ultima rata del Piano.
Resta confermata la scadenza del 30 giugno 2026 per concludere lavori, servizi e forniture, fatte salve alcune misure tra cui i contributi per agrivoltaico, biometano e CER per le quali, come noto, la conclusione dei lavori non ha più un termine fisso. La rendicontazione dovrà basarsi sul certificato di fine lavori o di regolare esecuzione, da caricare sulla piattaforma Regis entro cinque giorni dall’emissione, per attestare il raggiungimento degli obiettivi previsti.
L’archiviazione di un’istanza per carenza documentale è illegittima se adottata senza adeguata istruttoria
Con la sentenza n. 741 del 20 aprile 2026, il TAR Emilia-Romagna (Bologna, Sez. II) ha accolto il ricorso di una società contro un provvedimento di archiviazione ritenuto viziato da gravi carenze istruttorie, difetto di motivazione e violazione del principio del contraddittorio.
L’Amministrazione aveva dichiarato improcedibile l’istanza presentata, sostenendo una “grave carenza documentale” relativa, in particolare, alla mancanza della documentazione paesaggistica e di quella prevista dal regolamento forestale regionale n. 3/2018, in materia di trasformazione boschiva permanente. Sulla base di tali presunte lacune, il procedimento era stato archiviato senza ulteriori effetti.
Il Collegio ha però evidenziato come tale decisione sia stata adottata appena cinque giorni dopo la presentazione dell’istanza, senza concedere alla società la possibilità di integrare la documentazione o di interloquire sulle criticità rilevate. Un passaggio ritenuto decisivo, anche alla luce del fatto che la ricorrente aveva già allegato una dettagliata relazione tecnica di oltre 120 pagine, contenente analisi ambientali e paesaggistiche che avrebbero richiesto una valutazione puntuale da parte del SUAP.
Secondo i giudici, l’Amministrazione avrebbe dovuto attivare un confronto procedimentale, indicando in modo chiaro le integrazioni necessarie e motivando le ragioni per cui riteneva indispensabile acquisire ulteriori autorizzazioni, inclusa quella paesaggistica. Analoga criticità riguarda la disciplina forestale: esisteva infatti un contrasto tra le parti circa l’applicabilità della normativa, che avrebbe imposto un approfondimento istruttorio e un coinvolgimento della società interessata.
Alla luce di tali elementi, il TAR ha ritenuto che la motivazione del provvedimento fosse insufficiente e non idonea a chiarire le ragioni dell’archiviazione. Per questo motivo, il ricorso è stato accolto, con conseguente annullamento dell’atto impugnato.
Eolico offshore e Fer 2, verso la revisione: il Mase prepara un tavolo con gli operatori
Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica si prepara a riaprire il confronto sul decreto Fer 2, con particolare attenzione all’eolico offshore. Dopo aver raccolto osservazioni e proposte dalle associazioni di settore, il ministero sta elaborando una nuova bozza di decreto che sarà esaminata in un tavolo tecnico di prossima convocazione.
Lo ha annunciato il ministro Gilberto Pichetto Fratin, sottolineando che, una volta ridefinito il quadro regolatorio, le tempistiche per le aste saranno allineate all’approvazione del provvedimento aggiornato anche in sede europea.
Il decreto Fer 2 è pensato per sostenere impianti a fonti rinnovabili ancora lontani dalla piena competitività di mercato o caratterizzati da costi operativi elevati, attraverso strumenti come aste, registri e contratti per differenza (CfD). Finora sono state completate due procedure per biogas, biomasse e fotovoltaico flottante, con graduatorie pubblicate nel 2025. Una nuova tornata è prevista per l’8 giugno e includerà anche la geotermia a emissioni nulle.
Diversa la situazione per l’eolico offshore: le gare previste per assegnare fino a 3,8 GW non sono mai partite, a causa del numero limitato di progetti autorizzati. Tra le modifiche allo studio vi è la possibile differenziazione delle tariffe tra impianti galleggianti e su fondazioni fisse (questi ultimi oltre le 12 miglia dalla costa), superando l’attuale prezzo unico considerato poco efficace.
L’obiettivo della revisione è rendere il decreto più aderente alle esigenze del settore, favorendo gli investimenti e contribuendo al raggiungimento dei target di decarbonizzazione con una gestione efficiente delle risorse pubbliche.
Biometano in ritardo sul Pniec
Secondo un’analisi di Teha Group illustrata durante l’incontro “Il biometano in Italia, prospettive industriali e traiettorie di sviluppo post-PNRR” il raggiungimento degli obiettivi italiani sul biometano fissati dal Pniec appare sempre più incerto senza un’accelerazione degli investimenti. La produzione nazionale rischia di fermarsi a circa 2,6 miliardi di Smc annui entro il 2030, ben al di sotto del target di 5,7 miliardi previsto dal piano. Il divario supera quindi i 3 miliardi di Smc.
Per colmare questa distanza sarà necessaria una nuova fase di sviluppo del settore, basata sia sulla riconversione degli impianti esistenti sia sulla realizzazione di nuove infrastrutture. Lo sforzo richiesto è significativo: si stimano investimenti aggiuntivi pari a 16,5 miliardi di euro, che porterebbero il valore complessivo del comparto a 24,4 miliardi entro fine decennio.
Il biometano rappresenta una leva strategica non solo per la decarbonizzazione, ma anche per la competitività industriale. Se gli obiettivi venissero raggiunti, potrebbe coprire tra il 20% e il 25% dei consumi di gas delle industrie cosiddette hard-to-abate, riducendo la dipendenza energetica dall’estero e l’esposizione alla volatilità dei prezzi.
Le stime mostrano inoltre i potenziali benefici economici: durante la crisi energetica del 2021-2023, una disponibilità già a regime del biometano avrebbe consentito alle imprese italiane di risparmiare circa 5,5 miliardi di euro, attenuando l’impatto dei rincari e la necessità di misure emergenziali.
