Rassegna e analisi degli ultimi provvedimenti in materia di energie rinnovabili
Relazione tecnica sul decreto bollette: la logica dell’esecutivo tra ipotesi ottimistiche e incertezze sui conti
La pubblicazione del decreto bollette è stata inizialmente accompagnata da una significativa lacuna informativa: l’assenza della Relazione tecnica. La successiva versione consente di ricostruire il ragionamento sottostante alle misure adottate, evidenziando un impianto fondato su ipotesi ottimistiche, passaggi incerti e uno sforzo attuativo molto rilevante.
Uno dei punti più critici riguarda le misure relative all’uscita dal sistema di incentivazione delle rinnovabili. La riduzione volontaria degli incentivi comporta risparmi immediati limitati, a fronte di costi futuri sensibilmente superiori dovuti al prolungamento delle convenzioni. Anche ipotizzando un’adesione contenuta, il saldo complessivo risulta negativo nel medio periodo.
Ancora più problematica appare l’uscita definitiva dagli incentivi con rifacimento degli impianti, basata sull’assunzione della piena saturazione del contingente disponibile. Si tratta di uno scenario ambizioso, che presuppone l’adesione di migliaia di operatori e il rispetto simultaneo di vincoli tecnici e temporali stringenti. In questo caso la Relazione tecnica fornisce solo valori netti annuali, senza distinguere chiaramente tra costi e benefici, e mostra come, dopo una fase iniziale di vantaggio, gli oneri diventino molto elevati negli anni successivi, con ricadute ancora poco chiare sulla platea dei soggetti chiamati a sostenerli.
Un altro capitolo centrale è l’aumento temporaneo dell’aliquota IRAP per il settore energetico, finalizzato a finanziare la riduzione degli oneri di sistema per le utenze non domestiche non energivore. In linea teorica si tratta di un trasferimento fiscale a favore del sistema produttivo, con benefici unitari contenuti ma diffusi. Tuttavia, la Relazione tecnica non considera in modo approfondito il rischio che le imprese energetiche trasferiscano la maggiore imposizione sui prezzi finali o ne chiedano il riconoscimento nelle tariffe regolate, trasformando l’operazione in un mero pass-through.
Il meccanismo di promozione dei contratti di lungo termine per l’energia rinnovabile, basato su garanzie pubbliche e incentivi economici, solleva dubbi di coerenza interna. Le ipotesi sui prezzi di mercato utilizzate per stimare l’adesione appaiono in tensione con gli effetti attesi delle altre misure del decreto. Se i prezzi dovessero effettivamente ridursi, l’interesse a stipulare contratti a valori molto inferiori risulterebbe limitato; viceversa, se tali contratti diventassero convenienti, ciò implicherebbe un contesto di mercato profondamente diverso da quello ipotizzato per altri interventi, rendendo fragile l’equilibrio complessivo del provvedimento.
Il cuore della scommessa del decreto riguarda però il gas e il ruolo delle centrali termoelettriche nella formazione del prezzo dell’energia elettrica. Le misure mirano a ridurre i costi del gas per la generazione, assumendo che tali risparmi si traducano integralmente in prezzi più bassi sul mercato elettrico. Questo risultato presuppone una persistente centralità del gas come tecnologia marginale e un comportamento pienamente concorrenziale degli operatori. La Relazione tecnica tende a dare per scontato il trasferimento dei benefici, affidando alla vigilanza regolatoria il compito di verificarne l’effettività, ma senza chiarire come gestire eventuali scostamenti.
Ancora più ambiziosa è la misura legata al rimborso dei costi per le quote di emissione, che genera numeri molto elevati e benefici netti stimati nell’ordine di miliardi annui. L’efficacia dell’intervento è però subordinata all’autorizzazione europea sugli aiuti di Stato e introduce un ulteriore elemento di incertezza: alla riduzione della componente di mercato del prezzo potrebbe corrispondere un aumento della componente amministrata, con risultati dipendenti dal comportamento degli operatori e dall’evoluzione dei flussi di importazione ed esportazione di energia.
Nel complesso, la Relazione tecnica del decreto bollette delinea un impianto fondato su ipotesi favorevoli, con benefici concentrati nel breve periodo e oneri potenzialmente crescenti nel medio-lungo termine.
PNRR ed energia: risultati, criticità e trasformazioni a metà percorso
Nel 2020 l’Unione europea ha avviato il programma Next Generation EU, un pacchetto straordinario da 750 miliardi di euro pensato per sostenere la ripresa economica dopo la pandemia. L’Italia è stata il principale beneficiario, con circa 200 miliardi di sovvenzioni attuati attraverso il Piano nazionale di ripresa e resilienza (Pnrr). Successivamente, a seguito delle tensioni geopolitiche del 2022, è stato introdotto RepowerEU, dedicato in modo specifico al rafforzamento delle infrastrutture energetiche e alla riduzione della dipendenza energetica esterna.
Nel corso degli anni, il Piano è stato più volte modificato: risorse, obiettivi e governance sono stati adattati per rispondere a ritardi attuativi e difficoltà operative, fino all’introduzione di nuove “facility” che consentono di completare alcuni investimenti oltre la scadenza formale del 2026.
Le misure di maggior successo hanno riguardato gli interventi sulle reti elettriche e gas, il fotovoltaico in agricoltura, l’agrivoltaico e il biometano, spesso rifinanziati e prorogati. Al contrario, hanno incontrato maggiori difficoltà le iniziative più innovative o complesse, come l’idrogeno, le comunità energetiche, le infrastrutture di ricarica e lo sviluppo di filiere industriali per rinnovabili e batterie.
Accanto agli investimenti, il Piano ha promosso numerose riforme strutturali, in particolare nel settore delle energie rinnovabili e del mercato energetico, contribuendo a modificare il quadro normativo di riferimento. Nel complesso emerge un bilancio positivo: il Pnrr ha rafforzato settori chiave della transizione energetica, ma ha anche evidenziato i limiti di strumenti ambiziosi – come l’idrogeno – quando si confrontano con vincoli regolatori, costi elevati e capacità amministrative non sempre adeguate.
Edifici e fonti rinnovabili: le nuove regole dopo il recepimento della RED III
Con il decreto legislativo 9 gennaio 2026 n. 5, l’Italia ha recepito la Direttiva (UE) 2023/2413 (RED III), rafforzando in modo significativo il quadro normativo per la promozione delle fonti rinnovabili nel settore edilizio. Il provvedimento, entrato in vigore a febbraio 2026, aggiorna la disciplina precedente ed estende gli obblighi di integrazione delle rinnovabili non solo alle nuove costruzioni, ma anche agli edifici esistenti oggetto di interventi rilevanti sugli impianti e sull’involucro.
La principale novità consiste nell’introduzione di soglie graduate di copertura dei fabbisogni energetici da fonti rinnovabili, calibrate in base alla tipologia e all’intensità dell’intervento. Per le nuove costruzioni resta confermato l’obbligo del 60% per acqua calda sanitaria e climatizzazione. Per le ristrutturazioni importanti di primo livello la quota scende al 40%, mentre per quelle di secondo livello e per la sola ristrutturazione dell’impianto termico è fissata al 15%. Questa modulazione consente di ampliare l’ambito applicativo degli obblighi, mantenendo un equilibrio tra obiettivi ambientali e fattibilità tecnica ed economica.
Per gli edifici pubblici è previsto un incremento sistematico delle percentuali rispetto alle soglie ordinarie, con la possibilità di adempiere agli obblighi anche tramite soggetti terzi, favorendo modelli contrattuali evoluti e partenariati pubblico-privati.
Rilevante è anche l’apertura, seppur limitata, all’uso dell’elettricità rinnovabile per la produzione di calore tramite dispositivi a effetto Joule, ammessa solo per unità immobiliari con elevata prestazione energetica. Restano invece centrali tecnologie più efficienti come pompe di calore e solare termico.
Il decreto rafforza inoltre il regime delle deroghe, riconoscendo esplicitamente anche l’impossibilità economica, purché adeguatamente dimostrata. Parallelamente, vengono aggiornati i requisiti tecnici minimi, privilegiando indicatori di prestazione stagionale coerenti con i regolamenti europei di ecoprogettazione. Ne emerge un approccio più integrato, che valuta l’efficienza complessiva del sistema edificio-impianto e richiede verifiche progettuali più approfondite e strutturate.
Mercato della capacità: nuova consultazione su regole, garanzie e derating per il 2028
Terna ha avviato una nuova consultazione sul mercato della capacità, mettendo a disposizione una proposta aggiornata della disciplina di prima attuazione e della metodologia per la definizione delle garanzie. L’iniziativa nasce dall’esigenza di adeguare il sistema di remunerazione della capacità alle evoluzioni del parco di generazione, tenendo conto sia dei nuovi investimenti sia degli interventi di sostituzione o rifacimento degli impianti esistenti, in linea con le indicazioni del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica.
Le modifiche proposte riguardano in particolare le modalità di qualificazione e offerta della capacità oggetto di rifacimento, nonché una maggiore flessibilità nei tempi di entrata in esercizio della nuova capacità aggiudicata e nelle procedure post-asta. Vengono inoltre chiariti i criteri di partecipazione al mercato per le unità contrattualizzate tramite le aste Macse e l’ammissibilità degli interventi su impianti già ripotenziati in precedenti tornate.
Nell’ambito della stessa consultazione è stata presentata anche una proposta di aggiornamento dei coefficienti di derating per sistemi di accumulo e fotovoltaico in vista dell’asta madre 2028, al fine di riflettere il loro contributo all’adeguatezza del sistema elettrico in un contesto di crescente penetrazione delle rinnovabili.
Rinnovabili in Sardegna: la giurisprudenza amministrativa riapre i progetti
Il Tar Sardegna ha pubblicato, il 14 febbraio, 22 sentenze che rimuovono i blocchi regionali a numerosi progetti da fonti rinnovabili, accogliendo i ricorsi presentati contro i dinieghi autorizzativi. Le decisioni si collocano nel solco dei principi affermati dalla Corte Costituzionale, che aveva censurato alcune disposizioni della normativa regionale ritenute eccessivamente restrittive. Le pronunce riguardano impianti eolici, fotovoltaici e agrivoltaici, sia di nuova realizzazione sia oggetto di rifacimento o potenziamento.
Il giudice amministrativo ha ribadito che la classificazione di un’area come “non idonea” non può tradursi in un divieto automatico, imponendo all’amministrazione una valutazione concreta e caso per caso della compatibilità del progetto con i vincoli urbanistici, paesaggistici e ambientali.
Aree idonee: il criterio c-quater opera in modo autonomo rispetto alla prossimità
Con la sentenza n. 1099/2026, il Consiglio di Stato ha accolto un ricorso in appello e annullato un diniego di Procedura Abilitativa Semplificata fondato su un’interpretazione restrittiva dei criteri di idoneità previsti dall’art. 20 del d.lgs. 199/2021. Il provvedimento chiarisce che la fattispecie di cui alla lettera c-quater costituisce un criterio autonomo di individuazione delle aree idonee e non richiede il rispetto cumulativo della condizione di prossimità prevista dalla lettera c-ter.
Il caso riguardava un impianto fotovoltaico localizzato in un’area conforme ai requisiti della lettera c-quater, ma non a quelli della lettera c-ter. L’amministrazione aveva ritenuto necessario il rispetto simultaneo di entrambi i criteri, negando l’autorizzazione. Il giudice ha invece affermato che la disciplina transitoria ha l’obiettivo di ampliare il perimetro delle aree idonee, introducendo una categoria generale e non subordinata alle ipotesi precedenti.
La decisione assume rilievo sistematico perché fornisce un’interpretazione chiara dei criteri di idoneità ancora applicabili nel regime transitorio. Inoltre, viene ribadito che il corretto bilanciamento tra interessi ambientali, paesaggistici e di sviluppo energetico deve avvenire all’interno del procedimento amministrativo, evitando automatismi fondati su classificazioni rigide e astratte delle aree.
