Nel 2025 in Italia sono stati installati 7 gigawatt di impianti rinnovabili (6,4 gigawatt di fotovoltaico e 612 megawatt di eolico), praticamente lo stesso livello dell’anno precedente. Secondo i numeri elaborati da Elettricità Futura, nei primi tre mesi del 2026 la capacità aggiuntiva è stata di 1,68 gigawatt (di cui 1,439 giga di fotovoltaico). Un ritmo di marcia che è troppo lento rispetto ai target previsti dal Piano nazionale energia e clima, che prevede di installare 50 giga entro il 2030: servirebbero almeno 10 giga aggiuntivi all’anno.
La lentezza della messa a terra non è legata all’inerzia degli operatori del settore, che anzi continuano a produrre progetti e ad avviare iter approvativi tanto che ad aprile 2026 la capacità ferma ai blocchi di partenza ha raggiunto 200 giga, di cui 130 di fotovoltaico e 70 di eolico. Gli ostacoli che tengono al palo la capacità di rinnovabili – e il suo effetto calmierante sul prezzo dell’energia elettrica – sono sostanzialmente due: la lentezza del permitting, legata ai tempi e alle modalità con le quali le Regioni italiane stanno recependo le regole del decreto Aree Idonee, come previste nell’ultima versione di questo provvedimento interministeriale (già impugnato al Tar e poi corretto) trasformato in norma primaria con il decreto Transizione 5.0 convertito in legge a gennaio. E poi gli strumenti regolatori come il FerX – ovvero gli incentivi – o l’Energy Release, che garantiscono un rendimento dell’investimento e rendono bancabili i progetti. Strumenti che oggi hanno tempo di elaborazione, approvazione e messa a terra troppo lunghi.
Sul permitting oggi il pallino è in mano alle Regioni, ma fino a un anno fa era il governo a costruire ostacoli sul percorso delle rinnovabili. Prima con il decreto Agricoltura, che nel 2024 ha bloccato la costruzione di impianti fotovoltaici sui terreni ad uso agricolo, poi il primo decreto Aree Idonee che aveva aumentato quella stretta. La nuova versione dopo il Tar era anch’essa restrittiva ed è stata smontata a colpi di emendamenti in sede di conversione in legge. Ottenuta la salvaguardia per gli impianti che avevano già avviato l’ iter autorizzativo (circa un centinaio di giga). E, tra le altre coste, il ripristino delle fasce di terreno entro 350 metri attorno alle imprese dove realizzare gli impianti di autoconsumo. Un punto che probabilmente sta a cuore a Confindustria, visto che queste aree sono le zone destinate per definizione a ospitare gli impianti per la realizzazione dell’Energy Release (si ottiene energia a prezzo calmierato in cambio della costruzione di impianti di autoconsumo).
Il problema, ora, sono i tempi lunghi che stanno caratterizzando la fase di recepimento delle regole su queste aree dove le autorizzazioni dovrebbero essere rapide e semplificate. Alcune, come la Puglia, ne stanno approfittando per inserire paletti impropri che rendono non idonei tutti i terreni che hanno colture dop, doc etc. Anche l’Emilia-Romagna e la Lombardia darebbero interpretazioni restrittive. Su tutte spicca la Sardegna, che con la sua legge impugnata dal governo ha lasciato area idonea solo l’1% del territorio. Il costo del permitting pesa il 20-30% sul costo di realizzazione dell’impianto, che si ribalta sul costo dell’energia. Gli operatori mettono in campo una enorme di moltitudine di progetti (i famosi 200 gigawatt) perché sanno che in media solo un progetto su 10 riesce ad andare a buon fine. Se il permitting fosse reso efficiente questi costi (e tutti questi progetti) sarebbero ridotti. L’altro aspetto che frena è la mancanza di certezze sugli incentivi. Lo scorso anno sono state fatte le aste sul FerX transitorio dopo un lungo iter. Ora il ministero dell’Ambiente è al lavoro sul nuovo FerX e sarebbe sul punto di notificarlo a Bruxelles. L’industria del settore chiede tempi rapidi per il negoziato con la Ue e una pianificazione delle aste per tempo: e questo perché dopo le assegnazioni per realizzare gli impianti servono almeno un paio di anni.
