in collaborazione con mcTER News

Il report del Polimi ha evidenziato segnali positivi nel ritmo delle installazioni, ma anche limiti normativi e infrastrutturali che mettono a rischio i target di decarbonizzazione Il Renewable Energy Report 2025, pubblicato dal gruppo di ricerca dell'Energy & Strategy del Politecnico di Milano - ai cui lavori Elettricità Futura contribuisce come partner - offre una fotografia aggiornata dello stato del settore delle energie rinnovabili in Italia, con particolare attenzione alle dinamiche normative, agli incentivi e agli scenari di sviluppo futuri. I dati mostrano un bilancio positivo per il biennio 2023-2024, ma anche la necessità di un deciso cambio di passo per rispettare la traiettoria di decarbonizzazione fissata dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC).

Crescono le installazioni, ma non abbastanza

Nel 2024, il fotovoltaico conferma il proprio ruolo trainante, registrando 6.027 MW di nuova capacità installata, con un incremento del 15% rispetto al 2023. Si tratta del secondo anno consecutivo con volumi superiori ai 5 GW, un "nuovo livello di regime" che segna la maturazione della tecnologia sul mercato italiano. L'eolico, dopo la contrazione del 2023, mostra un recupero con 612 MW di nuova potenza installata (+26%), ma rimane ancora marginale nel mix energetico nazionale, soprattutto rispetto al ruolo rivestito in altri paesi europei come Germania, Spagna e Francia.

Un segnale rilevante riguarda la taglia media degli impianti, in netta crescita. Gli impianti fotovoltaici ?1 MW rappresentano il 43% della nuova potenza installata nel 2024, contro il 22% dell'anno precedente, indicando una maggiore focalizzazione su impianti di scala industriale e commerciale. Parallelamente, diminuisce il numero di impianti installati, ma aumenta la potenza media, confermando un trend verso progetti sempre più strutturati e bancabili.

Un sistema incentivante in evoluzione

Il rapporto analizza in profondità il passaggio dal FER 1 al nuovo FER X. Il meccanismo FER 1, pur avendo assegnato oltre 6 GW di potenza complessiva - superando l'obiettivo iniziale di 5,5 GW - ha sofferto di forti discontinuità legate alla complessità burocratica e alla scarsa competitività di alcune aste. Solo a partire dal 13° bando (ottobre 2023), con l'innalzamento delle tariffe a ~75 ?/MWh, si è registrata una piena saturazione dei contingenti.

Il nuovo FER X transitorio, in vigore dal febbraio 2025, ha introdotto criteri più dinamici per l'assegnazione delle tariffe e prevede contingenti significativi (10 GW per il fotovoltaico e 4 GW per l'eolico). Tuttavia, la versione "a regime" del FER X, attesa entro il 2026, non è ancora stata pubblicata, generando incertezza tra gli operatori e rallentando la pianificazione dei nuovi investimenti.

Nel comparto residenziale, la fine del Superbonus ha creato un vuoto difficile da colmare. Strumenti come il Decreto CACER, sebbene apprezzabili negli intenti, risultano ad oggi poco efficaci per stimolare investimenti diffusi a causa della loro complessità operativa e burocratica. Il segmento commerciale-industriale beneficia invece ancora dello Scambio sul Posto (fino a settembre 2025) e del Ritiro Dedicato, ma l'attuale offerta incentivante è frammentata e poco stabile.

Da segnalare l'Energy Release 2.0, meccanismo innovativo che ha già raccolto l'interesse di oltre 3.400 soggetti energivori per 70 TWh di energia richiesta, e che promette di mobilitare oltre 5 GW di nuova potenza.

Redditività e LCOE: opportunità e rischi

Il report sottolinea come la redditività dei progetti rinnovabili dipenda fortemente dalla producibilità, dal CAPEX e dalla taglia dell'impianto. Per gli impianti utility-scale fotovoltaici, il LCOE nei siti migliori si attesta tra 55 e 65 ?/MWh, mentre per gli impianti di piccola taglia e in aree meno favorevoli si superano i 90 ?/MWh. Per l'eolico onshore, il LCOE varia tra 70 e 95 ?/MWh.

Gli scenari di investimento mostrano IRR potenzialmente interessanti solo in presenza di incentivi: per il fotovoltaico si va dal 3,8% al 12,8%, mentre per l'eolico onshore si registrano margini tra -0,2% e 8%. Senza incentivi, la vendita sul mercato merchant o tramite PPA garantisce ritorni generalmente inferiori al 6% per il FV e al 4% per l'eolico, valori spesso non sufficienti per attrarre capitali privati. L'utilizzo della leva finanziaria può migliorare la sostenibilità economica, ma solo per progetti bancabili e ben strutturati.

Il nodo autorizzativo e le reti: la vera sfida da vincere

Secondo il Renewable Energy Report 2025, il principale ostacolo alla crescita delle rinnovabili in Italia non è di natura tecnologica o economica, ma autorizzativa e infrastrutturale. A fine 2024 risultano in attesa oltre 161 GW di richieste per nuovi impianti, rallentati da iter autorizzativi lunghi e da colli di bottiglia nella rete elettrica. Il nuovo Testo Unico Rinnovabili e il Decreto Aree Idonee, pur rappresentando importanti passi avanti verso la semplificazione, necessitano di un'attuazione rapida e coordinata.

Senza un'accelerazione dei processi autorizzativi e un rafforzamento della rete, sarà impossibile raggiungere il target di 107 GW installati al 2030 (contro i 50 GW attuali). Secondo il report, servirebbe un aumento annuo delle installazioni del 40% rispetto ai livelli attuali.

Una nuova fase di politica industriale

Il contesto politico e regolatorio nazionale appare oggi più instabile rispetto agli anni precedenti. Mentre a livello europeo il Clean Industrial Deal apre alla competizione con tecnologie non-FER, in Italia torna al centro il dibattito sul nucleare. Questo riduce lo spazio politico delle rinnovabili e richiede una chiara presa di posizione strategica.

Elettricità Futura, che anche nel 2025 è stato Partner dell'Osservatorio Renewable Energy Report, condivide la necessità, espressa nel rapporto, di una nuova fase di politica industriale e istituzionale, che si fondi su tre pilastri fondamentali:

Semplificazione e armonizzazione delle procedure autorizzative;
Stabilità e chiarezza degli strumenti di supporto economico;
Coordinamento efficace tra Stato, Regioni e operatori di rete.
Solo agendo su questi fronti sarà possibile trasformare l'interesse crescente del mercato in nuova capacità effettivamente installata, accelerando la transizione energetica e rafforzando la sicurezza energetica del Paese.