Iberdrola ha già in esercizio un impianto 80 volte più grande del primo progetto operativo di Galileo

Lo scorso aprile, Jan-Philip Kock sintetizzava così la classifica del fotovoltaico continentale: «For PV only, it’s definitely Italy». Parole nette, pronunciate in un’intervista a PV Tech, che descrivono un Paese dove irraggiamento, domanda elettrica e prezzi all’ingrosso creano una combinazione di rendimenti potenziali che pochi altri mercati europei possono eguagliare. L’affermazione circola da mesi tra sviluppatori e fondi infrastrutturali, ed è diventata una specie di verità di settore. Nei giorni scorsi Galileo ha annunciato l’avvio dei lavori per il progetto solare di Gambolò, un nuovo tassello del suo portafoglio italiano che, stando ai documenti dell’azienda, supera ormai i 3 GW di pipeline in fase di sviluppo. Un’annunciata espansione che suona come una promessa. Ma a guardare i numeri, la storia è diversa.

Un mercato che fa gola a tutti

L’Italia attira capitali, autorizzazioni e ambizioni dichiarate. Galileo, sviluppatore paneuropeo con quartier generale a Londra, ha messo radici nel Paese affidando la guida italiana a Francesco Dolzani, che già nel 2021 aveva costruito un portafoglio di progetti superiore a 3 GW. Sotto la sua regia l’azienda ha incassato autorizzazioni – tra nulla osta urbanistici e decreti di Valutazione di Impatto Ambientale – per oltre 1,5 GW. Cifre che fanno impressione sulla carta. E in effetti la macchina si è messa in moto: lo scorso aprile Galileo ha messo in esercizio il suo primo impianto solare italiano, a Leno, in Lombardia. Tre megawatt, il classico progetto di taglia contenuta che punta a connessioni rapide e iter semplificati. A maggio l’azienda ha poi ottenuto la certificazione per la parità di genere UNI/PdR 125, un segnale che l’organizzazione italiana sta prendendo forma anche sul piano della governance. Sembra tutto in ordine. Eppure tre megawatt restano tre megawatt.

Il nodo, neppure troppo nascosto, è che l’attrattività di un mercato non si misura solo in pipeline annunciate. Si misura in capacità effettivamente connessa, in chilowattora immessi in rete, in contratti di vendita dell’energia firmati e onorati. E su questo terreno il confronto tra chi arriva da fuori e chi cresce dal territorio è spietato.

Piccoli pannelli, grandi gruppi

Basta mettere a confronto le cifre. A maggio del 2025 Galileo aveva già ottenuto – non per il fotovoltaico ma per l’eolico – il decreto di Valutazione di Impatto Ambientale per Barium Bay, il più grande parco eolico offshore galleggiante mai autorizzato in Italia con i suoi 1.110 MW. Un risultato che dimostra capacità progettuale e tenacia amministrativa. Ma quando si passa dal decreto autorizzativo ai pannelli che producono elettricità, il salto di scala è brusco: il primo impianto solare operativo dell’azienda in Italia è quel campo da 3 MW a Leno. Tre megawatt. Nel frattempo, Iberdrola – la utility spagnola che di mestiere finanzia, costruisce e gestisce impianti in tutto il mondo – ha messo in marcia in Sicilia l’impianto Fénix da 243 MW, il più grande parco fotovoltaico in esercizio sul suolo italiano. Ottanta volte più grande del primo progetto operativo di Galileo.

Non è solo una questione di megawatt. È una questione di struttura finanziaria, di accesso al credito, di capacità di assorbire il rischio di costruzione e di mercato. Un colosso come Iberdrola può permettersi di sviluppare un progetto da oltre duecento megawatt in un’unica soluzione, collegarlo alla rete di trasmissione e nel frattempo negoziare accordi di lungo termine con grandi acquirenti industriali. Galileo, che pure ha una pipeline matura e autorizzazioni in tasca, avanza per progetti più piccoli, spalmati sul territorio, frammentati. Gambolò, il cantiere appena aperto, viene descritto dall’azienda come un “asset di portafoglio”: la formula indica un impianto che si finanzia in proprio o con partner, non necessariamente appoggiato su un contratto di vendita già firmato con un grande cliente. Una scelta legittima, ma che racconta di un percorso più graduale, più esposto alle oscillazioni dei prezzi all’ingrosso.

E il divario si allarga se si guarda alla destinazione dell’energia. Il 70 per cento della produzione dell’impianto Fénix è già coperto da Power Purchase Agreement a lungo termine con aziende italiane non divulgate. Tradotto: Iberdrola ha già piazzato sette decimi della sua elettricità prima ancora che i pannelli cominciassero a produrre, blindando i ricavi e riducendo il rischio di mercato. Per uno sviluppatore più piccolo, raggiungere quel livello di copertura contrattuale è una partita tutta diversa.

La guerra dei PPA e il futuro in salita

Sì, perché senza PPA i progetti restano sulla carta. Possono essere autorizzati, possono avere tutti i nulla osta del caso, ma se non c’è un acquirente disposto a comprare l’energia a un prezzo fisso per dieci o quindici anni, le banche non prestano i soldi per costruire. Galileo il suo primo Corporate PPA italiano l’ha firmato nell’ottobre del 2023, quasi tre anni fa. Da allora il mercato italiano dei contratti di lungo termine è cresciuto in volumi, ma resta dominato da grandi utility e fondi infrastrutturali con bilanci che possono reggere negoziazioni complesse e garanzie bancarie milionarie. Per gli operatori locali, la corsa è in salita. La transizione italiana rischia di essere appaltata a chi ha più muscoli finanziari, mentre chi sviluppa dal territorio fatica a trasformare i progetti autorizzati in impianti connessi.

La domanda che resta aperta, e che i prossimi mesi contribuiranno a chiarire, è se l’Italia riuscirà a costruire una filiera solare fatta anche di operatori indipendenti, radicati nelle regioni e capaci di crescere per aggregazione, oppure se il fotovoltaico italiano diventerà l’ennesimo capitolo di una transizione energetica disegnata altrove e finanziata da capitali che hanno fretta di vedere ritorni. La corsa al sole italiano è già partita.
Ma il traguardo, per ora, lo taglia chi ha i muscoli per correre più forte.