La seconda edizione ha ricevuto 882 richieste, triplicando la prima e spingendo l’IDAE ad ampliare il budget del 110%.

Il secondo bando del programma RENOINN era partito a febbraio 2026 con una dotazione di 202,5 milioni di euro. Alla fine di luglio risultavano assegnati 433,44 milioni a 524 progetti. Non è un semplice ritocco contabile: dietro il raddoppio c’è una condizione tecnica precisa — nessun progetto ammesso senza accumulo. I dati sono nella risoluzione firmata dall’IDAE.

Il raddoppio che non era previsto

La progressione dei numeri non era scontata. La dotazione iniziale, fissata a febbraio 2026, era di 202,5 milioni di euro. È servita una prima ampliazione a 368,5 milioni — come indicato nella scheda del programma RENOINN — e poi una seconda, formalizzata lo scorso 17 luglio, fino a 433,5 milioni per l’intero territorio spagnolo. Lo scorso 28 luglio la risoluzione ha chiuso i conti: 433.440.381,54 euro assegnati a 524 pratiche.

La ragione di questa escalation va cercata nella domanda. La seconda edizione ha ricevuto 882 richieste, contro le 308 della prima: quasi tre volte tanto. Per tentare di accogliere il maggior numero possibile di domande, il budget è stato ampliato del 110 per cento, come riporta il portale del Plan de Recuperación. Resta la questione di fondo: perché la domanda è esplosa, e che cosa spinge il MITECO a pretendere l’accumulo su tutti i progetti?

L’accumulo come filtro: la differenza con la prima convocatoria

Il salto tra le due edizioni non è solo di scala. La prima convocatoria aveva distribuito 148,5 milioni di euro per 199 progetti, portando al sistema 299,6 MW di generazione e 351,6 MWh di capacità di accumulo, come ricorda l’IDAE in una nota di presentazione del secondo bando. La seconda chiude con 433,44 milioni per 524 progetti di rinnovabili innovative — agrivoltaico, fotovoltaico flottante, integrazione in infrastrutture — e, come si legge in un comunicato dell’IDAE, l’accumulo è presente in tutti i casi.

La differenza tecnica è lì. Nella prima edizione i 351,6 MWh di storage erano l’esito aggregato di 199 progetti finanziati, non un requisito di sistema. Nella seconda la condizione è esplicita: senza batterie non si passa. I numeri complessivi della risoluzione lo mostrano con chiarezza: 1.225,66 MW di generazione accompagnati da 2.320,72 MWh di accumulo, per un investimento totale di 1.186.191.236,38 euro. In pratica, ogni progetto porta con sé la capacità di spostare nel tempo l’energia prodotta, invece di immetterla in rete solo quando il sole lo consente. Per impianti agrivoltaici, fotovoltaici flottanti o integrati in infrastrutture, l’accumulo diventa la componente che rende l’energia utilizzabile anche fuori dalle ore di produzione.

Che cosa abbia spinto la domanda così in alto, il bando non lo spiega esplicitamente. Il dato di fatto è che l’obbligo di accumulo è diventato il filtro che separa i progetti finanziati da quelli respinti, e che la dotazione è stata ampliata del 110 per cento proprio per assorbire questa massa di richieste. Con 524 progetti approvati, resta il nodo dei tempi e delle regole operative: quando e come si realizzano davvero?

Cantiere aperto fino al 2030: cosa cambia per chi installa

Archiviata l’assegnazione, il cronoprogramma diventa il vero banco di prova. La risoluzione fissa il termine massimo per la realizzazione degli investimenti sovvenzionabili e l’esecuzione delle opere al 30 giugno 2030. Il documento è firmato elettronicamente da Joan Groizard Payeras, Segretario di Stato per l’Energia e presidente dell’IDAE. Il finanziamento arriva dai fondi disponibili in IDAE, frutto dei trasferimenti dal Servicio 50 del MITECO, legati al Componente 31, Investimento 9 del PRTR, con fondi NextGenerationEU. Il trade-off per chi installa è chiaro: più risorse disponibili, ma con una scadenza lunga e vincolante.

Il raddoppio del budget — da 202,5 a 433,5 milioni — è solo la punta dell’iceberg. La partita vera si gioca sulla capacità di portare in esercizio 524 impianti con accumulo entro il 30 giugno 2030. Per chi installa, il vincolo non è più soltanto tecnologico: è un problema di esecuzione. E la domanda che resta è questa: basteranno questi tempi a mettere in rete tutti gli impianti prima della scadenza?