Author: Elena Marchetti

La crescita delle nomine di energy manager segnala una professionalizzazione che necessita di risorse per tradursi in progetti

Nel 2026 il settore dell’energia sconta un paradosso che si fa sempre più nitido. Da un lato la domanda di competenze tecniche nella pubblica amministrazione non è mai stata così alta, dall’altro i canali di finanziamento per i progetti fotovoltaici procedono a velocità diverse, con un governo centrale che rivede le regole per i grandi impianti e le regioni che provano a rispondere con bandi su scala ridotta. Oggi, 26 giugno, sono stati pubblicati 3 bandi (Lazio, Basilicata, Sardegna) per circa 9 milioni di euro, un importo che misura bene le distanze tra le ambizioni e gli strumenti disponibili.

Il boom silenzioso degli energy manager

Il segnale più interessante di una trasformazione in atto arriva da un dato amministrativo che raramente finisce sotto i riflettori: nel corso del 2025 le nomine degli energy manager in Italia hanno toccato il livello più alto degli ultimi vent’anni. Si tratta di una professionalizzazione che coinvolge comuni, province e uffici tecnici, e che indica come la gestione dei consumi energetici stia diventando un obbligo operativo, non soltanto un tema da convegni. Il dato acquista peso se lo si mette a confronto con la serie storica: mai così tante nomine volontarie, mai così tanta attenzione alla figura dell’energy manager da parte degli enti locali. Ma questa crescita di competenze ha bisogno di risorse per tradursi in progetti concreti, e qui lo scenario si complica.

Tre bandi, nove milioni: la risposta regionale

Ecco allora le iniziative regionali, come i tre bandi pubblicati il 26 giugno, che stanziano in totale circa 9 milioni di euro per Lazio, Basilicata e Sardegna. L’intervento laziale riguarda la manutenzione della viabilità e dell’illuminazione nell’Università di Tor Vergata, mentre le regioni Basilicata e Sardegna attingono ai fondi della programmazione 2021-2027 per interventi di riqualificazione energetica e mobilità sostenibile. La piattaforma QualEnergia.it PRO, che ogni giorno monitora bandi e finanziamenti locali, regionali, nazionali ed europei, raccoglie gare d’appalto per la fornitura di beni e servizi su energia, rinnovabili, edilizia, efficienza energetica e mobilità sostenibile. Appare comunque evidente la scala contenuta degli importi rispetto al fabbisogno di un paese che ha davanti obiettivi di decarbonizzazione vincolanti.

Mentre il governo centrale rivede le condizioni per i grandi impianti, le regioni provano a loro modo a finanziare la transizione, ma con numeri che fanno riflettere. Nove milioni di euro distribuiti su tre territori non bastano a colmare i vuoti lasciati da un quadro normativo nazionale che, sul fronte degli incentivi, sta alzando l’asticella proprio per i progetti di taglia maggiore.

Fer X e fotovoltaico: chi resta fuori?

Il decreto Fer X definitivo ha cambiato le condizioni di accesso agli incentivi per gli impianti fotovoltaici sopra 1 MW, creando un nuovo spartiacque. Con l’entrata in vigore delle nuove regole, per i grandi impianti sopra 1 MW cambiano le condizioni di accesso agli incentivi e aumenta il peso della qualità dei progetti: autorizzazioni, connessioni, localizzazione, bancabilità e tempi di realizzazione diventano discriminanti più rigidi rispetto al passato. In un mercato abituato a ragionare su economie di scala, questa stretta potrebbe rallentare lo sviluppo di parchi fotovoltaici di grande taglia, favorendo invece operatori verticalmente integrati, con competenze ingegneristiche e finanziarie robuste.

Il punto non è se il Fer X premierà i progetti migliori — è quello il suo scopo dichiarato — ma se il sistema nel suo complesso riuscirà a compensare il freno ai grandi impianti con una moltiplicazione dei piccoli interventi. I bandi regionali di oggi, pur utili per l’efficienza degli edifici pubblici e per la mobilità sostenibile, non hanno la potenza di fuoco necessaria a sostituire la capacità installata che i grandi sviluppi utility scale potrebbero portare in rete. E qui si inserisce un altro fattore: la crescente presenza di energy manager nei comuni potrebbe accelerare la fase autorizzativa e progettuale proprio per i piccoli e medi impianti, creando un canale di sviluppo diffuso ma frammentato, che dialoga poco con la programmazione centralizzata.

Nei prossimi mesi, il dato da tenere d’occhio sarà la distribuzione degli investimenti: se i bandi regionali moltiplicheranno i piccoli impianti mentre il Fer X frena i grandi sviluppi, il mercato fotovoltaico italiano potrebbe spaccarsi in due, con vincitori e vinti ancora tutti da definire. Da un lato gli operatori specializzati in progetti sotto soglia, capaci di muoversi agilmente tra fondi locali e autorizzazioni semplificate; dall’altro i grandi sviluppatori che dovranno dimostrare di saper soddisfare requisiti di qualità sempre più stringenti. La partita è aperta, ma i 9 milioni di euro stanziati oggi ricordano quanto sia ancora ampia la distanza tra le intenzioni e gli investimenti reali.

L’accumulo di quote e l’incertezza politica ne hanno distorto il meccanismo originario

Già lo scorso febbraio i segnali c’erano tutti. I permessi di emissione di CO2 sul mercato europeo erano scivolati a 70-71 euro per tonnellata, il livello più basso da cinque mesi — dieci euro in meno rispetto agli 81 euro di una settimana prima, secondo i dati di mercato. Il meccanismo che doveva dare un prezzo al carbonio e spingere la transizione energetica perdeva spinta proprio quando avrebbe dovuto segnalare la direzione. Oggi, a fine giugno, un’analisi di QualEnergia firmata da Andrea Ronchi, vice-direttore del Carbon Markets Outlook 2025, mette nero su bianco la diagnosi: il sistema europeo di scambio delle quote di emissione «non funziona più come il mercato immaginato all’origine». Un mercato che era nato per fare selezione naturale tra gli operatori, premiando chi tagliava le emissioni al costo più basso, e che oggi somiglia sempre più a una tassa amministrativa. Con una differenza sostanziale: la tassa almeno dà certezze, questo mercato no.

L’architettura che non regge: surplus, riserva e rinvii

Per capire perché il prezzo del carbonio non reagisce come dovrebbe bisogna tornare all’architettura originale. L’EU ETS è nato nel 2005 come primo sistema internazionale di scambio di emissioni al mondo, lo ricorda la cronologia ufficiale della Commissione europea. Nella visione dei suoi creatori, il meccanismo avrebbe distribuito quote gratuite e lasciato che il mercato facesse il resto, con un’idea quasi darwiniana di efficienza: chi riusciva a ridurre le emissioni a costi contenuti vendeva i permessi in eccesso, chi non ci riusciva comprava. Un equilibrio spontaneo, governato dal prezzo.

Poi è arrivata la crisi finanziaria del 2008, e con essa il primo grande scossone. A partire dal 2009 un enorme surplus di quote si è accumulato nel sistema: la domanda di permessi è crollata perché la produzione industriale si è contratta, mentre un afflusso consistente di crediti internazionali — utilizzabili per la conformità fino al 2020 — ha continuato a gonfiare l’offerta. Il prezzo del carbonio è sprofondato, e con lui la capacità del mercato di orientare davvero gli investimenti. Per rimettere ordine, nel 2018 Bruxelles ha istituito la riserva di stabilità, un meccanismo pensato per assorbire le quote in eccesso e restituirle solo in caso di tensione dal lato della domanda.

Il problema, spiega Ronchi nell’analisi pubblicata oggi, è che quella riserva rischia di diventare un magazzino senza fondo. Ad aprile la Commissione europea ha proposto di fermare il meccanismo di invalidazione delle quote accumulate, lasciandole disponibili come cuscinetto per il futuro. L’intenzione dichiarata è garantire stabilità al mercato; l’effetto collaterale è che viene meno la prospettiva di una reale scarsità dei permessi. Senza scarsità, il prezzo smette di essere un segnale e diventa un costo amministrativo. Non più mercato, ma tassa — e per di più una tassa dal gettito incerto, perché esposta agli umori della politica e alle oscillazioni di un meccanismo che ha perso la sua bussola originale.

Meloni sfida Bruxelles: la carta politica che pesa sul mercato

Mentre il prezzo langue e la Commissione cerca di correggere la rotta, il governo italiano sceglie la linea dell’opposizione. L’11 giugno la premier Giorgia Meloni ha chiesto al Parlamento «un mandato chiaro» per opporsi alla riforma dell’ETS, come riporta un articolo di QualEnergia. La richiesta non è un dettaglio diplomatico: in un mercato già fiaccato da un eccesso strutturale di quote e da meccanismi che ne attenuano i segnali, l’opposizione politica alla riforma della riserva rischia di congelare l’unico intervento che, nelle intenzioni di Bruxelles, dovrebbe rimettere ordine.

Se la riforma dovesse arenarsi — e il pressing italiano potrebbe fare da apripista ad altre resistenze nazionali — lo scenario è quello di un mercato intrappolato nella sua stessa architettura: una riserva gonfia di quote che non vengono mai ritirate, un prezzo troppo basso per spingere davvero la decarbonizzazione, e un sistema che assomiglia sempre più a un’imposta mascherata. Con l’aggravante, niente affatto trascurabile, che un’imposta offre almeno certezza di gettito; un mercato che non funziona offre solo incertezza, proprio quando gli investitori avrebbero bisogno di segnali chiari per orientare miliardi di euro verso tecnologie pulite.

Il mercato europeo del carbonio è un malato cronico, e la proposta della Commissione di aprile non basterà a curarlo se la politica continua a remare contro. Il dato da osservare è se il prezzo dei permessi riesce a superare stabilmente la soglia dei 75 euro: se resta sotto, la diagnosi di Ronchi — un mercato ormai trasformato in tassa — troverà ogni giorno nuove conferme. Non è una questione per addetti ai lavori. Da quel prezzo dipende quanto costa inquinare, e quanto conviene investire in alternative pulite.

1,1 miliardi di persone vivono in baraccopoli senza accesso stabile all’elettricità

Le città consumano circa il 75% dell’energia mondiale e producono oltre il 70% delle emissioni di CO₂. Sono numeri contenuti nel policy brief REN21 su SDG7 e città sostenibili, pubblicato in queste ore in vista di un appuntamento chiave del calendario ONU. Dentro quegli agglomerati che generano la quota maggiore di gas serra vive anche 1,1 miliardi di persone in insediamenti informali — baraccopoli sempre più esposte a ondate di calore, alluvioni e interruzioni dell’elettricità. È un paradosso che peserà sul dibattito dell’estate: la transizione energetica si decide dove l’energia abbonda, ma resterà monca finché non raggiungerà i luoghi dove l’energia manca.

La metropoli energivora

Il dato del 75% non è una sorpresa per chi segue i bilanci energetici globali, ma la sua portata si capisce meglio accostandolo all’altra cifra che il documento mette in evidenza: 1,1 miliardi di persone vivono in insediamenti urbani informali, spesso senza un accesso stabile alla rete elettrica. La stessa città che divora energia è anche il luogo dove si concentra la povertà energetica più acuta. È un paradosso strutturale: i consumi crescono nei quartieri commerciali e residenziali ad alto reddito, mentre le periferie non pianificate restano ai margini sia della rete sia degli investimenti in fonti pulite. Con l’aumento delle temperature medie, queste aree — costruite con materiali che trattengono il calore, prive di verde urbano — diventano trappole climatiche. Il risultato è che la città energivora e la città senza energia coesistono a poche centinaia di metri l’una dall’altra, e la transizione rischia di allargare la forbice anziché chiuderla.

Il countdown dell’HLPF

Il 7 luglio l’High-Level Political Forum dell’ONU — in programma fino al 15 luglio sotto gli auspici dell’ECOSOC — avvierà la revisione approfondita dell’SDG7, l’obiettivo sull’energia pulita e accessibile. Non sarà l’unico obiettivo sotto esame: la sessione 2026 toccherà anche gli SDG 6 (acqua), 9 (infrastrutture), 11 (città) e 17 (partenariati). Cinque obiettivi che, letti assieme, compongono un’unica domanda: come si finanzia la transizione dove la gente vive davvero? I policy brief pubblicati dalla rete REN21 — l’organizzazione nata nel 2004 dalla Conferenza internazionale sulle energie rinnovabili di Bonn — arrivano come contributo preparatorio a questa discussione. Il documento richiama un punto che non è retorico: quasi due terzi dei target di sviluppo sostenibile contenuti nell’Agenda 2030 richiedono azioni a livello locale. Significa che non basta installare pale e pannelli: bisogna intervenire su regole urbanistiche, mercati elettrici di prossimità e meccanismi di finanziamento che oggi escludono per definizione gli insediamenti informali, dove mancano titoli di proprietà, contratti regolari e garanzie bancarie.

Quello che le periferie chiedono

Se la transizione energetica resta confinata ai quartieri con titoli di proprietà e contratti regolari di fornitura, il gap si allarga lungo una linea che è insieme geografica e sociale. Il policy brief lo dice in modo diretto: senza un’azione mirata sugli insediamenti informali, 1,1 miliardi di persone restano fuori dal perimetro della sostenibilità. Mentre i rischi climatici — dagli allagamenti alle ondate di calore — colpiscono proprio quelle aree con maggiore intensità, per via della densità abitativa e dell’assenza di infrastrutture di adattamento. Il nodo non è solo tecnologico. Portare pannelli solari in una baraccopoli è possibile — in molte città africane e asiatiche sta già accadendo con sistemi pay-as-you-go. Ma la scala necessaria per fare la differenza richiede un salto nei meccanismi di finanziamento: strumenti pensati per comunità senza garanzie catastali, per micro-operatori energetici che non accedono al credito bancario tradizionale, per municipalità che non hanno la capacità fiscale di cofinanziare grandi progetti.

La posta in gioco è più alta di quanto suggerisca il linguaggio tecnico dei documenti ONU. Se 1,1 miliardi di persone continuano a dipendere da generatori diesel, kerosene e biomasse per cucinare e illuminarsi, la curva globale delle emissioni non si piegherà abbastanza in fretta — anche se i paesi ricchi azzerassero le loro. Non è una questione di equità tra nord e sud del mondo: è aritmetica delle emissioni. Ed è per questo che il passaggio dell’HLPF, pur non avendo poteri vincolanti, conta più di quanto appaia: orienta l’agenda politica verso la COP successiva, indirizza i bilanci della cooperazione multilaterale e — soprattutto — rende visibile o invisibile il nesso tra città informali e transizione energetica nel discorso pubblico internazionale. Il 7 luglio si capirà se quel nesso è entrato nell’agenda politica o se resterà confinato nei policy brief.

Occhi puntati su quella data: l’HLPF dirà se la comunità globale è pronta a portare i pannelli dove oggi ci sono solo tetti di lamiera.