Rinnovabili Italia

Author: Sara Colombo

  • La metà dei progetti eolici scozzesi non è partita

    La metà dei progetti eolici scozzesi non è partita

    Diciassette progetti assegnati nel 2022, solo una manciata ha chiesto il via libera per costruire

    Nel gennaio 2022 la Scozia ha assegnato diritti di locazione del fondale marino per 17 progetti eolici offshore, per 25 GW di capacità complessiva. Più della metà di quei gigawatt promessi arrivava da parchi eolici galleggianti, la tecnologia su cui Edimburgo ha scommesso per diventare leader mondiale. A distanza di quattro anni e mezzo, il quadro è un’altra cosa. Solo una manciata di progetti ha bussato alla porta dei ministri scozzesi per ottenere il consenso necessario a costruire. L’ultimo in ordine di tempo è MachairWind, 2 GW a nord-ovest di Islay e a ovest di Colonsay, per il quale ScottishPower Renewables ha presentato domanda di consenso Section 36 al governo scozzese.

    Il nuovo gigante e la fila per le autorizzazioni

    La richiesta per MachairWind, annunciata ieri, aggiunge un tassello a un puzzle che si sta componendo con lentezza esasperante. Il parco prevede 144 turbine e si inserisce nel portafoglio che ScottishPower Renewables si è assicurata nell’asta ScotWind del 2022, quando ottenne diritti sul fondale per due progetti: lo stesso MachairWind a fondo fisso e MarramWind, un impianto galleggiante da 3 GW. Per quest’ultimo, ScottishPower Renewables aveva già depositato le carte per MarramWind all’inizio del 2026, con le domande di consenso onshore e offshore.

    La fila, insomma, si sta formando. E non è fatta solo di ScottishPower. Lo scorso aprile Nadara ha bussato alla porta dei ministri scozzesi per il progetto Bellrock, un parco galleggiante da 1,8 GW. Siamo nell’ordine di tre, forse quattro progetti che hanno raggiunto la fase di domanda di consenso su diciassette assegnazioni iniziali. Il dato non è accessorio: chi arriva prima alla autorizzazione costruttiva si posiziona meglio nella gara per i contratti per differenza e nell’accesso alla supply chain. La competizione, più che sulla carta, si gioca sulla capacità di trasformare un lease in un cantiere.

    La metà che non c’è: il paradosso dei 25 GW

    L’annuncio di MachairWind riaccende i riflettori su un dato scomodo. La maxi-assegnazione del 2022 disegnava un futuro in cui la Scozia avrebbe moltiplicato la propria capacità eolica offshore. Ma da allora il tracciato si è fatto accidentato. Il caso più emblematico riguarda proprio la galassia ScottishPower. All’epoca dell’asta ScotWind, la partnership Shell-ScottishPower aveva ottenuto opzioni per 5 GW su due progetti galleggianti: MarramWind e CampionWind. Poi, lo scorso novembre, i due soci hanno scambiato le proprie quote: ScottishPower Renewables ha preso il controllo totale di MarramWind, Shell è diventata proprietaria unica di CampionWind. Subito dopo, Shell ha restituito il lease a Crown Estate Scotland. In pratica, 2 GW galleggianti sono tornati nel cassetto, senza che nessuno abbia ancora spiegato se e quando verranno rimessi a gara.

    Non è un dettaglio, è un campanello d’allarme. Il governo scozzese ha sempre presentato la tranche galleggiante come il fiore all’occhiello della strategia industriale. Ma se un operatore del calibro di Shell molla la presa dopo aver ottenuto la piena proprietà del progetto, vuol dire che i conti non tornano. I motivi possono essere molteplici – costi delle tecnologie flottanti ancora alti, incertezza sui meccanismi di remunerazione, tempi di ritorno dilatati – ma il risultato è uno solo: la capacità effettiva che arriverà a costruzione è già oggi inferiore a quella sbandierata nel 2022. E non si tratta solo di Shell. Dei 17 progetti originari, diversi non hanno ancora prodotto documentazione pubblica significativa. Il rischio che una parte consistente di quei 25 GW resti sulla carta è concreto.

    Il paradosso è tutto qui: la Scozia ha le risorse di vento migliori d’Europa, un quadro regolatorio teoricamente favorevole e obiettivi di decarbonizzazione stringenti. Ma la distanza tra l’aggiudicazione di un lease e la posa della prima turbina si sta rivelando molto più lunga del previsto. E in questa distanza si annidano gli abbandoni, i ridimensionamenti, le rinegoziazioni silenziose che svuotano la promessa iniziale.

    L’investimento che aspetta: impatto su cittadini e imprese

    Il governo scozzese ha già stanziato 500 milioni di sterline per rafforzare le infrastrutture e la catena di approvvigionamento dell’eolico offshore, con un ulteriore investimento di 1,7 milioni di sterline destinato specificamente allo sviluppo delle competenze nella filiera. L’idea è che l’eolico offshore possa sostenere fino a 49.000 posti di lavoro in Scozia. Ma questi numeri presuppongono che i progetti vadano in costruzione. Se metà della capacità resta bloccata, anche le ricadute occupazionali e industriali vanno ridimensionate. Il rischio è che si crei un’attesa prolungata: imprese che non investono perché non vedono contratti, lavoratori che non si formano perché non vedono cantieri, territori che restano in attesa di uno sviluppo che tarda ad arrivare. La domanda resta aperta: chi sarà davvero pronto quando – e se – le pale inizieranno a girare?

  • Il 61% del parco eolico è già di Amazon

    Il 61% del parco eolico è già di Amazon

    Il colosso americano si aggiudica 600 MW su 976,5 con un contratto ventennale

    Lo scorso 19 giugno, il più grande parco eolico offshore tedesco aveva già il 61% della capacità prenotato. Non da una utility energetica, ma da un colosso dell’e‑commerce americano. Oggi, a distanza di una settimana, quella quota sale oltre il 70%: Uniper ha firmato un nuovo PPA per Gennaker per 100 megawatt. Tra Amazon e Uniper, 700 dei 976,5 MW del parco sono già stati assegnati con contratti di acquisto a lungo termine. La partita per l’energia della Baltic Sea non riguarda più la transizione tedesca: è una corsa all’accaparramento in cui i policy maker e le tradizionali società elettriche arrancano.

    Il 61% che cambia le regole

    L’accordo che Amazon ha siglato con Skyborn Renewables lo scorso 19 giugno è il più grande PPA singolo mai firmato in Germania per un impianto eolico offshore: 600 megawatt, circa il 61% della capacità pianificata del parco Gennaker, che con le sue 63 turbine Siemens Gamesa da 15,5 MW entrerà in funzione completa nel 2028. Il volume è tale da spostare gli equilibri di un intero settore. Non si tratta di un piccolo acquisto spot per coprire una quota marginale del consumo di un data center: è l’appropriazione contrattuale di una fetta dominante di un’infrastruttura che dovrebbe, nelle intenzioni di Berlino, contribuire alla sicurezza energetica nazionale.

    E oggi, 26 giugno, Uniper ha messo la firma su un contratto analogo, di dimensioni molto più ridotte: 100 MW per un periodo iniziale di dieci anni, con opzione di rinnovo. Per l’utility di Düsseldorf è il primo PPA offshore di Uniper, un dettaglio che dice molto dello stato della concorrenza. Il progetto Gennaker, che fino a pochi anni fa era pensato con 103 turbine da 8,4 MW, è stato ri‑approvato con macchine più grandi proprio per massimizzare la producibilità e attrarre compratori di lungo termine. La strategia ha funzionato, ma ha finito per consegnare le chiavi a chi poteva mettere sul piatto il contratto più ricco.

    Gennaker è il primo parco eolico a essere collegato in base al “regolamento sulle acque territoriali” tedesco, che consente lo sviluppo di impianti entro la fascia delle 12 miglia nautiche al largo della penisola di Fischland‑Darß‑Zingst. Già a gennaio 2026, Skyborn e 50Hertz avevano firmato un accordo per le piattaforme di conversione che ha sbloccato l’intero iter realizzativo. La cornice regolatoria, pensata per accelerare la connessione di nuova capacità, ha creato di fatto un ambiente in cui lo sviluppatore poteva offrire certezze contrattuali fin dalla fase pre‑costruzione. La certezza è piaciuta prima di tutto a chi ha bisogno di volumi enormi di elettricità pulita a prezzo fisso, e qui i big tech partono con un vantaggio che le utility faticano a colmare.

    I vincitori (e chi arranca)

    A guadagnarci sono in pochi. Skyborn Renewables, sviluppatore del progetto, è riuscito a piazzare la quasi totalità della capacità ben prima che una pala venisse installata. A fine aprile la Banca europea per gli investimenti aveva già approvato un finanziamento BEI da 700 milioni di euro, che ora trova una solida base contrattuale nei PPA pluriennali. Lo scorso 22 giugno, inoltre, Skyborn ha ceduto una partecipazione del 25% a Stadtwerke München, la municipalizzata di Monaco, che si assicura così un ingresso diretto nella generazione offshore. Per Skyborn è un’uscita parziale che riduce il rischio e alleggerisce l’esposizione finanziaria, mentre il socio pubblico bavarese si porta a casa un quarto di un asset che ha già quasi tutta la produzione venduta ai grandi compratori.

    Amazon è il vero vincitore. Con il PPA di Gennaker porta a quattro i contratti eolici offshore di grandi dimensioni in Germania: a febbraio aveva firmato per 110 MW dal Nordseecluster B, il suo quarto PPA eolico offshore su larga scala nel Paese. L’azienda di Seattle compra elettricità decarbonizzata a prezzo fisso per lunga durata, sterilizzando il rischio volatilità del mercato all’ingrosso e coprendo gli obiettivi di emissioni nette zero delle sue attività europee. La strategia non è nascosta: accaparrarsi capacità rinnovabile nuova, di grandi dimensioni, prima che lo facciano altri. Intanto utilizza i volumi per ottenere condizioni economiche che nessun consumatore industriale medio può negoziare.

    Uniper, invece, esce da questa vicenda con le ossa rotte. L’utility, ancora a maggioranza pubblica dopo il salvataggio di Stato del 2022, firma finalmente il suo primo PPA offshore, ma solo per 100 MW, un decimo di quanto già prenotato da Amazon sullo stesso impianto. La sensazione è quella di un ritardo strategico difficile da recuperare. Uniper non ha il potere d’acquisto né l’urgenza di bilancio carbonio di una big tech, e si trova a competere su un mercato in cui i grandi contratti corporate battono sistematicamente le offerte delle utility tradizionali. Il paradosso è che una società di sistema, pensata per garantire approvvigionamento stabile ai clienti tedeschi, deve accontentarsi di una fetta residua mentre un operatore straniero fa incetta di nuova capacità. E il segnale vale per l’intero panorama energetico: chi non arriva per primo, paga caro o resta fuori.

    Cosa succede ora all’energia tedesca

    La firma del primo PPA offshore di Uniper potrebbe sembrare un passo avanti, ma vista dalla prospettiva di Gennaker è più il segnale di un ritardo. Con il 71% della capacità già allocata a un gigante americano e a una utility ancora in fase di riconversione, quanto spazio resta per il mercato spot e per i piccoli consumatori? Poco, e quel poco rischia di assottigliarsi ulteriormente quando gli ultimi 276,5 MW troveranno un altro compratore corporate. Il modello PPA su larga scala sta diventando la norma per l’eolico offshore tedesco, ma lascia fuori la domanda diffusa. La transizione energetica, che avrebbe dovuto democratizzare l’accesso all’energia pulita e rafforzare la sicurezza del paese, si sta traducendo in una partita per pochi: i fondi di investimento, i giganti del tech e, con sempre più fatica, qualche municipalizzata. Il rischio non è che la transizione si fermi, ma che serva più gli obiettivi ESG delle multinazionali che la tenuta del sistema elettrico nazionale.

    Se la transizione energetica tedesca si riduce a una corsa agli armamenti contrattuali tra colossi globali, chi paga alla fine il conto della sicurezza energetica?

  • I profitti della Corona britannica sono calati

    I profitti della Corona britannica sono calati

    Il Crown Estate trattiene il 60% delle entrate per reinvestire dopo il cedimento del progetto Morgan da 1,5 GW

    Ieri il Crown Estate — l’ente che gestisce il patrimonio immobiliare della monarchia britannica, inclusi i fondali marini su cui poggia l’intera flotta eolica offshore del Regno Unito — ha comunicato un calo dell’utile operativo annuo a 1,2 miliardi di sterline, in discesa dagli 1,4 miliardi dell’esercizio precedente. Nello stesso giorno, i dati raccontavano di 13 gigawatt di capacità installata, 36 parchi eolici operativi e un balzo del 20% nei ricavi generati dagli impianti già in funzione, saliti a 117 milioni di sterline. Le pale girano, l’elettricità arriva a terra, eppure il conto economico della Corona si è sgonfiato di duecento milioni. È il primo segnale di una tensione che covava sotto la superficie dei grandi annunci e che ora comincia a mostrare crepe visibili.

    Il paradosso del vento: più pale, meno profitti

    La contraddizione è solo apparente, ma è istruttiva. I parchi esistenti — quelli già connessi alla rete e che vendono energia da anni — stanno andando bene, come dimostra l’aumento del 20% dei ricavi. Il problema è un altro: sono mancati i proventi attesi dai canoni di opzione del Round 4, il grande programma di assegnazione dei fondali lanciato con ambizioni da record. Sono quei canoni — quasi 900 milioni di sterline l’anno, stando agli impegni sottoscritti dagli sviluppatori — a fare da architrave finanziario dell’intero meccanismo. Quando l’architrave si incrina, il palazzo trema anche se le fondamenta reggono.

    Il Crown Estate ha restituito al Tesoro 487 milioni di sterline, portando il contributo complessivo dell’ultimo decennio a 5,1 miliardi. Denaro che finisce nei conti pubblici e che i cittadini britannici incassano indirettamente. Ma la cifra è più bassa del previsto, e il motivo è scritto nei minori ricavi da opzione del Round 4: meno progetti che avanzano, meno sviluppatori che pagano. Intanto i primi due progetti del Round 4 sono entrati in fase di costruzione quest’anno — un traguardo vero, non un comunicato stampa — ma il quadro d’insieme resta fragile.

    Round 4: la scommessa da 8 GW e il primo cedimento

    Per capire cosa sta succedendo bisogna tornare al gennaio 2023, quando il Crown Estate firmò gli accordi di locazione per tutti e sei i progetti selezionati nel Round 4: una pipeline da circa 8 gigawatt complessivi. I nomi erano quelli che contano nell’eolico offshore europeo. RWE con i due tronconi di Dogger Bank South (3 GW in totale). EnBW e BP con Morgan e Mona (altri 3 GW). TotalEnergies e Corio Generation con Outer Dowsing (1,5 GW). Cobra e Flotation Energy con Morecambe (480 MW). Sei progetti, sei developer, una scommessa industriale da decine di miliardi.

    Il meccanismo prevedeva che gli sviluppatori pagassero canoni di opzione annuali per mantenere i diritti sui siti, generando un flusso costante per il Crown Estate e per il Tesoro. Ma il meccanismo regge solo se i progetti vanno avanti. E qui entra in scena Morgan. Lo scorso 8 giugno EnBW ha restituito i diritti di locazione del sito da 1,5 gigawatt al largo della costa gallese. Motivo dichiarato: non aver ottenuto i Contratti per Differenza nell’asta AR7. Tradotto: il prezzo garantito dallo Stato non era sufficiente a giustificare l’investimento. EnBW ha fatto i conti, ha guardato il rischio e ha chiuso il cantiere prima ancora di aprirlo.

    Morgan non è un dettaglio. È un sesto dell’intero Round 4, un segnale di prezzo che mette in discussione la capacità del Regno Unito di attrarre e trattenere capitale privato su progetti di questa scala quando i meccanismi di supporto pubblico non sono calibrati. L’AR7 — la settima asta per i Contratti per Differenza — doveva essere lo strumento che trasformava le opzioni sui fondali in turbine in mare. Ha funzionato per alcuni, ma non per Morgan. E Morgan non sarà l’ultimo banco di prova.

    Reinvestire per non affondare: la mossa della Corona

    Di fronte a queste crepe, il Crown Estate ha preso una decisione che dice più di mille dichiarazioni d’intenti: nell’esercizio fiscale 2026 e 2027 tratterrà il 60% delle entrate lorde per reinvestirle, contro il 27% precedente. È un salto che non ha precedenti recenti. Significa che quasi due terzi di ciò che entra — dai canoni, dagli affitti, dai ricavi dei parchi — resteranno dentro l’ente per finanziare nuove infrastrutture, nuovi studi di fattibilità, nuovi bandi, invece di finire nelle casse del Tesoro.

    La scelta è carica di implicazioni. Per gli sviluppatori, può tradursi in condizioni più favorevoli, iter più rapidi, forse costi di accesso ridotti. Per i cittadini britannici, meno denaro immediato nei conti pubblici ma — nelle intenzioni — più energia pulita e più stabile nel medio periodo. Per la transizione energetica, è il riconoscimento che il modello basato sui soli segnali di mercato e sulle aste competitive ha bisogno di essere lubrificato con capitale paziente e pubblico, altrimenti i Morgan si moltiplicano. Resta aperta la domanda: basterà?

    Il Regno Unito continua a definirsi la «Arabia Saudita del vento», e i numeri fisici — 13 GW installati, 36 parchi operativi, due progetti Round 4 già in costruzione — danno sostanza all’ambizione. Ma il flop Morgan dimostra che senza aste ben calibrate, senza prezzi di riferimento che coprano davvero i costi di una filiera sotto stress inflattivo, anche i giganti possono fermarsi. Dei sei progetti del Round 4, uno è già tornato al mittente. Gli altri cinque — Dogger Bank South, Mona, Outer Dowsing, Morecambe — sono ora osservati speciali. Il Crown Estate ha alzato la posta reinvestendo il 60% delle entrate. Ora tocca al governo britannico dimostrare che l’AR8, la prossima asta, saprà fare meglio dell’AR7.

  • L’Ue finanzia l’idrogeno ma non lo tratta come l’elettricità

    L’Ue finanzia l’idrogeno ma non lo tratta come l’elettricità

    Il bando per progetti comuni cozza con un quadro normativo che non equipara l’idrogeno all’elettricità

    Ieri la Commissione europea ha aperto un bando per progetti di interesse comune dedicato a infrastrutture dell’idrogeno, elettrolizzatori e reti di CO₂. Due giorni prima, lo scorso 23 giugno, un cartello di associazioni industriali – fra cui Hydrogen Europe – aveva pubblicato una dichiarazione congiunta con cui chiedeva ai negoziatori di trattare le reti dell’idrogeno con la stessa dignità di quelle elettriche nel Pacchetto Reti dell’UE. Il tempismo non è casuale: mentre Bruxelles stanzia fondi e invita a candidare opere per lo status di Progetto di Interesse Comune (PCI) o di Mutuo Interesse (PMI), il quadro normativo che dovrebbe accompagnarle è ancora in bilico e rischia di lasciare l’idrogeno in seconda classe.

    Il doppio binario europeo: finanziamenti sì, regole no

    La richiesta delle imprese è netta e si articola su due punti: parità di trattamento fra infrastrutture dell’idrogeno e dell’elettricità nelle procedure di autorizzazione e riconoscimento delle reti idrogeno come opere di interesse pubblico prevalente. In altre parole, le condotte per il nuovo vettore dovrebbero ottenere lo stesso fast track amministrativo e la stessa priorità di interesse generale che i regolamenti già accordano agli elettrodotti strategici. Oggi non è così. Il Pacchetto Reti – il pacchetto legislativo che ridisegna pianificazione, accesso e sviluppo delle reti energetiche europee – nella sua attuale bozza non garantisce questa equiparazione. Ed è un’asimmetria che, avvertono i firmatari della dichiarazione, può minare la coerenza della strategia continentale.

    A rendere evidente lo scollamento basta giustapporre l’annuncio di ieri all’appello del 23 giugno. Con il bando l’esecutivo comunitario mostra di voler costruire una dorsale idrogeno transfrontaliera; sotto il profilo normativo, invece, il testo negoziale non riconosce all’idrogeno lo stesso statuto che consentirebbe di realizzarla con la rapidità promessa. È il paradosso di un’Europa che con una mano elargisce la patente di priorità e con l’altra non disegna le corsie preferenziali indispensabili per portare a terra quegli investimenti.

    Il costo dell’asimmetria: competitività, consumatori e sistema integrato

    Il nodo non è un puntiglio regolatorio: è economico e strategico. Se le reti dell’idrogeno non vengono riconosciute come infrastrutture di interesse pubblico prevalente, ogni nuovo gasdotto, stazione di compressione o caverna di stoccaggio dovrà affrontare iter autorizzativi più lunghi e incerti rispetto a un elettrodotto equivalente. Ciò si traduce in tempi di realizzazione dilatati, costi di finanziamento più alti e, alla fine, un prezzo del vettore che ricadrà sulle imprese chimiche, siderurgiche e sui produttori di elettricità che lo useranno per bilanciare le rinnovabili.

    Daniel Fraile, Chief Market Officer di Hydrogen Europe, ha ricordato che «il Pacchetto Reti dell’UE è un’importante opportunità per garantire che le reti idrogeno contribuiscano pienamente alla competitività, alla sicurezza energetica e alla decarbonizzazione dell’Europa». Ma se il pacchetto legislativo non riconosce all’idrogeno le stesse condizioni dell’elettricità, aggiungono le associazioni firmatarie, l’Europa perderà «una straordinaria opportunità per un sistema energetico veramente integrato e ottimizzato in termini di costi». Il contrasto con il bando aperto ieri è eloquente: lo strumento PCI è nato per accelerare le opere transfrontaliere prioritarie, ma il framework che regola sviluppo, accesso e tariffe potrebbe continuare a trattare l’idrogeno come un settore ancillare.

    In concreto, la disparità è già visibile nel testo del Pacchetto: l’elettricità gode di una pianificazione coordinata sovranazionale e di un presidio normativo collaudato, mentre per l’idrogeno si prefigura un approccio più frammentato. Il risultato? Un sistema energetico dove il vettore più adatto a stoccare energia rinnovabile su scala stagionale e a decarbonizzare l’industria pesante resta in attesa di regole, mentre l’elettrificazione corre su binari preferenziali. Uno scollamento simile, fra ambizioni di decarbonizzazione e architettura normativa, rischia di pesare proprio ora che la competizione globale per l’idrogeno pulito – dagli Stati Uniti al Giappone – imporrebbe scelte rapide e coerenti.

    La partita è ancora aperta, ma la finestra si chiude

    La dichiarazione congiunta è un ultimo appello. I negoziati sul Pacchetto Reti – che coinvolgono Parlamento europeo, Consiglio e Commissione – sono in corso e potrebbero concludersi nei prossimi mesi. La richiesta di parity è sul tavolo. «Senza le giuste condizioni per l’idrogeno in questo pacchetto legislativo, perderemo un’enorme opportunità», ribadiscono i firmatari. La palla ora è nelle mani dei governi nazionali, che nel trilogo possono decidere se allineare le regole per l’idrogeno a quelle dell’elettricità o mantenere l’attuale squilibrio.

    Se non correggeranno il tiro, l’impianto finale rischierà di sancire un handicap strutturale per il vettore idrogeno, contraddicendo i medesimi obiettivi di neutralità climatica che l’Unione si è data. Riusciranno i governi a riconoscere che una rete idrogeno trattata da serie B è una zavorra per la competitività energetica del continente? La risposta non è scontata, ma il tempo stringe.

    Le scelte di oggi determineranno se l’idrogeno diventerà un pilastro del sistema energetico europeo o resterà una nicchia in attesa di regole. Non è una questione tecnica: è una decisione politica, e la finestra per prenderla si sta chiudendo.

  • L’Italia ha inaugurato il più grande impianto fotovoltaico

    L’Italia ha inaugurato il più grande impianto fotovoltaico

    Il calo dell’8,2% nel 2025 arriva dopo quattro anni di crescita ininterrotta

    Ieri l’Italia ha inaugurato in Sicilia il più grande impianto fotovoltaico mai operativo sul suolo nazionale, 243 MW di potenza e 413 mila moduli bifacciali, primo caso sopra i 200 MW. Oggi, 26 giugno 2026, scopriamo invece che nel 2025 la nuova potenza rinnovabile installata è calata dell’8,2%, fermandosi a 6,2 GW, esclusi i repowering, dopo quattro anni di crescita continua. E mentre tre Regioni pubblicano bandi per circa 9 milioni complessivi, secondo l’archivio bandi di QualEnergia.it PRO, ci si chiede quanto siano distanti i proclami dalla realtà.

    Il gigante e la frenata

    I numeri sono lì, quasi beffardi nella loro coincidenza temporale. L’impianto “Iberdrola Fenix”, celebrato il 25 giugno, promette una produzione annua di circa 400 GWh: una cifra che da sola basterebbe ad alimentare una città di medie dimensioni. È il simbolo di un Paese che sa ancora realizzare opere di taglia industriale quando le condizioni autorizzative, finanziarie e politiche si allineano.

    Ma il dato complessivo del 2025 racconta una storia diversa. Quei 6,2 GW rappresentano la prima battuta d’arresto dopo un quadriennio di espansione, con il fotovoltaico a trainare la flessione. Non si tratta di una frenata marginale: perdere oltre 8 punti percentuali in un anno, proprio mentre l’Europa accelera sugli obiettivi del pacchetto Fit for 55, significa allontanarsi dalla traiettoria che ci eravamo impegnati a seguire. Il messaggio è duplice e contraddittorio: da un lato si festeggia il record, dall’altro si incassa la prima retromarcia dal 2021.

    Di fronte a questo doppio segnale, cosa fanno le Regioni?

    Polvere di bandi

    La risposta, almeno sulla carta, arriva dai territori. La Regione Sardegna ha pubblicato il 24 giugno un bando da quasi 8 milioni per appalti pre-commerciali nel settore energetico: uno strumento che punta ad aiutare le pubbliche amministrazioni a sviluppare soluzioni innovative per le sfide energetiche. Nei giorni scorsi la Basilicata ha aperto un bando da 5 milioni per progetti di ricerca e innovazione energetica, finanziato con le risorse del Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027. E la Regione Liguria ha stanziato poco meno di 10 milioni per incentivi per riqualificazione energetica degli edifici pubblici, a valere sull’azione 2.1.1 del FESR 2021-2027.

    A questi si aggiunge il Lazio, citato nell’archivio bandi del 26 giugno. La somma è presto fatta: tre bandi, circa 9 milioni. Non sono bruscolini, ma neppure cifre in grado di imprimere una svolta. Ogni Regione segue una propria logica: la Sardegna scommette sul pre-commercial procurement, la Basilicata su ricerca e sviluppo, la Liguria sull’efficientamento del patrimonio edilizio pubblico. Scelte legittime, che però raccontano l’assenza di una cabina di regia nazionale. Le date di pubblicazione sono sfasate, i cronoprogrammi non dialogano, i destinatari sono diversi. Se un cittadino o un’impresa volessero capire quali incentivi sono disponibili nel 2026 per l’energia, dovrebbero setacciare i bollettini di ciascuna Regione, con il rischio concreto di perdere occasioni.

    Il problema non è la qualità dei singoli bandi: un intervento sugli edifici pubblici liguri ha senso, così come investire in innovazione in Basilicata o spingere la domanda pubblica di tecnologie pulite in Sardegna. Ma la scala è insufficiente. Nove milioni di euro, per quanto ben spesi, si perdono nell’ordine di grandezza di un settore che muove miliardi e che, solo nel 2025, ha visto evaporare quasi 600 MW di nuova potenza rispetto all’anno precedente. Senza contare che questi bandi arrivano dopo mesi, talvolta anni, di gestazione amministrativa, proprio mentre il mercato manda segnali di rallentamento che richiederebbero interventi tempestivi e coordinati.

    Eppure, dietro la somma dei bandi, resta una domanda.

    Cosa manca davvero

    I numeri sono lì: pochi, sparsi, in ritardo. La domanda è se basteranno a invertire la tendenza o se serva qualcosa di diverso. Perché il calo dell’8,2% nella nuova potenza installata non è un incidente meteorologico: è il sintomo di un sistema che fatica a passare dalle dichiarazioni ai cantieri. I bandi regionali, con le loro dotazioni modeste e le loro finestre temporali ristrette, rischiano di essere un cerotto su una ferita che richiede ben altro: procedure autorizzative più rapide, un quadro regolatorio stabile, segnali di prezzo credibili per gli investitori. Senza questi elementi, l’attivismo regionale diventa un esercizio di buona volontà, non una politica industriale.

    A chi guarda l’Italia della transizione, restano due cifre: 243 MW di ieri e 6,2 GW del 2025. Il ponte tra le due è ancora tutto da costruire.

  • Le rinnovabili non bastano in un giorno feriale

    Le rinnovabili non bastano in un giorno feriale

    Il 36,2% di copertura rinnovabile in un giorno feriale segnala il divario con gli obiettivi del Pniec

    36,2%: il paradosso di una giornata qualunque

    I numeri spogliati della retorica sono questi: 408,1 gigawattora da fonti pulite su una domanda che quel giorno superava i 1.100 GWh. Il 25 giugno non era una giornata eccezionale sotto il profilo meteorologico. Sole e vento c’erano. Eppure, la maglia rinnovabile si è fermata ben al di sotto della metà del fabbisogno. È la dimostrazione che i picchi da copertina – il 77% di una domenica di maggio, quando i consumi industriali crollano e il fotovoltaico spinge al massimo – raccontano solo metà della storia. L’altra metà è fatta di giorni feriali qualunque, in cui la domanda sale e la generazione intermittente non basta.

    Nel 2025 le rinnovabili avevano chiuso l’anno con una quota media del 41,1% sulla domanda, un risultato in miglioramento ma ancora lontano dalla sicurezza di un sistema elettrico decarbonizzato. Il problema non è la capacità installata – al 31 dicembre 2025 si contavano 83.529 megawatt di potenza rinnovabile elettrica in Italia – ma la distanza tra potenza nominale e produzione effettiva quando serve. Il Prezzo Unico Nazionale a 128,17 €/MWh del 27 giugno, con il petrolio WTI fermo a 68,73 dollari al barile e la CO2 a 80,56 euro a tonnellata, segnala che il margine di riserva è sottile e ogni tensione si scarica sul prezzo.

    97 TWh di verità: la montagna da scalare

    Ma il 36,2% non è un’anomalia. È la spia di un divario che il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima quantifica in quasi 100 terawattora all’anno. Lo scorso anno solare ed eolico insieme hanno prodotto circa 65,7 TWh, pari al 21,1% del fabbisogno elettrico nazionale. Il divario con gli obiettivi del Pniec è impressionante: per il 2030 queste due fonti dovranno generare quasi 163 TWh annui. Mancano quindi oltre 97 TWh da aggiungere in appena cinque anni. Tradotto in decisioni concrete: più che un raddoppio della produzione attuale.

    I primi cinque mesi del 2026 non offrono segnali di accelerazione sufficiente. Nei dati più recenti, la produzione di fotovoltaico ed eolico si è attestata a 31,5 TWh. Se il ritmo resta questo, la traiettoria verso i 163 TWh del 2030 si allontana mese dopo mese. Non è una questione tecnologica: in Europa il solare è esploso da 7,4 TWh nel 2008 a 304 TWh nel 2024, e già nel 2024 il 47,5% di rinnovabili nell’UE era realtà. La differenza italiana è nella velocità con cui gli iter autorizzativi si traducono in pale e pannelli collegati alla rete.

    Il Pniec fissa l’asticella, ma la distanza tra l’atto di indirizzo e la posa dei cavi si misura in anni. E intanto, ogni giorno feriale che si chiude sotto il 40% di copertura rinnovabile ricorda che la transizione non è una gara già vinta, ma un cantiere aperto in cui il cronoprogramma slitta silenziosamente.

    Il triplo della Francia: la bolletta della lentezza

    Mentre l’Italia arranca, i prezzi corrono. Il 26 giugno 2026 il PUN ha toccato 155,46 €/MWh, quasi il triplo dei 56,02 €/MWh francesi e circa una volta e mezza il valore tedesco di 106,14 €/MWh. Non è un incidente di percorso: un sistema che deve accendere centrali a gas ogni volta che il cielo si copre o il vento cala paga un costo marginale elevato, e quel costo si trasferisce sul prezzo all’ingrosso. Le imprese italiane comprano elettricità a un prezzo che in Germania e Francia è impensabile. Le famiglie lo ritrovano in bolletta, stagione dopo stagione.

    La Francia ha un parco nucleare che garantisce produzione stabile a costi contenuti. La Germania ha investito per anni in rinnovabili e reti, riducendo progressivamente l’esposizione al gas. L’Italia ha scelto una strada di mezzo – tanta capacità installata, poca integrazione di sistema – e ora paga il differenziale: ogni megawattora costa più che nel resto d’Europa continentale non per una tassa, ma per un’inefficienza strutturale. L’obiettivo dichiarato è la decarbonizzazione, ma senza un’accelerazione sul fronte delle infrastrutture la transizione rischia di diventare una tassa occulta sulla competitività.

    Fino a quando il divario con gli obiettivi resterà incolmato, il prezzo dell’energia continuerà a pesare su famiglie e imprese. La giornata del 36,2% è un campanello d’allarme: la corsa al 2030 non ammette soste.

  • La Consulta ha scelto di non scegliere

    La Consulta ha scelto di non scegliere

    L’ordinanza 115 lascia in vigore la legge sarda senza pronunciarsi sulla sua legittimità

    Ieri, la Corte costituzionale ha depositato l’ordinanza 115. Sulla carta, un verdetto. Nei fatti, un rinvio che lascia tutto com’era. La legge regionale sarda n. 20 del 2024 – quella che doveva individuare le aree idonee e non idonee per gli impianti a fonti rinnovabili – era stata impugnata dal governo. La Consulta avrebbe dovuto sciogliere il nodo. Non l’ha fatto. Ha deciso di non decidere, e per gli operatori del settore si profila un altro anno di attesa, mentre i megawatt restano incastrati tra carte bollate e veti incrociati.

    L’ordinanza che non scioglie il nodo

    L’udienza pubblica si era tenuta il 5 maggio scorso. Due mesi di camera di consiglio, poi il deposito il 25 giugno. Il risultato è un’ordinanza che si esprime su alcune parti della legge isolana senza però affondare il colpo. La Regione Sardegna aveva costruito un impianto normativo che, secondo l’impugnativa governativa, violava non solo diversi articoli della Costituzione – dal 3 al 9, dal 41 al 97, fino al 117 – ma anche la disciplina europea in materia di energie rinnovabili. In particolare, la direttiva RED II del 2018 e la più recente RED III del 2023, che fissano obblighi precisi per gli Stati membri in tema di accelerazione autorizzativa e di tutela degli investimenti. Eppure la Corte non è entrata nel merito della compatibilità di quei vincoli con il diritto europeo, né ha tracciato un perimetro chiaro entro cui la Regione possa legiferare.

    Gli articoli impugnati – dall’articolo 1, commi 2, 5, 7 e 8, all’articolo 3, fino agli Allegati A, B, C, D ed E – restano in vigore. Non sono stati dichiarati incostituzionali. Non sono stati nemmeno integralmente salvati. La Corte ha scelto una via intermedia che, secondo un’analisi di QualEnergia sull’ordinanza, lascia il quadro regolatorio sospeso in una zona grigia. Una non-decisione che ha il sapore dell’attendismo: non si boccia la legge regionale, ma non la si convalida. Il paradosso è che la certezza del diritto – quella che servirebbe a chi deve pianificare investimenti da decine di milioni – oggi è più lontana di prima.

    I vincitori del rinvio

    Ma se la Corte non si è pronunciata nel merito, il vuoto regolatorio avvantaggia qualcuno. A guadagnare tempo è innanzitutto la posizione politica che ha voluto quella legge, blindando vaste porzioni del territorio sardo con divieti aprioristici. Restano in piedi, ad esempio, i vincoli che escludono intere categorie di suoli dall’installazione di impianti fotovoltaici ed eolici, spesso senza una valutazione caso per caso. L’avvocata Germana Cassar, che segue il contenzioso per conto di operatori del settore, lo dice senza giri di parole: «restano illegittimi i vincoli aprioristici». Il punto è che l’illegittimità, fino a quando un giudice non la dichiara in una sentenza, non produce effetti pratici. E la sentenza, ieri, non è arrivata.

    Chi beneficia di questa stasi? Non certo gli operatori – da Edison rinnovabili a RWE Renewables Italia, da Sorgenia Renewables a Green Sole Renewables – che hanno presentato ricorsi al TAR Sardegna e al TAR Lazio, e che ora vedono i propri progetti fermi in attesa di un quadro normativo stabile. A guadagnarci sono piuttosto gli interessi che spingono per mantenere la Sardegna ancorata a un modello energetico fondato sulle fonti fossili, o che vedono nell’espansione delle rinnovabili un costo politico da rimandare. Nel frattempo, gli studi legali come Dla Piper continuano a monitorare una partita che si sposta sempre più sul terreno dell’interpretazione amministrativa, dove ogni ritardo si traduce in costi vivi per chi ha già investito in progetti oggi paralizzati.

    C’è un elemento che merita attenzione: l’impugnativa governativa non si basava solo sulla Costituzione italiana, ma richiamava esplicitamente il diritto dell’Unione. RED II e RED III non sono dichiarazioni di principio: impongono agli Stati membri di semplificare le procedure, di rimuovere barriere ingiustificate e di raggiungere target vincolanti. La Sardegna, con la sua legge del 2024, ha fatto esattamente l’opposto: ha moltiplicato i divieti, irrigidito i criteri e rallentato l’iter autorizzativo. E la Corte, per ora, non ha ritenuto di dover affrontare il possibile contrasto con la normativa europea. Il messaggio implicito è che, fino a quando non scatterà una procedura d’infrazione o una pronuncia della Corte di giustizia UE, la tensione tra norma regionale e direttive comunitarie può essere gestita con il silenzio.

    Il conto per il cittadino

    Dietro le schermaglie legali, c’è un costo che si scarica su famiglie e imprese. Ogni anno di ritardo nell’installazione di nuova capacità rinnovabile si traduce in una bolletta più cara, perché il sistema energetico sardo resta dipendente da fonti più costose e più esposte alla volatilità dei mercati internazionali. Le opportunità di sviluppo legate alla filiera delle rinnovabili – posti di lavoro, indotto, gettito fiscale per i comuni – rimangono congelate in attesa che qualcuno sciolga il nodo giuridico. E mentre il dibattito si arena tra ordinanze e rinvii, le scadenze europee si avvicinano. La domanda, sempre più pressante, è: chi pagherà il conto del mancato sviluppo? Non la politica regionale che ha scritto la legge, né gli interessi che ne hanno tratto vantaggio. Lo pagheranno i cittadini sardi, due volte: in bolletta e in occasioni perdute.

    La transizione energetica sarda è appesa a un filo giuridico. L’ordinanza 115 non l’ha spezzato, ma non l’ha nemmeno rinforzato. La vera questione, a questo punto, non è solo se e quando la Corte tornerà a pronunciarsi nel merito. È se qualcuno, nelle istituzioni regionali e nazionali, avrà la lucidità di fare i conti con le scadenze europee prima che sia troppo tardi per recuperare il terreno perduto. Perché il tempo non è una variabile neutra: ogni mese che passa senza una regolazione chiara è un mese in cui la Sardegna rinuncia a decidere del proprio futuro energetico.

  • I numeri sugli energy manager sono da record

    I numeri sugli energy manager sono da record

    La metà dei comuni capoluogo e dieci regioni su venti non hanno ancora un energy manager

    Nel 2025 l’Italia ha toccato il record di nomine di energy manager: 2.594, il livello più alto degli ultimi vent’anni. Eppure, la metà dei comuni capoluogo non ne ha uno. Solo 50 su 109 e appena dieci regioni su venti hanno nominato un responsabile per l’energia. Un paradosso che racconta una transizione a due velocità: i numeri battono ogni primato, ma la rete di figure tecniche sul territorio resta gracile, esponendo amministrazioni e imprese proprio mentre l’Unione europea alza l’asticella.

    Record apparente, copertura a metà

    A guardare i dati disaggregati, l’immagine si fa meno rassicurante. La copertura nella pubblica amministrazione è debolissima: meno della metà dei capoluoghi e solo la metà delle regioni ha proceduto alla nomina. Non solo: le donne rappresentano appena il 12 per cento degli energy manager (222 su circa 2.600) e gli under 35 sono solo il 7 per cento. Un profilo professionale ancora concentrato in una fascia ristretta, che non riflette la platea che dovrebbe animare la transizione.

    I buchi della rete: chi manca all’appello

    La legge 10/1991 impone a determinati soggetti obbligati di nominare un energy manager. Ma chi resta fuori da quell’obbligo è un pezzo consistente del Paese: comuni medi e piccoli, province, molte regioni. La Federazione FIRE lo ha messo nero su bianco, proponendo di abbassare la soglia di nomina a 1.000 tonnellate equivalenti di petrolio per tutti i settori a partire da quest’anno, e di estendere l’obbligo a tutte le regioni, le province e i comuni con più di 20.000 abitanti. Sono proposte che cercano di colmare un vuoto normativo che oggi lascia senza energy manager proprio gli enti che gestiscono servizi energivori come illuminazione pubblica, edilizia scolastica, trasporti locali.

    Accanto all’assenza di energy manager, cresce invece il numero di organizzazioni che puntano sulla certificazione ISO 50001. Nel 2025 i soggetti dotati di energy manager e certificati sono saliti a 490, in aumento del 9 per cento rispetto al 2024; già nel 2024 si era registrato un balzo del 13 per cento, con 451 realtà certificate. Un segnale positivo, ma ancora troppo contenuto se paragonato al tessuto produttivo italiano e, soprattutto, se misurato sulla scala che imporrà la nuova disciplina europea.

    La scossa europea: obblighi più stringenti, ma siamo pronti?

    La direttiva europea 1791/2023 sull’efficienza energetica (EED) introduce un obbligo destinato a cambiare le regole del gioco: le imprese con consumi energetici medi superiori a 85 terajoule nel triennio precedente dovranno dotarsi di un sistema di gestione certificato ISO 50001. La norma è già in vigore dal 2023, ma i suoi effetti si materializzeranno con il recepimento nazionale e le scadenze che verranno fissate. Per molte aziende significherà non solo nominare un energy manager, ma strutturare un intero processo di monitoraggio e miglioramento continuo.

    È qui che il paradosso dei numeri diventa un problema di conformità. Un’impresa che non ha mai avuto un energy manager, o che lo ha nominato solo sulla carta, avrà bisogno di competenze reali per ottenere e mantenere la certificazione ISO 50001. La carenza di figure giovani e di donne, la scarsa diffusione nella PA, la copertura a macchia di leopardo rischiano di trasformarsi da inefficienza a mancato rispetto di obblighi comunitari, con conseguenze reputazionali ed economiche. E per i comuni fuori obbligo, restare senza responsabile energetico potrebbe tradursi in costi maggiori per cittadini e servizi, proprio mentre l’Europa spinge verso l’efficienza come leva di competitività.

    La partita dell’energia si gioca ora. Senza una rete capillare di energy manager, imprese e cittadini rischiano di pagare il conto più salato.

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