Category: Politiche energetiche e transizione

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.

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.

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.

Il Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027 finanzia progetti di ricerca e sviluppo tecnologico

5 milioni di euro. È la cifra — modesta ma calibrata — che la Regione Basilicata ha stanziato con il bando per progetti di ricerca e sviluppo, aperto in queste ore anche al settore energetico. Il finanziamento arriva per intero dal Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027, la cassetta degli attrezzi con cui l'Italia prova a cucire gli strappi tra i territori. Mentre il Piemonte si prepara a schierare un bando da 40 milioni il 15 luglio, la partita per le regioni del Sud si gioca sulla capacità di trasformare risorse contenute in leve di sviluppo.

FSC: il meccanismo dietro i 5 milioni

I 5 milioni non escono dal bilancio ordinario della Regione. Vengono dal Fondo Sviluppo e Coesione 2021-2027, lo strumento nazionale che affianca i fondi strutturali europei per ridurre i divari infrastrutturali e produttivi tra le aree del Paese. Mentre il PNRR ha pompato miliardi su progetti a scadenza fissa, il FSC opera con logica complementare: risorse pluriennali che le amministrazioni regionali possono indirizzare su assi strategici come ricerca, digitalizzazione ed energia.

Il bando lucano finanzia progetti di ricerca e sviluppo che includono anche tecnologie energetiche. Il testo non scende nel dettaglio delle taglie degli impianti né dei kW installabili, perché non si tratta di un incentivo alla produzione: è uno strumento pensato per portare idee dal laboratorio al prototipo, o dal prototipo al progetto pilota. La differenza conta. Un conto è pagare i pannelli sul tetto, un conto è sviluppare un sistema di gestione termica per l'accumulo che nessuno ha ancora brevettato. Il bando Basilicata finanzia la seconda cosa.

Ma 5 milioni, in questo perimetro, bastano? Dipende da quanti progetti si vogliono sostenere e con quale intensità di aiuto. Se ogni progetto riceve tra 200mila e 500mila euro — una forbice plausibile per bandi di questo tipo — si parla di 10-25 iniziative. Non è poco per un territorio di 540mila abitanti, ma è una goccia nel mare della competizione interregionale che si sta scaldando.

Corsa a ostacoli: le altre regioni accelerano

A due giorni di distanza dal bando Sardegna appalti pre-commerciali, pubblicato il 24 giugno tramite Sardegna Ricerche, e a quattro giorni dal bando Puglia riqualificazione ittica — 7 milioni per l'efficientamento energetico della trasformazione e vendita del pescato, a valere sul Feampa 2021-2027 — la Basilicata si inserisce in un calendario che sta diventando fitto. E il 15 luglio aprirà il bando Piemonte SWIch 2026, con una dotazione di 40 milioni per progetti di ricerca, sviluppo e industrializzazione su tecnologie strategiche per il territorio, energia inclusa.

I numeri raccontano una geografia della spesa che ricalca — e per certi versi accentua — la frattura Nord-Sud. La Sardegna sceglie lo strumento degli appalti pre-commerciali: non eroga contributi a pioggia, ma commissiona alle imprese lo sviluppo di soluzioni per problemi pubblici ancora senza risposta sul mercato. È un meccanismo che obbliga le aziende a confrontarsi con committenti reali — le pubbliche amministrazioni — prima ancora di avere un prodotto da vendere. Un banco di prova tecnico prima che commerciale.

La Puglia punta su un comparto specifico: la filiera ittica. Efficientare energeticamente i processi di trasformazione e vendita del pesce significa intervenire su celle frigorifere, banchi refrigerati, sistemi di pompaggio e illuminazione. Interventi a taglia contenuta — decine di kW, non megawatt — ma ad alta intensità oraria, dove il costo dell'elettricità incide sui margini in modo significativo.

Il Piemonte, con SWIch 2026, alza la posta a 40 milioni e allarga il perimetro all'industrializzazione dei risultati. Non solo ricerca, ma anche la fase in cui un prototipo diventa prodotto scalabile. I 5 milioni lucani coprono il primissimo miglio dell'innovazione — l'idea e la validazione — mentre i 40 milioni piemontesi accompagnano il progetto fino alla linea di produzione.

Questa frammentazione solleva una domanda scomoda: a chi giova un mosaico di bandi con regole, tempistiche e intensità di aiuto diverse? Per un'impresa che opera su scala interregionale, orientarsi tra FSC, Feampa, fondi strutturali e bandi regionali è un costo organizzativo reale. Per una piccola realtà lucana, invece, un bando da 5 milioni gestito dalla Regione può essere più accessibile di un programma nazionale da centinaia di milioni con procedure complesse e soglie di ingresso elevate.

Cosa cambia per chi installa

Per un installatore lucano o una piccola impresa che sviluppa soluzioni per l'energia pulita, il bando non cambia il lavoro di domani mattina. Non ci sono incentivi diretti all'acquisto di pannelli o inverter. Quello che cambia è la possibilità di proporre a un cliente — un'azienda agricola, un piccolo consorzio industriale — un progetto di innovazione che acceda a finanziamenti regionali senza passare per i bandi nazionali. Significa tempi più brevi tra candidatura e delibera, interlocutori più vicini, meno concorrenza su scala nazionale.

La vera partita, ora, è portare i progetti sul territorio. I 5 milioni ci sono. Il bando è aperto. Resta da vedere quante imprese lucane avranno la capacità tecnica e amministrativa per trasformare un'idea in una domanda di finanziamento completa, e quanti di quei progetti arriveranno davvero al prototipo funzionante. L'innovazione energetica non si misura in milioni stanziati, ma in chilowattora risparmiati o prodotti in modo nuovo.

La Basilicata non compete a colpi di miliardi. Gioca con strumenti su misura — il FSC, bandi a regia regionale, platee di beneficiari contenute — e in questa misura può funzionare. L'innovazione, quella vera, attecchisce anche in territori meno battuti dalle grandi rendite di scala, purché il finanziamento arrivi al momento giusto: quando l'idea è ancora fragile, prima che il mercato la schiacci.

L’atto estende la definizione di “Made in EU” ai paesi con accordi di libero scambio, escludendo di fatto solo la

Assemblare un modulo fotovoltaico in Europa costa fino al 65% in più che in Cina. Eppure, secondo un’analisi di QualEnergia, nel 2030 la domanda europea di moduli potrebbe toccare i 110 GW annui, mentre la capacità produttiva dell’Ue 27 si fermerebbe a 29 GW anche se tutti i progetti annunciati andassero in porto. È il paradosso che strangola la filiera continentale: un mercato in piena espansione, ma senza fabbriche in grado di servirlo. E la risposta politica, arrivata con l’Industrial Accelerator Act, rischia di peggiorare le cose anziché aggiustarle.

Il divario che non si può ignorare

I numeri sono impietosi. La domanda di pannelli solari in Europa cresce a doppia cifra ogni anno, trainata dagli obiettivi di decarbonizzazione e dall’elettrificazione dei consumi. Le proiezioni di S&P Global indicano un fabbisogno di circa 110 GW/anno al 2030, ma la capacità produttiva continentale – anche ipotizzando che ogni annuncio di nuova fabbrica si concretizzi – arriverebbe a soli 52 GW a livello europeo, di cui appena 29 GW concentrati nei 27 Stati membri. Più della metà dei moduli installati dovrebbe continuare a venire da fuori.

Il nodo vero, però, è il costo. Già a gennaio 2025, i costi di produzione in Cina risultavano inferiori del 35-65% rispetto a quelli dell’Ue. Non è solo una questione di economie di scala o di costo del lavoro: la filiera cinese controlla l’intera catena a monte, dal polisilicio alle celle, e gode di un vantaggio di sistema che l’Europa non ha ancora imparato a scalfire. I requisiti di origine Ue per celle e inverter, introdotti per ancorare una domanda annuale di 30 GW entro il 2030, provano a creare un mercato protetto, ma la forbice di prezzo resta talmente ampia che qualunque sviluppatore continuerà a guardare altrove se i costi non si allineano. Davanti a un gap del genere, la Commissione europea ha varato una misura d’emergenza. Ma è davvero in grado di invertire la rotta?

La promessa tradita dell’IAA

La risposta è arrivata lo scorso 4 marzo 2026, con l’adozione dell’Industrial Accelerator Act. Pensato per rilanciare la manifattura continentale e raggiungere l’obiettivo del 20% di PIL manifatturiero globale entro il 2035, l’IAA si regge su un meccanismo semplice: incentivare la produzione “Made in EU” attraverso appalti pubblici, sussidi e semplificazioni. Peccato che l’etichetta “Made in EU” non significhi affatto prodotto in Unione Europea. L’atto estende la definizione a qualsiasi paese con cui Bruxelles ha un accordo di libero scambio (FTA): oltre 40 intese che coprono più di 70 partner, dal Canada al Vietnam, dalla Corea del Sud all’Ucraina.

Il risultato è un paradosso normativo: l’unico produttore realmente estromesso dal perimetro protetto è la Cina, mentre le importazioni da decine di altri paesi restano del tutto legittime. Come nota Wood Mackenzie, la quota della manifattura europea nel PIL globale è già scesa dal 17,4% al 14,3% tra il 2000 e il 2024, e l’IAA rischia di non invertire la tendenza proprio perché non introduce barriere sufficienti. Un ritardo di tre anni nell’attuazione delle misure più incisive – sempre secondo l’analisi – potrebbe lasciare l’Europa indietro di un intero ciclo tecnologico rispetto alla Cina, che nel frattempo continua a innovare su celle perovskite, tandem e moduli a eterogiunzione. Mentre si discute di etichette e accordi commerciali, cosa succede alle fabbriche che dovrebbero beneficiare di queste politiche?

Fabbriche che chiudono, utili che svaniscono

Già i segnali sono inequivocabili. Lo scorso giugno 2024, Meyer Burger, uno dei nomi storici del fotovoltaico europeo, ha spostato la produzione dalla Germania all’Arizona. La motivazione ufficiale parla di attendismo delle autorità europee, che non hanno preso “alcuna decisione sulle misure di sostegno politico per rimediare alle attuali distorsioni del mercato create dall’eccesso di offerta e dal dumping sui prezzi dei moduli solari”. L’eccesso di offerta cinese, unito a prezzi artificialmente bassi, ha schiacciato i margini di chiunque provasse a competere senza una catena di fornitura integrata verticalmente.

I dati globali confermano la deriva. Nel primo semestre del 2025, i primi dieci produttori mondiali hanno spedito 224 GW di moduli, pari al 75% del totale, ma hanno anche registrato una perdita netta complessiva di 2,2 miliardi di dollari. Un bagno di sangue che mostra come neppure i giganti asiatici siano immuni dalla guerra dei prezzi, e che rende evidente quanto sia fragile qualsiasi velleità di re-shoring in assenza di protezioni vere. La capacità produttiva attuale dell’Ue per i moduli, all’inizio del 2025, era di appena 14,1 GW: una goccia nel mare della domanda prevista, e una base troppo esigua per attrarre investimenti nella chimica, nel vetro, nei telai e nelle giunzioni che compongono la filiera.

L’autonomia energetica europea non si costruisce a colpi di etichette, ma riducendo il gap di costo e chiudendo le falle normative. L’Industrial Accelerator Act, così com’è, protegge poco più che dalla Cina, mentre lascia campo libero a fornitori di paesi FTA che possono sfruttare gli stessi differenziali di prezzo. Senza un meccanismo che leghi gli incentivi al contenuto effettivamente prodotto in Ue, e senza una politica industriale che abbatta il costo del capitale e dell’energia per le fabbriche europee, il “Made in EU” resterà un guscio vuoto. E tra quattro anni, quando il fabbisogno avrà superato i 100 GW, scopriremo che l’unica filiera davvero accelerata è stata quella delle importazioni.

La revisione Ue introduce tre nuove categorie, ma apre ai fossili nella fascia “transizione”

Un labirinto di etichette

Fino a oggi, orientarsi era un esercizio per iniziati. Un fondo poteva dichiararsi «Articolo 8» (promuove caratteristiche ambientali o sociali) o «Articolo 9» (ha un obiettivo di sostenibilità dichiarato), ma senza che queste parole corrispondessero a criteri univoci o facilmente verificabili. Così, due prodotti con la stessa sigla potevano contenere strategie molto diverse, e il risparmiatore comune restava con un pugno di mosche in mano. La revisione dell’intero quadro normativo, avviata proprio per rimediare a questa cacofonia, ha ricevuto un’accelerazione nei giorni scorsi: il 24 giugno 2026, la posizione negoziale del Consiglio dell’UE ha messo sul tavolo un nuovo sistema di categorizzazione. L’obiettivo dichiarato è passare da un’informativa astrusa a poche categorie chiare. Ma il diavolo, come spesso accade, si annida nei dettagli – e in un compromesso politico che rischia di aumentare la confusione invece di dissolverla.

Fossili in transizione: il compromesso

Il cuore del mandato negoziale del Consiglio è l’apertura esplicita alle società attive nel settore dei combustibili fossili. In base a quanto concordato, un’impresa che estrae o vende petrolio e gas può rientrare nella categoria «transizione» se destina il 20% delle proprie spese in conto capitale ad attività allineate alla tassonomia verde europea e ha un piano credibile, con scadenze definite, per ridurre le emissioni di gas serra. Tradotto: per ogni 100 euro investiti in nuovi impianti, almeno 20 devono andare a progetti verdi – e gli altri 80 possono ancora finanziare trivelle e gasdotti. Il Consiglio ha previsto un quarto indicatore obbligatorio per la valutazione degli impatti negativi di questi investimenti, nel tentativo di migliorare la trasparenza su ciò che davvero c’è dentro il fondo. Ma per il risparmiatore che cerca prodotti autenticamente sostenibili, la sfida si complica: un’etichetta «transizione» potrebbe ospitare titoli di compagnie petrolifere, purché il gestore dimostri che stanno destinando una quota minoritaria delle loro risorse alla svolta verde. La domanda diventa: quanto è facile, per chi non ha competenze finanziarie, distinguere un fondo che finanzia la transizione vera da uno che fa solo un po’ di maquillage verde? E chi paga il conto della complessità se poi il greenwashing si nasconde proprio dentro le nuove categorie?

Tre categorie per orientarsi (forse)

Eppure, la revisione introduce anche alcune novità che potrebbero aiutare. Il Consiglio ha delineato tre nuove categorie di prodotto per sostituire i vecchi riferimenti agli Articoli 8 e 9. La prima è «sostenibile»: dentro ci finiscono investimenti in aziende o progetti che già rispettano standard elevati di sostenibilità. La seconda è «transizione»: raccoglie imprese e iniziative che non sono ancora sostenibili ma stanno seguendo un percorso credibile per diventarlo – ed è qui che si colloca l’apertura ai combustibili fossili, con i paletti di cui abbiamo parlato. La terza, «ESG di base», riguarda tutti gli altri prodotti che integrano approcci ambientali, sociali o di governance, ma senza soddisfare i criteri delle due categorie superiori. È una semplificazione che, sulla carta, dovrebbe rendere più immediata la lettura dell’offerta finanziaria. C’è però un’altra scappatoia che vale la pena conoscere: il mandato del Consiglio esenta i fondi di investimento alternativi offerti esclusivamente a investitori professionali dall’obbligo di applicare queste categorizzazioni. La motivazione ufficiale è che i professionisti non avrebbero bisogno dello stesso livello di informazione standardizzata dei piccoli risparmiatori. In pratica, una fetta di mercato resterà fuori dalle nuove regole, con un onere amministrativo ridotto per i gestori ma anche con un occhio alla trasparenza un po’ meno aperto.

Alla fine della giostra, chi mette i propri soldi in un fondo etichettato come sostenibile o in transizione ha un compito in più: non fidarsi solo dell’etichetta. La trasparenza si costruisce un dato alla volta. Controlla sempre cosa finanzia davvero il tuo investimento – i fondi sono obbligati a pubblicare la lista delle partecipazioni – e chiedi al tuo consulente il nuovo indicatore di impatto negativo, quello che il Consiglio ha reso obbligatorio proprio per rendere più visibili i rischi ambientali e sociali. In attesa che il testo finale diventi legge dopo il negoziato con il Parlamento europeo, la bussola resta la stessa: meno sigle, più sostanza.

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.

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.

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.