Category: Solare e fotovoltaico

L’azienda Grafica Veneta ha creato una piattaforma per sviluppare impianti fotovoltaici dopo aver saturato il tetto della sede

Centomila metri quadrati di pannelli solari sul tetto. Non è fantascienza, ma quello che Grafica Veneta ha realizzato nella sua sede di Trebaseleghe, in provincia di Padova. Un impianto che oggi sfiora i 9 MWp di potenza e permette di risparmiare circa 3.500 tonnellate di CO₂ all’anno. Ma quella stessa azienda — parte del Gruppo SoFiGraf — ha deciso che non basta più: è di oggi la notizia che il gruppo ha creato GV Energy, piattaforma per lo sviluppo e gestione di impianti fotovoltaici, e ha già messo a segno la sua prima grande operazione con l’acquisizione di Helios 55, un progetto agrivoltaico da 55 MW nel Comune di Foggia.

La notizia racconta qualcosa di più di un’azienda che diversifica. Racconta un percorso che molte imprese italiane potrebbero seguire: prima si copre il tetto di pannelli per tagliare la bolletta, poi ci si rende conto che l’energia non è solo un costo da abbattere, ma può diventare una voce di ricavo. E quando il tetto non basta più, si guarda al terreno — con una formula, quella agrivoltaica, che permette di produrre elettricità senza rinunciare all’uso agricolo del suolo.

Energia stampata sul tetto

La storia dell’impianto fotovoltaico di Grafica Veneta è un buon punto di partenza per capire quanto convenga, in concreto, investire nell’autoproduzione. L’impianto sul tetto dell’HQ di Trebaseleghe ha raggiunto i 100 mila metri quadrati di estensione già nel 2012, con circa 30 mila moduli installati. Oggi la capacità dell’impianto è di quasi 9 MWp — una taglia da media centrale, ma su un tetto industriale — e garantisce un risparmio di circa 3.500 tonnellate di CO₂ l’anno.

Tradotto in soldi: un impianto di queste dimensioni, in una fascia solare come quella del Nord-Est, può produrre indicativamente tra i 9 e i 10 milioni di kWh all’anno. Con un costo medio dell’energia elettrica per un’azienda energivora che negli ultimi anni ha oscillato tra i 15 e i 25 centesimi al kWh, il risparmio annuo si aggira tra 1,5 e 2,5 milioni di euro. L’investimento iniziale per un impianto da 9 MWp — installato oltre un decennio fa, quando i prezzi dei moduli erano più alti di oggi — si è quasi certamente ripagato da anni. E da allora è margine netto.

Non serve essere una multinazionale per ottenere risultati simili, proporzionalmente. Un’azienda con 2.000 metri quadrati di tetto può installare circa 200 kWp, con un investimento che oggi, grazie al calo dei prezzi dei moduli (siamo scesi sotto i 20 centesimi al watt per i pannelli), si aggira sui 150-200 mila euro prima delle detrazioni. Con le agevolazioni fiscali ancora disponibili per le imprese, il tempo di rientro può scendere sotto i cinque anni. Poi, per i successivi venti o venticinque anni, l’energia è gratis.

Ma c’è un limite fisico: il tetto ha una superficie finita. E quando un’azienda come Grafica Veneta — che stampa libri per mezza Europa e consuma quantità industriali di elettricità — arriva a coprirlo tutto, la domanda successiva è inevitabile: e adesso?

Dallo stampatore al produttore di energia

La risposta è arrivata oggi, con la creazione di GV Energy e l’acquisizione del progetto Helios 55. Il Gruppo SoFiGraf, che controlla Grafica Veneta, ha costruito una piattaforma dedicata allo sviluppo, acquisizione, costruzione e gestione di impianti fotovoltaici. Non si tratta più di autoconsumo: si tratta di diventare produttori di energia a tutti gli effetti, vendendo l’elettricità generata in rete o attraverso contratti di lungo termine con altri soggetti industriali.

Il progetto di Foggia, con i suoi 55 MW di potenza prevista, è sei volte più grande del tetto di Trebaseleghe. E porta con sé un elemento nuovo: è un impianto agrivoltaico, pensato per convivere con l’attività agricola sul terreno sottostante. I pannelli saranno sollevati e distanziati in modo da permettere la coltivazione o il pascolo tra le file. Una soluzione che qualche anno fa sarebbe stata considerata di nicchia, ma che oggi è diventata la strada obbligata per chiunque voglia sviluppare impianti a terra di taglia rilevante in Italia.

Agrivoltaico: la nuova normalità

Il progetto Helios 55 si inserisce in un quadro nazionale in piena evoluzione. L’obiettivo nazionale è ambizioso: l’Italia deve aggiungere circa 65 GW di nuova potenza da rinnovabili entro il 2030 rispetto all’installato attuale. E dopo il decreto-legge Agricoltura, entrato in vigore nel 2024, realizzare grandi impianti a terra significa essenzialmente progettare impianti agrivoltaici. Le regole sono cambiate per rispondere a una critica legittima — quella di non sacrificare terreno fertile in nome della transizione energetica — e hanno ridisegnato il perimetro di ciò che è autorizzabile.

Per chi fa impresa, questo cambiamento normativo non è un freno ma un’opportunità. Un’azienda con disponibilità di terreni — propri o in affitto — può valutare un investimento che unisce due flussi di ricavo: la vendita di energia e la produzione agricola. I bandi del PNRR per l’agrivoltaico, pur con tutte le complessità burocratiche del caso, hanno messo sul piatto oltre un miliardo di euro di contributi a fondo perduto. E il costo della tecnologia continua a scendere: i moduli bifacciali — che catturano la luce da entrambi i lati e si adattano bene alle installazioni sopraelevate tipiche dell’agrivoltaico — costano oggi meno della metà rispetto a cinque anni fa.

Il panorama competitivo, intanto, si sta popolando. Proprio in queste ore, in Sicilia, è stato inaugurato il primo impianto fotovoltaico italiano sopra i 200 MW: Iberdrola Fenix, 243 MW di potenza, più del doppio rispetto al precedente record italiano detenuto dal Parco Solare Troia in Puglia (103 MW). Numeri che fino a pochi anni fa sembravano impensabili nel nostro Paese, e che oggi indicano una direzione chiara: il fotovoltaico di grande taglia, a terra o sopraelevato, sta uscendo dalla fase pionieristica per entrare in quella industriale.

In questo scenario, la mossa di un’azienda come Grafica Veneta — che non è un utility, né un fondo infrastrutturale, ma un’impresa manifatturiera — dice qualcosa di importante. Dice che la transizione energetica non è un affare riservato ai grandi player del settore. E dice che il percorso è replicabile: si parte dal tetto, si impara a gestire l’energia, si accumula esperienza, e quando si è pronti si scala. Con un vantaggio competitivo non banale: chi produce energia per il proprio consumo conosce i costi, i rischi e i margini meglio di chiunque altro.

Quanto convenga davvero un progetto agrivoltaico dipende da molti fattori: la latitudine (al Sud si produce circa il 30% in più che al Nord per kW installato), la distanza dalla rete elettrica, i costi di connessione, la destinazione agricola del terreno, la presenza o meno di contributi pubblici. Non è una soluzione per tutti. Ma per un numero crescente di imprese italiane con terreni disponibili e consumi energetici significativi, i conti stanno diventando interessanti anche senza incentivi. I tempi di rientro per un impianto agrivoltaico ben progettato si aggirano tra i sette e i dieci anni, con una vita utile che supera i trenta. E nel frattempo il terreno continua a produrre — foraggio, ortaggi, allevamento — con una resa che gli studi più recenti stimano tra il 60 e l’80% rispetto a un campo aperto, a seconda della configurazione.

Per le aziende italiane, l’agrivoltaico è la chiave per unire risparmio e sostenibilità senza dover scegliere tra pannelli e raccolto. E non serve essere una multinazionale: basta un tetto, o un terreno, e la volontà di guardare all’energia non più come a un costo fisso ma come a un’opportunità di investimento. Il caso di Grafica Veneta e GV Energy dimostra che quel salto — dal tetto al campo — non è un azzardo, ma il passo successivo di un percorso già collaudato.

L’azienda Grafica Veneta ha creato una piattaforma per sviluppare impianti fotovoltaici dopo aver saturato il tetto della sede

Centomila metri quadrati di pannelli solari sul tetto. Non è fantascienza, ma quello che Grafica Veneta ha realizzato nella sua sede di Trebaseleghe, in provincia di Padova. Un impianto che oggi sfiora i 9 MWp di potenza e permette di risparmiare circa 3.500 tonnellate di CO₂ all’anno. Ma quella stessa azienda — parte del Gruppo SoFiGraf — ha deciso che non basta più: è di oggi la notizia che il gruppo ha creato GV Energy, piattaforma per lo sviluppo e gestione di impianti fotovoltaici, e ha già messo a segno la sua prima grande operazione con l’acquisizione di Helios 55, un progetto agrivoltaico da 55 MW nel Comune di Foggia.

La notizia racconta qualcosa di più di un’azienda che diversifica. Racconta un percorso che molte imprese italiane potrebbero seguire: prima si copre il tetto di pannelli per tagliare la bolletta, poi ci si rende conto che l’energia non è solo un costo da abbattere, ma può diventare una voce di ricavo. E quando il tetto non basta più, si guarda al terreno — con una formula, quella agrivoltaica, che permette di produrre elettricità senza rinunciare all’uso agricolo del suolo.

Energia stampata sul tetto

La storia dell’impianto fotovoltaico di Grafica Veneta è un buon punto di partenza per capire quanto convenga, in concreto, investire nell’autoproduzione. L’impianto sul tetto dell’HQ di Trebaseleghe ha raggiunto i 100 mila metri quadrati di estensione già nel 2012, con circa 30 mila moduli installati. Oggi la capacità dell’impianto è di quasi 9 MWp — una taglia da media centrale, ma su un tetto industriale — e garantisce un risparmio di circa 3.500 tonnellate di CO₂ l’anno.

Tradotto in soldi: un impianto di queste dimensioni, in una fascia solare come quella del Nord-Est, può produrre indicativamente tra i 9 e i 10 milioni di kWh all’anno. Con un costo medio dell’energia elettrica per un’azienda energivora che negli ultimi anni ha oscillato tra i 15 e i 25 centesimi al kWh, il risparmio annuo si aggira tra 1,5 e 2,5 milioni di euro. L’investimento iniziale per un impianto da 9 MWp — installato oltre un decennio fa, quando i prezzi dei moduli erano più alti di oggi — si è quasi certamente ripagato da anni. E da allora è margine netto.

Non serve essere una multinazionale per ottenere risultati simili, proporzionalmente. Un’azienda con 2.000 metri quadrati di tetto può installare circa 200 kWp, con un investimento che oggi, grazie al calo dei prezzi dei moduli (siamo scesi sotto i 20 centesimi al watt per i pannelli), si aggira sui 150-200 mila euro prima delle detrazioni. Con le agevolazioni fiscali ancora disponibili per le imprese, il tempo di rientro può scendere sotto i cinque anni. Poi, per i successivi venti o venticinque anni, l’energia è gratis.

Ma c’è un limite fisico: il tetto ha una superficie finita. E quando un’azienda come Grafica Veneta — che stampa libri per mezza Europa e consuma quantità industriali di elettricità — arriva a coprirlo tutto, la domanda successiva è inevitabile: e adesso?

Dallo stampatore al produttore di energia

La risposta è arrivata oggi, con la creazione di GV Energy e l’acquisizione del progetto Helios 55. Il Gruppo SoFiGraf, che controlla Grafica Veneta, ha costruito una piattaforma dedicata allo sviluppo, acquisizione, costruzione e gestione di impianti fotovoltaici. Non si tratta più di autoconsumo: si tratta di diventare produttori di energia a tutti gli effetti, vendendo l’elettricità generata in rete o attraverso contratti di lungo termine con altri soggetti industriali.

Il progetto di Foggia, con i suoi 55 MW di potenza prevista, è sei volte più grande del tetto di Trebaseleghe. E porta con sé un elemento nuovo: è un impianto agrivoltaico, pensato per convivere con l’attività agricola sul terreno sottostante. I pannelli saranno sollevati e distanziati in modo da permettere la coltivazione o il pascolo tra le file. Una soluzione che qualche anno fa sarebbe stata considerata di nicchia, ma che oggi è diventata la strada obbligata per chiunque voglia sviluppare impianti a terra di taglia rilevante in Italia.

Agrivoltaico: la nuova normalità

Il progetto Helios 55 si inserisce in un quadro nazionale in piena evoluzione. L’obiettivo nazionale è ambizioso: l’Italia deve aggiungere circa 65 GW di nuova potenza da rinnovabili entro il 2030 rispetto all’installato attuale. E dopo il decreto-legge Agricoltura, entrato in vigore nel 2024, realizzare grandi impianti a terra significa essenzialmente progettare impianti agrivoltaici. Le regole sono cambiate per rispondere a una critica legittima — quella di non sacrificare terreno fertile in nome della transizione energetica — e hanno ridisegnato il perimetro di ciò che è autorizzabile.

Per chi fa impresa, questo cambiamento normativo non è un freno ma un’opportunità. Un’azienda con disponibilità di terreni — propri o in affitto — può valutare un investimento che unisce due flussi di ricavo: la vendita di energia e la produzione agricola. I bandi del PNRR per l’agrivoltaico, pur con tutte le complessità burocratiche del caso, hanno messo sul piatto oltre un miliardo di euro di contributi a fondo perduto. E il costo della tecnologia continua a scendere: i moduli bifacciali — che catturano la luce da entrambi i lati e si adattano bene alle installazioni sopraelevate tipiche dell’agrivoltaico — costano oggi meno della metà rispetto a cinque anni fa.

Il panorama competitivo, intanto, si sta popolando. Proprio in queste ore, in Sicilia, è stato inaugurato il primo impianto fotovoltaico italiano sopra i 200 MW: Iberdrola Fenix, 243 MW di potenza, più del doppio rispetto al precedente record italiano detenuto dal Parco Solare Troia in Puglia (103 MW). Numeri che fino a pochi anni fa sembravano impensabili nel nostro Paese, e che oggi indicano una direzione chiara: il fotovoltaico di grande taglia, a terra o sopraelevato, sta uscendo dalla fase pionieristica per entrare in quella industriale.

In questo scenario, la mossa di un’azienda come Grafica Veneta — che non è un utility, né un fondo infrastrutturale, ma un’impresa manifatturiera — dice qualcosa di importante. Dice che la transizione energetica non è un affare riservato ai grandi player del settore. E dice che il percorso è replicabile: si parte dal tetto, si impara a gestire l’energia, si accumula esperienza, e quando si è pronti si scala. Con un vantaggio competitivo non banale: chi produce energia per il proprio consumo conosce i costi, i rischi e i margini meglio di chiunque altro.

Quanto convenga davvero un progetto agrivoltaico dipende da molti fattori: la latitudine (al Sud si produce circa il 30% in più che al Nord per kW installato), la distanza dalla rete elettrica, i costi di connessione, la destinazione agricola del terreno, la presenza o meno di contributi pubblici. Non è una soluzione per tutti. Ma per un numero crescente di imprese italiane con terreni disponibili e consumi energetici significativi, i conti stanno diventando interessanti anche senza incentivi. I tempi di rientro per un impianto agrivoltaico ben progettato si aggirano tra i sette e i dieci anni, con una vita utile che supera i trenta. E nel frattempo il terreno continua a produrre — foraggio, ortaggi, allevamento — con una resa che gli studi più recenti stimano tra il 60 e l’80% rispetto a un campo aperto, a seconda della configurazione.

Per le aziende italiane, l’agrivoltaico è la chiave per unire risparmio e sostenibilità senza dover scegliere tra pannelli e raccolto. E non serve essere una multinazionale: basta un tetto, o un terreno, e la volontà di guardare all’energia non più come a un costo fisso ma come a un’opportunità di investimento. Il caso di Grafica Veneta e GV Energy dimostra che quel salto — dal tetto al campo — non è un azzardo, ma il passo successivo di un percorso già collaudato.

Il paradosso del solare alpino: più si installa, più si rischia di saturare la rete

La strozzatura in quota

Il trasformatore di media tensione che serve una valle alpina elvetica va in saturazione. Non è un guasto imprevisto ma la conseguenza diretta di una mattinata di sole pieno, con decine di tetti fotovoltaici che pompano elettricità simultaneamente nella rete di distribuzione. È il quadro che emerge da un’analisi sulle potenzialità fotovoltaiche della Svizzera pubblicata ieri, e racconta di un sistema che sta raggiungendo i propri limiti fisici molto prima di quelli politici.

Il meccanismo è lineare quanto spietato. In una valle alpina tipica, la rete di distribuzione è stata dimensionata decenni fa per un flusso unidirezionale: l’elettricità scendeva dalla media tensione verso le utenze, punto. Oggi, con la diffusione degli impianti fotovoltaici sui tetti, il flusso si inverte nelle ore di picco produttivo. L’energia cerca di risalire verso monte, ma i trasformatori — progettati per gestire carichi in discesa, non iniezioni massicce in risalita — entrano in saturazione. Quando un trasformatore di media tensione satura, la sua capacità di regolare la tensione crolla: scattano le protezioni, e porzioni di rete vengono isolate. In una giornata di sole pieno, con produzione massima e consumi locali modesti, le reti di distribuzione nelle regioni montuose stanno già raggiungendo i limiti di capacità, con trasformatori e linee che diventano colli di bottiglia. Senza potenziamenti o sistemi di accumulo, alcuni produttori di energia solare potrebbero subire ritardi nell’allacciamento o limitazioni della produzione.

Non è un problema di domani. È già oggi, e colpisce proprio le zone che sulla carta offrono le migliori prestazioni fotovoltaiche: l’irraggiamento invernale in quota, complice il riversamento da neve e le temperature più basse che favoriscono il rendimento dei moduli, può superare nettamente quello di pianura. Ma la rete che serve quegli installatori non è stata pensata per raccogliere energia diffusa su centinaia di punti di iniezione. Il risultato è un paradosso tecnico: più installi, più rischi di saturare l’infrastruttura che dovrebbe valorizzare la tua produzione.

Il limite, insomma, non è nei pannelli. È nella rete. Eppure la politica ha appena dato il via libera più deciso di sempre.

La spinta da Berna

Eppure, proprio mentre i trasformatori di valle vanno in saturazione, Berna ha accelerato la corsa. A metà 2024, con l’approvazione della legge federale, la Svizzera ha introdotto disposizioni legislative che rendono obbligatoria l’espansione delle energie rinnovabili, accompagnata da misure su resilienza della rete e stoccaggio. È l’ultimo tassello di una traiettoria tracciata oltre un decennio fa: nel marzo 2011, dopo l’incidente di Fukushima Daiichi, il Consiglio federale elvetico sospese le procedure per nuove licenze nucleari e avviò il percorso di eliminazione graduale del nucleare. Una scelta che ha reso l’espansione delle rinnovabili non più un’opzione, ma una necessità strutturale.

La cifra che dà concretezza a questa traiettoria è nel Mantelerlass, il decreto quadro approvato nel settembre 2023: 35 TWh all’anno da nuove tecnologie verdi entro il 2035. Significa chiedere alle rinnovabili non idroelettriche di raggiungere, in poco più di un decennio, volumi produttivi paragonabili a quelli che l’idroelettrico ha accumulato in un secolo — una richiesta senza precedenti per il sistema elettrico elvetico.

Per accelerare, da gennaio 2026 sono entrate in vigore riforme normative che semplificano le procedure di autorizzazione per progetti solari su piccola scala e per la trasmissione a media tensione. Gli incentivi recenti, inoltre, favoriscono nettamente il fotovoltaico rispetto a eolico e idroelettrico di piccola taglia, in particolare nelle zone alpine dove l’irraggiamento invernale può offrire prestazioni migliori. L’intenzione è chiara: sbloccare il potenziale dei tetti e dei versanti ben esposti, riducendo l’attrito burocratico che per anni ha frenato le installazioni.

Ma sulla carta i numeri tornano. È quando scendi in valle che l’equazione si complica.

Cosa cambia per chi posa i moduli

E infatti. Per un installatore che oggi propone un impianto fotovoltaico in una valle alpina, il quadro è fatto di incentivi favorevoli e procedure semplificate — una combinazione che fino a due anni fa sarebbe stata impensabile. Ma il preventivo deve ora includere una variabile che non dipende né dal tetto né dai moduli: la capacità residua del trasformatore di zona. Se quella capacità è esaurita, l’allacciamento può slittare di mesi o anni, in attesa che il gestore di rete pianifichi e finanzi il potenziamento. In alcuni casi, al produttore può essere imposto un limite alla potenza immessa — un taglio secco al ritorno economico dell’investimento.

Il rischio sistemico è disegnato con chiarezza nell’analisi pubblicata ieri: senza un’accelerazione degli investimenti in rinnovabili, soluzioni di flessibilità e regolamentazione semplificata, la Svizzera rischia difficoltà di approvvigionamento durante l’inverno e congestioni della rete nei periodi di picco. Il paradosso è che il solare alpino — celebrato per la sua capacità di produrre proprio nei mesi in cui la domanda è massima e l’idroelettrico è in magra — rischia di essere frenato dall’infrastruttura che dovrebbe trasportarlo a valle.

Poi c’è l’ostacolo che nessuna riforma tecnica può aggirare del tutto: l’opposizione locale. I pannelli in alta quota, specialmente se montati a terra su versanti visibili, accendono resistenze che vanno ben oltre la sindrome NIMBY classica. In un paese dove il paesaggio alpino è parte dell’identità nazionale, ogni progetto deve negoziare con comitati e vincoli paesaggistici, allungando i tempi anche dove le procedure sono state semplificate.

La transizione svizzera rischia di essere tradita dalla propria infrastruttura. Chi installa deve iniziare a ragionare in termini di capacità di ospitalità della rete, non solo di tetti disponibili. Non basta più chiedersi se il tetto è ben esposto: bisogna chiedersi se il trasformatore a valle ha ancora spazio per accogliere quei kilowattora. E in molte valli, la risposta inizia a essere no.

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.

Il bando da 297mila euro per due scuole sarde mostra il divario tra hardware e gestione

243 megawatt contro 297mila euro. Non è una sfida, ma la fotografia di due Italie dell’energia: quella dei grandi numeri da inaugurazione e quella della concretezza quotidiana. Ieri, in Sicilia, si è acceso il più grande impianto fotovoltaico mai operativo in Italia: 243 MW, 413.000 moduli bifacciali, una produzione annua stimata di circa 400 GWh. Oggi, a Fluminimaggiore, un comune di 2.500 abitanti nel Sud Sardegna, si progetta qualcosa di molto più piccolo — ma forse più utile alla transizione reale: un bando da 297.859 euro per impianti fotovoltaici con accumulo sulle coperture della scuola dell’infanzia e primaria e della scuola secondaria di primo grado. La scadenza per le offerte è il 9 luglio.

Pannelli e batterie: la differenza è nell’accumulo

L’impianto siciliano Iberdrola Fenix produce circa 400 GWh all’anno e li immette in rete quando il sole colpisce i moduli bifacciali — che catturano luce su entrambi i lati, aumentando la resa per metro quadro. È un sistema monodirezionale: genera e basta. Il progetto di Fluminimaggiore, invece, integra un accumulo — batterie che disaccoppiano la generazione dal consumo. Per una scuola, il problema non è tanto quanta energia si produce in un anno, ma quando la si può usare.

Una primaria consuma elettricità di mattina, tra ottobre e maggio, quando le aule sono piene, le luci accese e i computer in funzione. D’estate, quando i pannelli rendono al massimo grazie all’irraggiamento, l’edificio è vuoto. Senza batterie, l’energia estiva andrebbe ceduta alla rete a prezzi all’ingrosso — oggi spesso sotto i 5 centesimi per kWh — mentre a settembre si tornerebbe a comprarla a prezzo pieno, quattro o cinque volte tanto. Con un sistema di accumulo, il surplus di luglio può essere immagazzinato, anche se con rendimenti che realisticamente si aggirano attorno all’85-90% per ogni ciclo carica-scarica, e utilizzato quando serve. È la differenza tra produrre elettricità e averne il controllo.

Su una scala di 297mila euro e due tetti scolastici, il ragionamento è industrialmente sensato: dimensionare i moduli per coprire il fabbisogno annuo, aggiungere batterie per spostare l’energia nel tempo, ridurre il prelievo dalla rete nei mesi invernali. Non è un prototipo sperimentale né una promessa tecnologica: è ingegneria applicata a un problema concreto. Ma proprio perché è concreto, il sistema richiede qualcuno che lo gestisca. E qui il racconto cambia.

La casella (quasi) vuota dell’energy manager

Un impianto fotovoltaico con accumulo non è un lampione. Richiede manutenzione predittiva sugli inverter, monitoraggio dello stato di salute delle batterie, regolazione dei cicli di carica in base ai profili di consumo stagionali. Nei comuni italiani, la figura che dovrebbe occuparsi di tutto questo è l’energy manager — un tecnico che pianifica gli acquisti di energia, ottimizza i consumi e tiene sotto controllo gli impianti di generazione. Peccato che, stando ai dati più recenti, l’energy manager nei comuni resti una figura rara: solo 50 capoluoghi su 109 l’hanno nominato. Dieci regioni su venti. E a Fluminimaggiore, 2.500 abitanti e un ufficio tecnico che probabilmente si conta sulle dita di una mano, l’energy manager quasi certamente non esiste.

Il paradosso è evidente: si finanzia l’installazione di sistemi tecnicamente sofisticati, ma non si copre il costo della competenza necessaria a farli funzionare bene per quindici o vent’anni. Una batteria mal gestita — ciclata troppo in profondità, lasciata a temperature elevate, mai ricalibrata — può perdere il 30% della capacità in meno di cinque anni. Senza una figura dedicata, il rischio è che l’impianto di Fluminimaggiore funzioni a dovere per i primi due anni e poi venga progressivamente abbandonato a un funzionamento subottimale, vanificando il senso dell’investimento.

L’ordinanza che non sistema le aree idonee

Se la mancanza di competenze tecniche è un freno operativo, l’incertezza normativa è quello strategico. Già nel 2024, l’ordinanza della Corte Costituzionale (la n. 115) si è espressa su parti della legge sarda per le aree idonee — la n. 20 del 2024 — ma ha solo scalfito il problema, senza risolverlo. Restano nodi aperti su quali superfici, con quali vincoli e con quali iter autorizzativi si possa installare nuovo fotovoltaico in Sardegna. Per un’amministrazione che volesse replicare il modello Fluminimaggiore su altre scuole, il percorso resta disseminato di ostacoli: il rischio concreto è che un bando ben scritto si impantani in un ricorso o in un parere difforme, scoraggiando sia i progettisti che le imprese.

Per chi installa e gestisce realtà come le scuole sarde, la vera barriera non è più il costo dei pannelli — sceso sotto i 20 centesimi per watt per i moduli standard — né la chimica delle batterie, ormai matura. È l’assenza sistematica di figure tecniche dentro gli enti locali e un quadro normativo che cambia ogni due anni senza mai chiudere i conti con la chiarezza. Il progetto di Fluminimaggiore ha tutte le carte in regola dal punto di vista tecnico: fotovoltaico su coperture esistenti, accumulo per l’autoconsumo, edifici pubblici con profili di consumo prevedibili. Ma poggia su un terreno istituzionale fragile. Se vogliamo che non resti un’iniziativa isolata — un altro piccolo numero in una statistica — bisogna smettere di finanziare solo la parte hardware della transizione e cominciare a investire su chi quell’hardware deve farlo funzionare, giorno dopo giorno, per i prossimi vent’anni.