Rinnovabili 2030: obiettivo ancora lontano?

Fotovoltaico motore delle rinnovabili italiane, in una strategia climatica sempre più minata da contesti politici e burocratici poco definiti, con tutte le incognite dell’attesa del decreto FER X definitivo. Come è andato il 2024 e cosa possiamo aspettarci nell’anno in corso? Il Renewable Energy Report 2025 dell’Energy & Strategy della School of Management del Politecnico di Milano fotografa un settore maturo. Ma, purtroppo, lontano dagli obiettivi della transizione energetica.

Le rinnovabili italiane nel 2024

Le rinnovabili italiane chiudono il 2024 con un aumento complessivo del 16% rispetto all’anno precedente. Per la seconda volta consecutiva, nel fotovoltaico le nuove installazioni superano i 5 GW, stabilendo un inedito “livello di regime” e portando la potenza totale annuale a 6.027 MW (+15%). L’eolico segna un’inversione di tendenza sul 2023, con 612 MW di nuova potenza, +26%, ma continua a incidere poco nel mix energetico italiano.

Nonostante queste cifire, l’Italia è ancora lontana da una traiettoria di crescita compatibile con l’obiettivo al 2030 di raddoppiare la capacità totale installata, da 50 GW a 107 GW. Per farlo, bisognerebbe aggiungere ogni anno il 40% in più rispetto ai volumi attuali.

Fotovoltaico commerciale e industriale

Il fotovoltaico si conferma dunque “locomotiva” delle rinnovabili italiane e supera in valore assoluto il precedente record del 2023, con un incremento di 795 MW rispetto all’anno precedente. Eppure, qualcosa è cambiato. Soprattutto in termini di evoluzione della tipologia di installazioni. Diminuisce il numero di nuovi impianti, 281.981 contro i 373.929 del 2023, ma aumentano le installazioni di taglia media.

Nel 2024, infatti, la maggior parte della potenza installata, ovvero il 43%, pari a 2.584 MW, proviene dalla fascia superiore ai 1.000 kW. Praticamente il doppio rispetto al 22% dell’anno precedente. Questa tendenza riflette un contesto normativo e finanziario italiano, che favorisce la realizzazione di impianti di scala industriale o commerciale.

Rinnovabili 2030: l’eolico c’è, ma resta marginale

L’eolico italiano continua invece a non incidere sul panorama energetico nazionale, sia per volumi installati sia per diffusione geografica. L’aumento a doppia cifra è dovuto per il 95% a 61 nuovi impianti di fascia superiore a 1 MW. Mentre il numero totale di installazioni risale leggermente, da 82 a 84 unità, molto al di sotto delle 208 del 2022.

Il confronto con i principali paesi europei evidenzia ulteriormente il ritardo. Se in Italia rappresenta solo il 26% della capacità rinnovabile, in Germania arriva al 42%. In Francia e Spagna addirittura al 50%. I motivi? Secondo gli analisti del Politecnico di Milano sono molteplici:

• complessità orografica del territorio italiano,
• resistenze locali ai progetti eolici,
• procedure autorizzative complesse e frammentate,
• concentrazione limitata al Sud e alle Isole.

Fotovoltaico ed eolico: la diffusione geografica

L’analisi territoriale delle installazioni rinnovabili italiane rivela dinamiche differenziate. Nel fotovoltaico, il Nord mantiene il primato, con segnali di rallentamento, e il Sud accelera. Primo nelle performance il Lazio, grazie a un balzo in avanti di quasi 1.000 MW, dai 322 MW del 2023, a quota 1.256 MW. La Lombardia, pur registrando un lieve calo – 767 MW contro i 907 MW del 2023 -, mantiene la vetta della classifica per capacità complessiva installata.

Chi sale e chi scende nel fotovoltaico

In particolare, le regioni settentrionali più industrializzate mostrano una generale flessione:

• Veneto: da 680 MW del 2023 a 483 MW del 2024,
• Piemonte: riduzione di 84 MW,
• Emilia-Romagna: riduzione di 63 MW,
• Friuli-Venezia Giulia: unica eccezione positiva con +75 MW.

Il Sud e le isole vedono, al contrario, una crescita solida e diffusa:

• Sicilia: da 422 a 505 MW (+20%),
• Sardegna: da 204 a 324 MW (+59%),
• Puglia: da 243 a 287 MW (+18%),
• Campania: da 217 a 258 MW (+19%).
• Molise: da 19 a 48 MW (+153%).

Da notare, in sostanza, la graduale espansione nelle aree meno sviluppate, che potrebbero beneficiare di maggiori spazi disponibili, migliori condizioni di irraggiamento e minori costi del suolo.

L’eolico fa bene al Sud

Quanto all’eolico, il 2024 ripropone in gran parte la tradizionale “geografia” degli impianti, con una netta concentrazione al Sud e nelle isole maggiori. In Basilicata e Sardegna la potenza installata scende da 29 a 11 MW nella prima e da 73 a 23 MW nella seconda. All’opposto, la Campania vede un notevole incremento (da 117 a 218 MW). Così come Puglia (da 110 a 131 MW) e Sicilia (da 148 a 166 MW), mentre la Calabria addirittura quadruplica la capacità aggiuntiva arrivando a 45 MW.

Il Nord Italia, invece, resta immobile. Regioni come Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto ed Emilia-Romagna non registrano alcuna nuova potenza installata. Fa eccezione la Liguria con +10 MW. Toscana e Marche aggiungono entrambe 1 MW, in linea con l’anno precedente, mentre Lazio e Abruzzo migliorano leggermente i dati del 2023.

Rinnovabili 2030, tra sfide autorizzative e normative

Secondo Davide Chiaroni, vicedirettore di Energy & Strategy e responsabile dell’Osservatorio, “il problema non è più tanto tecnologico o economico, quanto autorizzativo e infrastrutturale. A fine 2024 risultavano oltre 161 GW di richieste in attesa, ma tempi lunghi e colli di bottiglia sulla rete stanno rallentando l’effettiva messa a terra dei progetti”.

Tra le criticità:

• tempi di approvazione: le procedure si protraggono spesso per anni, scoraggiando gli investitori e ritardando la messa in servizio degli impianti,
• frammentazione delle competenze: la distribuzione delle responsabilità tra Stato, Regioni e enti locali crea sovrapposizioni e incertezze procedurali,
• infrastrutture di rete inadeguate: la Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) necessita di significativi investimenti per gestire l’aumento della capacità rinnovabile.

Cercasi una governance coesa

“A livello europeo, il dibattito sul Clean Industrial Deal punta anche su tecnologie non-FER. Mentre in Italia è tornata centrale la discussione sul nucleare, segno che lo spazio politico delle rinnovabili non è più scontato – aggiunge Vittorio Chiesa, direttore di Energy & Strategy -. Sul piano normativo l’assenza del decreto FER X definitivo alimenta incertezza sugli orizzonti post-2025. Serve quindi una nuova fase di politica industriale e istituzionale, capace di semplificare le procedure autorizzative, accompagnare gli operatori con strumenti chiari, stabili e proporzionati, coordinare efficacemente le azioni tra Stato, Regioni e utility. Solo così sarà possibile trasformare l’interesse del mercato in nuova capacità installata e avvicinarsi agli obiettivi della transizione energetica”.

Incentivi frammentari e complessi

Anche sotto il profilo degli incentivi, il quadro cambia a seconda dei segmenti. Nel residenziale la fine del Superbonus ha lasciato un vuoto. Gli strumenti attualmente disponibili, come il Decreto CACER, sono più complessi, meno generosi e meno capaci di attivare investimenti su larga scala. Il passaggio da incentivi automatici a meccanismi con elevata burocrazia ha dunque ridotto l’appeal del fotovoltaico domestico.

Continuità, invece, per il segmento commerciale-industriale. Lo Scambio sul Posto, in vigore fino a settembre 2025, e il Ritiro Dedicato permettono di valorizzare l’energia in modo diretto. Il FER X transitorio offre accesso a tariffe incentivanti fino a 1 MW. Tuttavia, la nuova offerta di strumenti, tra cui l’Energy Release, resta in fase sperimentale. Non è chiaro se riuscirà a stimolare un’accelerazione nelle rinnovabili italiane.

L’appeal dei grandi impianti FER

Per gli impianti di grandi dimensioni l’interesse del mercato sembra invece più reattivo. La fine del FER 1 ha coinciso con il ritorno alla saturazione delle aste, grazie a tariffe più competitive (~75 €/MWh). Il nuovo meccanismo FER X, pur nella sua versione transitoria, ha già previsto contingenti significativi – 10 GW per il fotovoltaico e 4 GW per l’eolico – e una metodologia più dinamica per definire il prezzo. Nel medio periodo, però, si avverta la mancanza della versione a regime, attesa per il 2026.

Sul fronte economico, la redditività degli impianti dipende ancora da producibilità, investimenti negli asset fisici e taglia dell’impianto. Per il fotovoltaico su scala industriale, l’Lcoe (levelized cost of energy) nei siti migliori può attestarsi su 55-65 €/MWh. Mentre impianti piccoli e in zone poco favorevoli superano i 90 €/MWh. Per l’eolico onshore si oscilla tra 70 e 95 €/MWh.

“Gli scenari confermano il ruolo centrale degli incentivi – conclude Davide Chiaroni -. Grazie al decreto FER X, il tasso interno di rendimento per il fotovoltaico può spaziare tra 3,8% e 12,8%. Per l’eolico onshore tra -0,2% e 8%. Valori interessanti solo se accompagnati da buone condizioni tecniche e operative. Senza incentivo tutto questo non è sufficiente. E i contratti a lungo termine come i PPA, pur attenuando la volatilità, producono rendimenti più modesti, raramente superiori al 6% per il fotovoltaico e al 4% per l’eolico”. Un’adeguata leva finanziaria può migliorare la sostenibilità economica dei progetti rinnovabili italiani, ma resta un’opzione praticabile solo su impianti ben strutturati.