Rinnovabili appese tra burocrazia e troppi rischi. L’Italia avanza incerta sulle fonti green

La direzione è quella giusta e punta dritto agli obiettivi scritti nero su bianco nel Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (Pniec). Ma il passo, invece, è tutto da rivedere. L’Italia accelera un anno poi arranca il successivo, scatta ma dopo poco retrocede. E così, semplicemente, i numeri non tornano: per raggiungere i 131 gigawatt di potenza installata da fonti rinnovabili al 2030 (uno se non il principale obiettivo “green” fissato da Roma) dovrebbero essere messi a terra circa 10 nuovi GW all’anno. Peccato che nell’ultimo decennio il Paese non sia riuscito a spingersi oltre i 7,5 GW registrati nel 2024, per poi rallentare l’anno successivo a quota 7,2.

L’idroelettrico già oltre il target, indietro fotovoltaico ed eolico

Tirando le somme, a fine aprile il fotovoltaico aveva raggiunto 45,7 GW installati sull’obiettivo di quasi 80 e l’eolico, che ambisce a 28,1 GW, era a 13,9, mentre la geotermia era ormai prossima a traguardare il gigawatt auspicato. Diverso è il caso delle bioenergie e dell’idroelettrico, già ampiamente oltre i target al 2030, anche se le recenti siccità e lo stato degli impianti spesso inficiano sulla produzione effettiva.

Burocrazia lenta, il primo nodo da sciogliere

Ma cosa provoca il ritardo delle rinnovabili “all’italiana” e quali sono i nodi da scogliere per accelerare il processo? Il primo grande ostacolo è la burocrazia, una macchina spesso lenta e farraginosa, basata su un impianto normativo tassellato di aree grige e sovrapposizioni.

Autorizzare un nuovo parco eolico o un campo fotovoltaico può richiedere permessi regionali, il nulla osta paesaggistico del ministero della Cultura, valutazioni di impatto ambientale (Via), pareri di soprintendenze e, in ultima battuta, la connessione alla rete elettrica. Senza contare che molti progetti restano bloccati per anni prima dell’avvio del cantiere a causa di contenziosi locali o lungaggini legate ai vincoli paesaggistici. A gennaio 2026 - dati Legambiente - su 1.781 piani a fonti rinnovabili in fase di valutazione, quasi il 70% era ancora in attesa della conclusione dell’istruttoria tecnica Via, mentre 160 programmi attendevano una decisione da parte della presidenza del consiglio dei ministri.

«Fino a 7 anni per accendere un parco eolico»

«Una volta ottenuta l’autorizzazione, la costruzione invece è relativamente rapida», puntualizza Chiara Toccagni, counsel di Public Policy and Law dello studio K&L Gates, dipartimento Energy. «Dalla prima ideazione alla messa in esercizio, si possono stimare 2-5 anni per il fotovoltaico e 5-7 anni per l’eolico», prosegue l’avvocata. Molti investitori stranieri vengono attratti nel Bel Paese dall’alto prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica, ma spesso si trovano a fare i conti con un percorso più lento del previsto. «Dal punto di vista economico, ad oggi i tempi di ritorno dell’investimento si collocano generalmente tra i 6 e gli 10 anni per il fotovoltaico mentre per l’eolico, per cui i costi iniziali sono più elevati e i tempi autorizzativi più lunghi, il break-even si attesta indicativamente tra 8 e 11 anni».

Nimby, niente rinnovabili nel mio cortile

C’è poi un aspetto culturale che rischia di essere d’intralcio. Molti progetti vengono contestati dalle comunità locali, che in perfetto stile Nimby - not in my back yard (non nel mio cortile) si oppongono all’installazione di impianti “green” vicino ai propri centri d’interesse. L’esempio per eccellenza è la Sardegna, dove una legge regionale sulle aree idonee ha di fatto escluso quasi il 99% del territorio dalla possibilità di ospitare nuove rinnovabili. Il rischio per l’isola lo quantifica ancora una volta Legambiente: centrare gli obiettivi del 2030 con 20 anni di ritardo.

La geografia non aiuta

Proprio per la sua sagoma allungata, priva delle grandi aree pianeggianti tipiche della Spagna, e per la distribuzione di sole, vento e attività economiche, lo Stivale necessita di grande programmazione di sistema. Il sud produce molta energia rinnovabile, il nord ne consuma in grandi quantità. Terna, il gestore della rete elettrica, prevede di investire 23 miliardi per potenziare l’infrastruttura nazionale, con progetti come il Tyrrhenian Link, il collegamento sottomarino tra Campania, Sicilia e Sardegna, e l’Adriatic Link, che rafforzerà la capacità di scambio lungo la dorsale centro-sud.

Un ruolo rilevante lo giocano anche i sistemi di accumulo, un segmento meno maturo rispetto a quelli del solare o dell’eolico. Basti pensare che, secondo i calcoli di Bloomberg, nei prossimi mesi in Europa quasi 40 TWh di elettricità andranno sprecati perché la rete del continente non è in grado di gestirli. Quanto basta per fornire energia a Londra per un anno.

Prossima asta Macse il 24 novembre

Per incentivare la realizzazione di nuove batterie in Italia, Terna metterà all’asta 16 GWh di capacità a prezzi costanti nel medio-lungo periodo attraverso lo strumento del Macse (mercato a termine degli stoccaggi). La prossima gara si terrà il 24 novembre e, come la prima, sarà rivolta solo alle regioni del meridione e alle isole, dove la necessità di immagazzinare energia è maggiore. Diversi esperti concordano che la Sicilia, terra ambita dagli operatori per le lunghe ore di irraggiamento solare e il costo moderato del suolo, è ormai vicina alla saturazione della propria rete. Alcune aziende, come la bolognese Illumia, starebbero iniziando a prediligere il centro, dove i ritorni sono inferiori ma la possibilità di allacciare prima l’impianto compensa l’ammanco sui margini.

A questo punto non stupisce che, nonostante gli sforzi per accelerare sulla via della sostenibilità, in Italia quasi il 60 per cento dell’elettricità venga ancora prodotta con il gas. Riprende Toccagni: «Il tema centrale non è la mancanza di opportunità, che restano significative, ma la difficoltà di prevedere tempistiche per iter autorizzativi e accesso alla rete. Fattori che continuano a incidere sul rischio regolatorio complessivo».

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