E’ l’ora del consolidamento operativo per il labirinto di norme che riguarda le energie rinnovabili in Italia. L’edizione 2026 di “Facciamo il Punto sulle rinnovabili”, promossa ieri a Milano dal Sector Energy di DLA Piper, si inserisce in un momento in cui il successo della transizione si misura sulla tenuta di un ecosistema capillare, chiamato a integrare normative, finanza e infrastrutture.

“Il decreto legislativo che ha dato attuazione alla RED III ha incrementato l’obiettivo nazionale, portando a 39,4% la quota di energia da fonti rinnovabili nei consumi finali al 2030. Un aumento di 9.4 punti percentuali”, ha esordito Germana Cassar, co-head energy Italy, DLA Piper. “Un obiettivo che però, per l’Italia, è ancora molto lontano. Anzi si allontana sempre più”.

Il 2026 segna il debutto operativo del recepimento della Direttiva RED III, che non solo innalza il target nazionale di energia da fonti rinnovabili al 39,4% entro il 2030, ma introduce modifiche strutturali dell’intero comparto. Questo mutato scenario obbliga gli operatori a un radicale aggiornamento dei modelli di rischio, dove l’incertezza regolatoria diventa oggi la variabile principale di ogni business plan.

L’anno scorso si è registrato un rallentamento nel rilascio delle autorizzazioni. Ma anche degli investimenti. Tra i vari motivi, spicca una stratificazione normativa nevrotica, spesso incoerente, con il risultato di scontentare tutti e generare una crisi di fiducia. E il DL Bollette arriva a dare il colpo finale. In questo scenario, il dibattito ruota attorno ad alcuni, fondamentali pilastri per le rinnovabili:

• Nuova geografia delle Aree Idonee. Il Correttivo TUFER (D.Lgs. 135/2024) cerca di dare maggiore certezza normativa: riduce le superfici per il fotovoltaico a terra, spingendo su agrivoltaico, sistemi di accumulo BESS, repowering e revamping per aumentare la produzione di energia. La novità è che le Regioni non possono più ridurre le aree idonee stabilite dallo Stato, ma solo ampliarle. L’attenzione si sposta su soluzioni a basso consumo di suolo e alto contenuto tecnologico. Ma resta l’incertezza del periodo transitorio.
• Revisione delle modalità di connessione. Nell’ottica di contrastare la saturazione delle reti, il DL Bollette inverte la logica del First come, first served. Adesso, la priorità tecnica di allaccio è garantita solo ai progetti che abbiano già ottenuto il titolo autorizzativo, e i progetti non ancora autorizzati in via definitiva si trovano in una sorta di limbo regolatorio, il che rende la soluzione tecnica di connessione temporaneamente inefficace. Il meccanismo mira a liberare quote di rete occupate da impianti incerti.
• Dinamiche di prezzo e remunerazione. Una delle novità più discusse del DL Bollette riguarda l’intervento diretto sulla formazione dei prezzi nel mercato elettrico. La norma introduce uno sconto per la produzione termoelettrica a gas che finisce per abbassare artificialmente il prezzo zonale nelle fasce orarie serali. Questo penalizza le fonti rinnovabili programmabili, che vedono sfumare i margini di profitto per ripagare gli investimenti iniziali. Resta l’interrogativo sul possibile conflitto con la normativa europea sugli aiuti di stato, che Bruxelles potrebbe non avallare.

Aree idonee e nuove incertezze operative

Sebbene l’Articolo 20 del D.Lgs. 199/2021 delineava i principi per individuare le aree idonee, la sua efficacia andava a scontrarsi con tre fattori: la dipendenza dai Decreti Attuativi, l’incertezza sul perimetro delle aree non idonee, la frammentazione regolatoria regionale. Adesso, il Correttivo TUFER, pur nascendo con l’intento di superare i contenziosi legati al vecchio Articolo 20, ha innescato una nuova ondata di complessità per gli operatori.

“Abbiamo visto una complessità sempre crescente delle nostre attività come tech advisor. L’ambito autorizzativo è quello che ci impegna di più. E progressivamente ci sta impegnando sempre di più in seguito a tutta la serie di modifiche normative (…) E devo dire che nell’ambito delle aree idonee, il Correttivo TUFER ha avuto diversi impatti”, commenta Alberto Longhi, head of Engineering & Technical Advisory, Fichtner Italia.

Questa continua stratificazione normativa ha trasformato la valutazione dei portafogli FER in una corsa ad ostacoli, dove il grado di maturità di un progetto – dal semplice screening dell’area fino allo stato di Ready-to-Build – deve ora confrontarsi con i nuovi criteri introdotti dal Correttivo. Alberto Longhi ne cita tre:

• Estinzione delle Aree C-quater. La normativa stabiliva che in assenza di vincoli paesaggistici, le aree a 500 metri dai beni tutelati fossero considerate idonee. E per questo si consentiva di bypassare il parere della Soprintendenza tramite la PAS (Procedura Abilitativa Semplificata). Adesso questa categoria è stata soppressa, rendendo i siti non più autorizzabili tramite PAS.
• Ridefinizione dei ‘buffer’. Il buffer solare è stato ridotto da 500 a 350 metri, e allo stesso tempo è stata ristretta la definizione di ‘impianto produttivo’. Non sono più considerate idonee le aree limitrofe a impianti RES, zootecnici o attività agricole preesistenti.
• Discrezionalità dei Comuni: La qualifica di area idonea non è più il risultato di un automatismo basato sulla zonizzazione dei piani regolatori, ma l’esito di una pianificazione regionale soggetta a discrezionalità, bilanciata anche dal ruolo dei Comuni.

“Un buon 50% dei progetti che analizziamo soffre o di ‘mortalità infantile’, oppure necessita di profondi ridimensionamenti a causa di questi cambiamenti”, conclude Longhi.

La tempesta perfetta, tra extra-costi e sfiducia

“Il FER-X principale, quello intorno agli 8 GW, è sicuramente andato bene come interesse da parte degli operatori. Il FER-X transitorio un po’ meno… Però, un certo numero è stato raggiunto anche nel FER-X transitorio. Ora ci troviamo nella fase in cui bisogna vedere quanto si mette a terra di questi 9 GW circa totali”, ha commentato Paolo Rocco Viscontini, presidente di Italia Solare.

L’entusiasmo iniziale per le aste del FER-X si scontra oggi con una realtà industriale mutata. Se la fase di pianificazione era stata guidata da proiezioni di costo ottimistiche, la fase di ‘messa a terra’ sta rivelando una serie di variabili che rischiano di compromettere la bancabilità dei portafogli. Si assiste a un fenomeno di ritirata strategica, con gli operatori costretti all’annullamento degli ordini e alla rinuncia dei progetti a causa degli extra-costi della filiera, dovuti a fattori di diversa natura, tra vincoli normativi e fattori geopolitici, tra cui il protezionismo della Cina: la fine del supporto all’export da parte di Pechino ha introdotto un aggravio del 9% sui moduli.

Il nervosismo degli operatori

Ma il destinatario principale dello scontento resta il DL Bollette, in particolare le disposizioni che impattano sul meccanismo ETS. Italia Solare definisce l’intervento normativo del DL Bollette come ‘entrata a gamba tesa’ sul mercato energetico.

“Manderemo una lettera forte per chiedere lo stralcio della parte relativa all’ETS. Non perché non condividiamo la necessità di un intervento. In realtà delle ottimizzazioni sarebbe anche opportuno farle. Ma fatte così sono delle entrate gamba tesa. E’ un qualcosa di assolutamente non gestibile dal mercato dell’energia. E soprattutto un danno per lo sviluppo delle rinnovabili”, lamenta Viscontini.

Oltre ai costi industriali, a preoccupare è la tenuta dei contratti. L’intervento del DL Bollette sulla formazione dei prezzi non colpisce solo i nuovi business plan, ma agita il mercato dei PPA (Power Purchase Agreement) esistenti. Il rischio è che, a causa delle modifiche nel DL Bollette, le curve dei prezzi vengano alterate al punto da rendere lo strike price originale non più sostenibile.

Con le attuali incertezze sulla formazione del prezzo, il PPA perde la sua funzione di ‘garante’ sui ricavi a lungo termine e diventa un contratto a rischio per le controparti. Ragione per cui questi accordi contengono clausole di Change-in-Law che permettono di rinegoziare il prezzo se una norma cambia radicalmente le condizioni economiche alla base dell’accordo. In questo senso viene messa in dubbio la loro stessa validità in un momento come questo.

“Siamo purtroppo in una situazione sempre di pericolo. PPA… Io credo che adesso si possa dire che sono ‘morti’. Con DL bollette? Come fai a fare un PPA in questo contesto?”, conclude Viscontini.