Nel 2025 le rinnovabili in Italia segnano un calo del 6% nelle nuove installazioni. Il dato interrompe tre anni di crescita e mette a rischio i target al 2030. Il report del Politecnico di Milano evidenzia criticità strutturali e opportunità ancora da cogliere.
Dopo 3 anni di crescita, nel 2025, le energie rinnovabili in Italia hanno registrato una frenata: la nuova capacità installata si è fermata a 7,2 GW, in calo del 6% rispetto ai 7,6 GW del 2024, portando il totale a 81,7 GW. I dati provengono dal Renewable Energy Report 2026 dell’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano, su rielaborazioni basate anche su fonti Terna. A sostenere il comparto è stato soprattutto il fotovoltaico, con 5,6 GW, mentre l’eolico resta marginale con 562 MW. Un rallentamento che mette a rischio gli obiettivi del PNIEC al 2030, fissati a 131 GW complessivi.
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Crisi delle rinnovabili in Italia: numeri, cause e ritardi rispetto agli obiettivi PNIEC
La contrazione del 2025 rappresenta un’inversione significativa rispetto al trend recente e complica il percorso verso i target energetici nazionali.
Secondo le stime, per raggiungere i 131 GW entro il 2030 serviranno 49 GW aggiuntivi rispetto alla capacità attuale. Tuttavia, mantenendo l’attuale ritmo di crescita, lo scenario BAU (Business As Usual) porterebbe il sistema a soli 78 GW per fotovoltaico ed eolico, ben al di sotto dei 107 GW previsti per queste due tecnologie.
Le cause della frenata sono molteplici. Per gli impianti di piccola taglia hanno pesato la riduzione delle detrazioni fiscali e la fine dello “scambio sul posto”. Per i grandi impianti, invece, incidono il rallentamento dei meccanismi di supporto come il FER 1 e le attese per il FER X Transitorio. A ciò si aggiunge un quadro regolatorio instabile e iter autorizzativi ancora troppo lunghi.
Il rallentamento non riguarda solo l’Italia. Anche in Europa, nel periodo successivo al Green Deal, si osserva una contrazione delle installazioni. Anche Germania e Spagna mostrano ritardi rispetto ai rispettivi piani di decarbonizzazione, con necessità di accelerazioni ancora più marcate rispetto al contesto italiano (63% e 46%).
“La cura è la stessa da tempo, ma ora occorre essere davvero tempestivi – spiega Vittorio Chiesa, direttore e fondatore di E&S -: creare un sistema di regole stabile, intervenendo nella messa a punto del FER X ‘a regime’ e dando certezza almeno sino al 2035 di contingenti e meccanismi di determinazione del prezzo di asta per favorire gli investimenti; velocizzare le autorizzazioni, immettendo le necessarie risorse per far funzionare le commissioni di valutazione e, rispetto alle connessioni, sfoltire le domande in essere e garantire agli operatori più pronti un sistema coerente con i tempi di investimento; tornare a un’interpretazione delle aree idonee in cui il contributo dei territori dipenda da potenzialità e caratteristiche delle fonti di energia disponibili”.
Energia, mercato e investimenti: segnali positivi tra PPA, accumuli e agrivoltaico
Nonostante il quadro complesso, emergono segnali incoraggianti legati soprattutto alle dinamiche di mercato. Nel 2025 sono stati firmati 1,8 GW di Power Purchase Agreement (PPA), in crescita del 60% rispetto all’anno precedente, rendendo l’Italia il secondo mercato europeo dopo la Spagna. Questo evidenzia un maggiore allineamento tra domanda e offerta e un crescente interesse delle imprese verso contratti di lungo periodo per l’energia.
Un altro elemento rilevante riguarda l’ammodernamento degli impianti esistenti. Oltre due terzi degli operatori prevede interventi entro il 2030, con incrementi di produzione superiori al 10% nella maggior parte dei casi. Gli impianti più datati, che raggiungeranno i 20 anni entro fine decennio, potrebbero aumentare la loro capacità fino al 140% per l’eolico e al 70% per il fotovoltaico.
Parallelamente, cresce in modo significativo il settore degli accumuli: la capacità installata è passata da 720 MWh nel 2021 a quasi 18 GWh nel 2025, con un aumento di circa 25 volte. Questa evoluzione è trainata dalla maggiore redditività dei sistemi integrati con storage, che migliorano l’integrazione nella rete elettrica.
Infine, l’agrivoltaico si conferma una soluzione in espansione. Le aste dedicate hanno registrato richieste per 1,76 GW, ben oltre i 740 MW disponibili, grazie anche ai contributi in conto capitale che hanno incentivato la partecipazione del settore agricolo.
Le ricette “omeopatiche”, dal DL Energia al FER X Transitorio
Il Report si occupa anche di quegli interventi che, sebbene indicati come di potenziale impatto, hanno invece avuto (o si presume avranno) una efficacia alquanto modesta. Uno di essi è il DL Energia, in parte già purtroppo assorbito dall’attuale crisi energetica. Le simulazioni di E&S relativamente all’effetto del cosiddetto nuovo “spalma incentivi” e della possibilità di uscire anticipatamente dai Conti Energia per sfruttare i sistemi di supporto alle rinnovabili non sembrano dare risultati incoraggianti: un impianto da 1 MW che volesse aderire allo “spalma incentivi”, infatti, registrerebbe una perdita del Net Present Value tra -3% e -9% circa.
Allo stesso modo, una fuoriuscita anticipata volontaria dal Conto Energia, a fronte di un intervento di rifacimento integrale dell’impianto, porterebbe a un risultato economico peggiore rispetto all’adesione allo “spalma incentivi”: il valore di NPV al 2040 si ridurrebbe tra il 10% e il 17%.
Un altro intervento che ha mostrato i propri limiti è quello relativo al “supporto alle filiere industriali europee”. Nella procedura competitiva del FER X Transitorio dedicata agli impianti fotovoltaici con componenti non di origine cinese (bando NZIA) sono stati ammessi agli incentivi 1,11 GW, corrispondenti a 88 impianti, su un contingente complessivo di 1,6 GW a disposizione. Il prezzo medio offerto è stato superiore di circa 10 €/MWh rispetto al bando per gli impianti FV standard. Secondo gli operatori, questa differenza riflette bene il più alto costo dei componenti e la maggior difficoltà di approvvigionamento di questi ultimi da fornitori non abituali. C’è sicuramente bisogno di una politica industriale nazionale ed europea che supporti le filiere delle rinnovabili e consenta di massimizzare l’effetto di ricaduta economica delle nuove installazioni, ma usare il prezzo dell’energia come strumento di supporto industriale, in questa fase, appare particolarmente rischioso.
Gli interventi da interpretare
In uno scenario di rallentamento delle installazioni, non giova l’introduzione di ulteriori elementi di incertezza. Tra i tanti che purtroppo stanno caratterizzando questa fase di evoluzione del mercato, si possono citare: il percorso accidentato delle cosiddette aree idonee, ormai oggetto di conflitto tra Stato e Regioni, dove è venuto meno l’iniziale obiettivo di determinare aree di crescita per le rinnovabili; la riforma delle connessioni, che pur avendo un razionale tecnico ineccepibile introduce, almeno nel breve periodo, un drastico rimescolamento delle carte nel processo di autorizzazione; l’evoluzione del FER X (di cui si attende ancora il meccanismo a regime) verso il FER Z, il quale, come introdotto dallo schema di decreto posto in consultazione, contiene alcuni punti aperti ed elementi critici che causano perplessità negli operatori, soprattutto di piccole e medie dimensioni.
Infine, va segnalata la complessità, registrata da tutti gli operatori, degli strumenti di supporto pensati per la diffusione delle rinnovabili nelle imprese (Energy Release 2.0 e Transizione 5.0). La definizione delle regole definitive per l’Energy Release, pubblicate solo a novembre 2025, è avvenuta con un certo ritardo, riducendo il tempo disponibile per la stipula del contratto di anticipazione (scadenza al 31 gennaio 2026) e mantenendo alcuni elementi di incertezza. Per Transizione 5.0, in attesa del nuovo piano, il meccanismo è stato interrotto anticipatamente il 6 novembre 2025, quando sono stati dichiarati esauriti i fondi in seguito alla riduzione del contingente da 6,237 miliardi a 2,5 miliardi di euro, dopo la rimodulazione delle risorse del PNRR.