Argomenti trattati
Il panorama delle energie rinnovabili in Italia ha registrato nel 2026 un rallentamento che interrompe quattro anni di espansione. Le nuove installazioni si sono fermate a 6,2 GW, con una flessione dell’8,2% rispetto all’anno precedente, segnalando un cambio di passo dopo anni di crescita rapida. Questo stop non riguarda solo i numeri: mette in luce fragilità strutturali del sistema che rischiano di compromettere gli obiettivi nazionali.
Il contesto nazionale presenta ormai 83,5 GW di potenza rinnovabile installata, distribuita su oltre 2,1 milioni di impianti. Il Piano nazionale energia e clima (PNIEC) fissa il target di 131 GW entro il 2030, ossia un aumento del 57% nei prossimi anni: una traiettoria che richiede ritmi e condizioni d’investimento molto più favorevoli rispetto all’ultimo esercizio.
Dati chiave e composizione della generazione
Nella ripartizione per fonte, il contributo delle rinnovabili alla domanda elettrica è sceso al 41,1% del fabbisogno nazionale rispetto al 42,0% del 2026, in un anno caratterizzato da fluttuazioni climatiche e dinamiche di mercato. In termini di produzione, il fotovoltaico ha generato circa 44,3 TWh, l’idroelettrico 41,4 TWh, l’eolico 21,4 TWh, le bioenergie 15,7 TWh e la geotermia 5,3 TWh. Il calo dell’idroelettrico dovuto a condizioni meteorologiche avverse è stato il fattore più significativo nella riduzione complessiva.
Nuove capacità installate
Nel 2026 il fotovoltaico resta dominante tra le nuove capacità, con circa 5,6 GW aggiunti, ma segna comunque una diminuzione rispetto al 2026. La crescita si è concentrata soprattutto sugli impianti utility scale, mentre il segmento residenziale e commerciale ha rallentato. L’eolico ha registrato circa 563 MW di nuove installazioni, prevalentemente onshore, e il settore offshore resta ancora in una fase iniziale. L’idroelettrico e le bioenergie hanno contribuito con valori contenuti: poche decine di megawatt ciascuno, confermando difficoltà diffuse per tecnologie diverse dal solare.
Fattori del rallentamento: normativa, rete e incentivi
Le ragioni del calo vanno oltre il ciclo naturale del mercato: a pesare sono stati i ritardi autorizzativi, le difficoltà di connessione e la volatilità delle regole di supporto. Il settore ha affrontato negli ultimi anni continui interventi normativi e cambiamenti nelle misure di incentivazione, che hanno reso la pianificazione degli investimenti più complessa. Gli operatori segnalano che l’assenza di un quadro stabile ostacola la finanza di progetto e aumenta i costi di sviluppo.
Iter autorizzativi e congestione della rete
Tra i problemi strutturali emergono procedure di autorizzazione lunghe e la saturazione di punti di connessione che determinano ritardi significativi. Il tema della saturazione virtuale della rete e delle priorità di connessione ha ridotto la capacità di tradurre progetti in impianti operativi. Parallelamente, le tempistiche per allacciarsi alla rete elettrica sono diventate un fattore critico per la redditività, con conseguenze dirette sulla volontà degli investitori di immettere nuovi capitali.
Prezzi, mercati e strategie per ripartire
Sul fronte dei prezzi, il mercato elettrico ha visto un PUN medio di circa 116 euro/MWh, segnale che le fonti fossili continuano a orientare la marginalità nelle ore di prezzo più rilevanti, nonostante una dinamica dei prezzi del gas meno impattante su base annua. Contemporaneamente è aumentato il ruolo degli interventi sugli impianti esistenti: nel 2026 le attività di repowering e ammodernamento hanno raggiunto quasi 1 GW, a testimonianza di un mercato che punta anche a valorizzare il parco installato.
Per ritrovare slancio servono tre leve principali: stabilità normativa, semplificazione degli iter autorizzativi e una politica industriale che sostenga la produzione locale di tecnologie. Come sottolineato da rappresentanti del settore, garantire certezze regolatorie è essenziale per sbloccare gli investimenti necessari a rispettare gli obiettivi del PNIEC e ridurre la dipendenza dalle fonti fossili. Senza scelte strutturali il percorso verso la transizione rischia di allungarsi e di esporre il Paese a ulteriori volatilità di mercato.