Mentre in Italia le energie rinnovabili continuano a crescere, anche se a ritmo più contenuto rispetto agli ultimi anni, la Liguria tentenna. A livello nazionale il totale dei MW installati nel 2024 ha raggiunto i 6.027 per il fotovoltaico, (+15% rispetto al 2023) e di 612 MW per eolico (+26%), per un aumento totale del 16% sullo scorso anno. Anche in Liguria le rinnovabili stanno, timidamente, crescendo, ma il fotovoltaico ha mostrato segnali di rallentamento: si è passati da 41 MW di potenza installata nel 2023 ai 38 MW installati nel 2024. Maggiore spinta al green è arrivata dall’eolico, che è passato dai 2 MW di capacità installata nel 2023 ai 10 MW installati nel 2024. È quanto emerge dal Renewable Energy Report 2025 dell’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano che è stato presentato ieri.
L’indagine sottolinea come, seppure in crescita, il fotovoltaico italiano nel 2024 abbia rallentato notevolmente la sua corsa: nel 2023 l’incremento della potenza installata era stato del 111%. Andamento diverso per l’eolico che nel 2023 aveva visto una contrazione e rimbalza nel 2024, rimanendo però molto distante dalla produzione del solare.
In generale, il volume delle rinnovabili italiane è molto distante dall’obiettivo europeo che prevede di raddoppiare la capacità totale installata entro il 2030: il target è 107 GW mentre attualmente l’Italia è a 50 GW. Secondo il Report per raggiungere l’obiettivo sarebbe necessario aggiungere ogni anno il 40% di capacità installata in più rispetto ai volumi attuali.
Osservando il numero e il tipo di impianti installati si evince una ridefinizione del mercato delle rinnovabili: il numero di impianti installati a livello nazionale è in calo, ma la taglia media è in crescita, segno di una sempre maggiore focalizzazione su progetti di scala industriale o commerciale. Gli impianti con potenza ≥1 MW hanno contribuito a oltre il 43% della nuova potenza FV, quasi il doppio rispetto all’anno precedente, riflettendo un contesto regolatorio e finanziario che favorisce la realizzazione di impianti di taglia medio-grande.
Lo studio scende nel dettaglio della situazione geografica: il Nord mantiene il primato di installazioni e di capacità fotovoltaica, ma mostra un rallentamento rispetto al 2023, in particolare nelle regioni più industrializzate. L’eolico invece mantiene una netta concentrazione al Sud e nelle Isole, mentre il Nord si caratterizza per un sostanziale immobilismo. Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto ed Emilia-Romagna non registrano alcuna nuova potenza installata, mentre – come detto – fa eccezione la Liguria, che con 10 MW di nuova capacità mostra un timido segnale di dinamismo.
«Il problema non è più tanto tecnologico o economico, quanto autorizzativo e infrastrutturale – ha sottolineato Davide Chiaroni, vicedirettore di Energy&Strategy e responsabile dell’Osservatorio sulle rinnovabili – 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».
Il quadro degli incentivi riveste un grande peso. Nel residenziale, la fine del Superbonus ha lasciato un vuoto evidente. Gli strumenti attualmente disponibili – come il Decreto Cacer – risultano “più complessi, meno generosi e meno capaci di attivare investimenti su larga scala. Il passaggio da incentivi automatici a meccanismi con elevata burocrazia ha ridotto l’appeal del fotovoltaico domestico, nonostante la domanda resti viva in alcune aree”.
Il segmento commerciale-industriale mantiene una certa continuità con il passato: “lo scambio sul posto (ancora in vigore fino a settembre 2025) e il ritiro dedicato permettono di valorizzare l’energia in modo diretto, mentre 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 e non è ancora chiaro se sarà in grado di stimolare investimenti su larga scala”.
Nel comparto utility scale, secondo l’indagine, l’interesse del mercato si è riattivato. “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, nella sua versione transitoria, ha già previsto contingenti significativi (10 GW per il FV e 4 GW per l’eolico) e una metodologia più dinamica per definire il prezzo. Tuttavia, la versione “a regime” del FER X, attesa per il 2026, non è ancora stata pubblicata, lasciando un vuoto di visione di medio periodo”.
Dal punto di vista del profilo economico, la redditività degli impianti dipende ancora da pochi fattori chiave: producibilità, CAPEX e taglia dell’impianto. Per il fotovoltaico utility-scale, l’LCOE (Costo livellato dell’energia, il costo medio di generazione di energia) 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 di investimento analizzati nel rapporto confermano il ruolo centrale degli incentivi: con il FER X, l’IRR per il fotovoltaico può spaziare tra 3,8% e 12,8%, mentre per l’eolico onshore si colloca tra -0,2% e 8%. “Valori che diventano interessanti, ma solo se accompagnati da buone condizioni tecniche e operative”. Senza incentivo, la vendita merchant non è sufficiente e i PPA – pur attenuando la volatilità – producono rendimenti interni (IRR) più modesti, raramente superiori al 6% per il FV e al 4% per l’eolico. “Un’adeguata leva finanziaria può migliorare la sostenibilità economica dei progetti, portando in alcuni casi l’IRR sopra la soglia minima per l’investibilità, ma resta un’opzione praticabile solo in contesti bancabili e su impianti ben strutturati”.
