Dal FerX attesi 26 GW di rinnovabili al 2027, si riducono gli spazi per i combustibili fossili

Rinnovabili, accumuli, reti e flessibilità sono ormai il cuore industriale della sicurezza energetica italiana, ma la transizione continua a scontrarsi con autorizzazioni lente, accettabilità sociale fragile e una struttura del mercato ancora segnata dal peso del gas. È il quadro delineato dal nuovo Irex Annual Report 2026 di Althesys, presentato a Roma nel corso dell’evento Liberare l’energia. Rinnovabili, reti, accumuli oltre la crisi globale, alla presenza, tra gli altri, dell’amministratore delegato del Gse Vinicio Mosè Vigilante e del direttore generale di Irena Francesco La Camera.

Il rapporto mostra che nel 2025 l’industria italiana delle rinnovabili ha continuato a investire, anche se in rallentamento dopo il picco dell’anno precedente. Le operazioni censite sono state 1.365, per 37,1 GW e 51 miliardi di euro. Il fotovoltaico domina per numero di operazioni, con 761 iniziative pari al 56% del totale, mentre l’eolico onshore – 12 GW e 15 miliardi di euro – e gli accumuli guidano per valore.

Lo storage è il segmento più dinamico: gli impianti stand alone sono triplicati, passando da 33 a 106, trainati dall’asta Macse e arrivando a 9,2 miliardi di euro. Il mercato italiano continua inoltre ad attrarre capitali esteri, con 18,6 miliardi di euro destinati a fotovoltaico, eolico onshore e accumuli, pari al 36% del totale degli investimenti. Il dato è rilevante perché racconta una trasformazione ormai industriale, non più solo ambientale.

«L'Irex Annual Report - ha detto l’amministratore delegato di Althesys Alessandro Marangoni, a capo del team di ricerca - mostra che l’attuale difficile congiuntura non frena la transizione energetica, con i costi delle rinnovabili sempre competitivi. Mentre il percorso di decarbonizzazione vede l'elettrificazione al palo in Italia, il sistema elettrico evolve, rendendo la flessibilità, le reti e gli accumuli sempre più strategici. Strumenti come il capacity market, il Macse, il FerX e il FerZ saranno essenziali per una transizione sostenibile che contribuisca alla competitività e alla supply security».

È utile ricordare che gli “incentivi” previsti dal FerX – o sarebbe meglio dire i meccanismi di stabilizzazione nel lungo periodo del prezzo dell’elettricità immessa in rete – vengono infatti erogati attraverso un meccanismo di aste competitive fondato su contratti per differenza (Cfd) legati alla produzione effettiva degli impianti, ed è dunque orientato ai produttori; il FerZ introduce invece l’approccio secondo cui il contratto standard è riferito a un profilo orario e non alla produzione di un singolo impianto, ed essendo orientato al profilo e al mercato è dunque uno strumento adatto a operatori diversi, con capacità di trading e profilazione di portafogli diversificati.

In questo scenario, il Fer X dovrebbe imprimere un’accelerazione rilevante. Secondo quanto indicato da Vigilante, le aste consegneranno 10 GW di solare e 16 GW di eolico tra quest’anno e il 2027. Le prossime procedure si innestano sulle precedenti aste del decreto Fer X, che lo scorso autunno hanno assegnato 7,7 GW di capacità solare, seguite da un’asta di dicembre con ulteriori 1,1 GW di capacità solare senza componenti cinesi a un prezzo medio di 66 euro/MWh. Il primo round è stato positivo per il solare, mentre l’eolico ha mostrato una partecipazione più debole, anche per tariffe percepite come non abbastanza attrattive; il ministero dell’Ambiente e della sicurezza energetica sta lavorando a livelli di incentivazione rivisti.

Il punto, per il Gse, è che le rinnovabili sono sempre più una difesa economica contro la volatilità dei combustibili fossili. «Se fino a qualche tempo fa davamo importanza alla dimensione ambientale, oggi penso che siamo tutti consapevoli che le energie rinnovabili hanno un valore, e che tale valore risiede proprio nel minor costo e quindi nell’impatto legato allo sviluppo delle energie rinnovabili nel ridurre i costi energetici», ha dichiarato Vigilante.

Il confronto europeo resta però impietoso per l’Italia. Nel 2025, in un quadro con prezzi in aumento e costi delle rinnovabili stabili o in calo, il nostro Paese continua ad avere tra i prezzi elettrici più alti d’Europa, anche per la forte dipendenza dal gas. Da inizio anno, il prezzo medio italiano dell’elettricità è indicato a 126,89 euro/MWh, contro 96,67 euro/MWh in Germania e 61,50 euro/MWh in Francia. Ma il rapporto segnala anche un altro nodo: non è solo il fuel mix a pesare, perché alcune rinnovabili italiane, in particolare l’eolico, hanno costi di generazione superiori alla media europea visti anche i lunghissimi iter autorizzativi.

«Il vero collo di bottiglia oggi - rileva il direttore generale di Irena, Francesco La Camera - non è più la produzione di energia rinnovabile. Sono le reti, la flessibilità e la velocità delle decisioni. Senza investimenti adeguati, le code per gli allacci si allungano e l'energia pulita viene sprecata, persino nel bel mezzo di una crisi globale».

Sul fronte dei costi, l’Irex rileva che in Europa nel 2025 sono stati installati 80,2 GW di rinnovabili, il 2% in meno rispetto al 2024, anche per l’aumento dei Capex e le difficoltà autorizzative. L’eolico a terra registra un Lcoe medio di 72,1 euro/MWh, in calo dell’1%, mentre il fotovoltaico utility scale arriva a 66,1 euro/MWh, in aumento del 4%. L’agrivoltaico avanzato si attesta a 92,4 euro/MWh, con un valore di 90,2 euro/MWh nell’Italia meridionale. Il nostro Paese risulta competitivo soprattutto nel fotovoltaico utility scale al Sud, mentre resta più penalizzato sull’eolico.

Oltre alla burocrazia, pesa l’accettabilità sociale. Il rapporto sottolinea che i progetti sono frenati dalla resistenza dei territori e che il coinvolgimento delle comunità, insieme alla condivisione del valore prodotto localmente, diventa decisivo. Le compensazioni economiche variano in modo significativo: circa 7mila euro/MW per gli accumuli, 18.400 euro/MW per l’agrivoltaico, oltre 55mila euro/MW per l’eolico, cioè dall’1% a oltre il 3% dell’investimento. A queste misure si aggiungono crowdfunding, riduzione dei costi dell’energia (anche con un reale trasferimento ai consumatori dei prezzi zonali) e mitigazioni ambientali.

La trasformazione del sistema apre però un tema delicato, che lascia anche intuire quali possano essere alcuni sponsor della disinformazione che frena lo sviluppo delle rinnovabili: che cosa succede agli impianti fossili mentre cresce la quota di energia pulite? Le simulazioni del rapporto Irex indicano un rischio di uscita dal mercato di 26,3 GW termoelettrici entro il 2030, perché non più economicamente sostenibili. È qui che si spiega una parte della resistenza fossile alla transizione: il ridimensionamento del ruolo del gas nella generazione elettrica non è solo una questione climatica, ma anche industriale e finanziaria, perché riduce gli spazi economici per impianti che hanno finora garantito margini importanti.