rinnovabili e accumuli in Italia

Il settore italiano delle energie rinnovabili ha chiuso il 2025 con 51 miliardi di euro di investimenti complessivi, 1.365 operazioni e 37,1 GW di capacità movimentata. I numeri sono in calo rispetto al picco del 2024, ma rimangono significativi.

Il vero elemento di discontinuità è lo storage: gli impianti stand alone sono triplicati nell’arco di un anno, passando da 33 a 106, con 9,2 miliardi di euro di investimenti. È il segnale più evidente di una transizione che cambia forma, spostando parte dell’attenzione dalla generazione alla flessibilità del sistema elettrico.

È il quadro tracciato dall’IREX Annual Report 2026, lo studio annuale di Althesys (TEHA Group) presentato lo scorso 19 maggio 2026 a Roma nell’ambito dell’evento “Liberare l’energia. Rinnovabili, reti, accumuli oltre la crisi globale“, con la partecipazione dell’amministratore delegato del GSE Vinicio Mosè Vigilante e del direttore generale di IRENA Francesco La Camera.

Fotovoltaico, eolico e storage

Per numero di operazioni, il fotovoltaico continua a dominare con 761 transazioni, pari al 56% del totale. L’eolico onshore guida invece per valore assoluto, con 12 GW e 15 miliardi di euro. Lo storage, come detto, registra la crescita più marcata sia in termini di volumi sia di attrattività per gli investitori internazionali: la quota estera negli accumuli stand alone raggiunge il 41%, mentre sul totale del mercato gli investitori esteri hanno impiegato 18,6 miliardi di euro, pari al 36% degli investimenti complessivi.

Sul fronte opposto, l’attività all’estero degli operatori italiani è rimasta contenuta, con sole 17 operazioni, concentrate per il 56% nei grandi gruppi energetici.

Un dato rilevante è la crescita degli operatori non energetici, che nel 2025 rappresentano l’11% dei soggetti coinvolti rispetto al 4% del 2023. Le rinnovabili si confermano uno strumento per contenere i costi energetici anche al di fuori della filiera tradizionale, e meccanismi come l’Energy release possono favorire l’allineamento degli interessi tra produttori e grandi consumatori industriali.

Autorizzazioni: i numeri crescono, ma la pipeline rallenta

Sul fronte del permitting il 2025 mostra segnali contraddittori. Da un lato, sono stati autorizzati 915 impianti per 17,5 GW, con un incremento del 4% rispetto al 2024; dall’altro, i nuovi progetti entrati in iter sono calati del 31%, con una contrazione particolarmente accentuata per l’eolico onshore e l’agrivoltaico.

Le Regioni hanno rilasciato 790 autorizzazioni per 7,8 GW complessivi. La Puglia è prima con 2,8 GW, seguita da Sicilia (1,6 GW) e Campania (805 MW), confermando la concentrazione degli impianti di grande taglia nel Mezzogiorno.

Lo storage ha registrato una forte accelerazione anche sul versante autorizzativo: 148 operazioni per 13,4 GW, con un incremento del 116% e una taglia media raddoppiata da 44 a 90 MW. L’eolico offshore rimane invece sostanzialmente fermo: 18 GW sono in fase di Valutazione di Impatto Ambientale, ma solo 2,3 GW — corrispondenti a 4 progetti — hanno ottenuto esito positivo. L‘idrogeno conta 10 operazioni per 379 MW, ancora lontano dalla scala industriale.

I costi di produzione: l’Italia sconta un divario strutturale

In Europa nel 2025 sono stati installati 80,2 GW di nuova capacità rinnovabile, con un calo del 2% rispetto all’anno precedente, condizionato dall’aumento dei Capex e dalle complessità autorizzative. A livello di mercato, le aste rimangono lo strumento dominante, mentre calano le transazioni su contratti PPA.

Sul fronte dei costi di generazione, il rapporto IREX calcola un LCOE medio (Levelized Cost of Energy, ovvero il costo medio per unità di elettricità generata nell’arco della vita dell’impianto) di 72,1 €/MWh per l’eolico onshore (-1% rispetto al 2024), di 66,1 €/MWh per il fotovoltaico utility scale (+4%) e di 92,4 €/MWh per l’agrivoltaico avanzato (-1,5%), con il valore italiano per il Sud pari a 90,2 €/MWh. Il confronto europeo resta penalizzante per l’Italia, che presenta i costi di generazione più elevati per l’eolico ed è competitiva solo nel fotovoltaico utility scale nel Meridione.

Sicurezza elettrica, prezzi negativi e rendite di congestione

L’analisi IREX si sofferma anche sull’adeguatezza in prospettiva del sistema elettrico. Le simulazioni indicano un rischio di uscita dal mercato di 26,3 GW termoelettrici entro il 2030, perché economicamente non più sostenibili in un contesto di prezzi decrescenti. Il margine minimo di adeguatezza stimato da Terna scende a 0,3 GW nel 2025, ma l’analisi IREX restituisce un quadro meno critico: il margine medio è di 25,4 GW e nel 98,5% delle ore esaminate la riserva disponibile supera i 10 GW.

Sul mercato elettrico si registra un fenomeno crescente: i prezzi negativi. A maggio 2025, il 58% dell’energia venduta sul Mercato del Giorno Prima è stata offerta a prezzo nullo e il 7,8% a prezzi negativi. Il fenomeno, prima circoscritto alle zone meridionali e insulari, si sta diffondendo anche al Nord, segnalando un cambiamento strutturale nel funzionamento del mercato. Le rendite di congestione sulle interconnessioni con l’estero hanno raggiunto 1,4 miliardi di euro nel 2025, effetto diretto della capacità di trasmissione insufficiente rispetto ai flussi energetici in gioco.

Accettabilità sociale: il nodo che nessuno strumento normativo ha ancora risolto

Accanto al permitting, l’accettabilità sociale resta uno degli ostacoli più difficili da affrontare. Il rapporto analizza le compensazioni economiche riconosciute ai territori, che variano dai circa 7.000 €/MW medi per gli accumuli ai 18.400 €/MW per l’agrivoltaico, fino a oltre 55.000 €/MW per l’eolico, con un’incidenza sull’investimento totale che va dall’1% a oltre il 3%. Coinvolgimento delle comunità, condivisione del valore locale, crowdfunding, riduzione dei costi dell’energia per i consumatori vicini agli impianti e mitigazioni ambientali sono indicati come le leve da attivare in modo combinato, senza affidarsi a un unico meccanismo.

“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 FER-X e il FER-Z saranno essenziali per una transizione sostenibile che contribuisca alla competitività e alla supply security.” — Alessandro Marangoni, amministratore delegato di Althesys

Strumenti di policy: capacity market, FER-X, FER-Z e MACSE

Il rapporto individua nella combinazione di strumenti regolatori la leva per accelerare la transizione senza compromettere la sicurezza del sistema. Il capacity market è indicato come determinante per gestire l’uscita dal mercato della capacità termoelettrica. Le aste FER-X e FER-Z, ancora da attivare pienamente, dovranno sostenere lo sviluppo della nuova capacità rinnovabile. Il MACSE ha già dimostrato la sua efficacia nell’accelerare lo storage, triplicando gli impianti stand alone nel solo 2025.

La sfida, come sottolineato da Francesco La Camera di IRENA, non riguarda più la disponibilità delle tecnologie ma la velocità delle decisioni e la capacità infrastrutturale di accogliere la nuova energia prodotta: “Il vero collo di bottiglia oggi 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“.

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