Renewable Energy Report 2026: Italia -6% nel 2025, a rischio target PNIEC per 2030

Il fotovoltaico si conferma la tecnologia più dinamica, con 5,6 GW di nuova capacità installata nel 2025. La crescita è sostenuta soprattutto dai grandi impianti, che dal 2024 hanno assunto un ruolo sempre più rilevante, fino a rappresentare circa il 50% della potenza complessiva installata.

Più debole invece l’eolico, che nel 2025 si ferma a 562 MW, di cui il 95% da grandi impianti concentrati prevalentemente in Puglia, Basilicata e Campania. Un dato significativo, considerando che la tecnologia eolica garantirebbe una produzione più distribuita anche nelle ore notturne e nei mesi invernali, contribuendo a compensare la non programmabilità del fotovoltaico.

PNIEC a rischio: obiettivi sempre più lontani

La frenata del 2025 mette sotto pressione il raggiungimento dei target fissati dal PNIEC, che prevedono 131 GW di capacità installata entro il 2030 e circa 228 TWh annui di produzione elettrica da fonti rinnovabili, pari a un incremento di circa il 75% rispetto ai 130 TWh stimati per il 2025.

“Il 2026 si è aperto con una nuova crisi energetica, legata all’ennesimo conflitto internazionale, in uno scenario che ricorda quello del 2022, ma in un contesto profondamente mutato”, osserva Davide Chiaroni, vicedirettore di Energy & Strategy Group e responsabile del report.

Dalla spinta post-crisi al rallentamento strutturale

Nel 2022, la crisi energetica e la necessità di ridurre la dipendenza dal gas russo avevano dato nuova spinta alle rinnovabili, riportando le installazioni oltre i 3 GW annui dopo anni di stagnazione. Oggi, secondo Davide Chiaroni, la situazione si ripresenta ma senza lo stesso effetto trainante: le rinnovabili segnano il passo proprio mentre torna la pressione sui prezzi energetici, anche a causa della dipendenza dal GNL.

Secondo lo studio, senza un rilancio deciso delle rinnovabili, queste non potranno diventare il fattore determinante nella formazione del prezzo dell’energia, elemento chiave per costruire un sistema energetico resiliente e sostenibile. Il tutto in un mix che, secondo il report, potrebbe includere anche il nucleare nel medio-lungo periodo, non come alternativa ma come integrazione.

Le cause del rallentamento: incentivi e leve regolatorie

Alla frenata contribuiscono diversi fattori. Per gli impianti di piccola taglia pesa la riduzione delle detrazioni fiscali e la fine del meccanismo di “scambio sul posto”. Per i grandi impianti, invece, incidono la minore capacità installata incentivata dal FER 1 e l’attesa per il FER X Transitorio, i cui risultati sono stati pubblicati a fine 2025.

Il fenomeno non riguarda solo l’Italia. Anche Paesi come Germania e Spagna mostrano un rallentamento post Green Deal, seppur con intensità differenti. In Germania, in particolare, il gap rispetto agli obiettivi è più marcato e richiederebbe un’accelerazione del 63%, contro il 46% stimato per l’Italia.

Il confronto europeo evidenzia un rallentamento diffuso delle installazioni fotovoltaiche ed eoliche tra il 2023 e il 2025. Le dinamiche di crescita risultano insufficienti rispetto ai percorsi necessari per centrare i target NECP nei principali Paesi UE, evidenziando una criticità sistemica nella fase post Green Deal.

Secondo Vittorio Chiesa, direttore e fondatore della Energy & Strategy Group, la priorità resta intervenire sul quadro regolatorio: stabilità delle regole, definizione chiara del FER X “a regime” e certezza dei meccanismi di prezzo almeno fino al 2035.

Fondamentale anche la velocizzazione delle autorizzazioni, con adeguamento delle risorse per le commissioni di valutazione e una gestione più efficiente delle connessioni alla rete, oltre a una revisione del concetto di aree idonee legato alle potenzialità territoriali.

I segnali positivi del mercato

Nonostante il rallentamento, emergono segnali positivi legati alle dinamiche di mercato. Nel 2025 sono stati firmati 1,8 GW di PPA (Power Purchase Agreement), in crescita del 60% rispetto al 2024, rendendo l’Italia il secondo mercato europeo dopo la Spagna. Il 70% delle imprese intervistate dichiara l’intenzione di utilizzare PPA nei prossimi tre anni.

Revamping e accumuli in forte crescita

Oltre due terzi degli operatori pianifica interventi di ammodernamento degli impianti entro il 2030, con incrementi della produzione spesso superiori al 10%. Gli impianti fotovoltaici ed eolici che raggiungeranno i 20 anni di vita entro il 2030 rappresentano circa 9 GW di potenza: gli interventi di revamping potrebbero aumentare la produzione fino al 70% per il fotovoltaico e fino al 140% per l’eolico.

Molto dinamico anche il comparto degli accumuli, con una crescita di circa 25 volte in cinque anni: da 720 MWh nel 2021 a quasi 18 GWh nel 2025. Nello stesso periodo, il numero di impianti è passato da 75.000 a 884.000.

Nelle aste del DM Agrivoltaico sono stati ammessi 1,76 GW di impianti su un contingente previsto di 740 MW, trainati dagli incentivi in conto capitale che hanno favorito la partecipazione del settore agricolo alla diffusione delle rinnovabili.

Le criticità degli strumenti di policy

Il report evidenzia inoltre come alcuni strumenti abbiano avuto efficacia limitata. Il cosiddetto “spalma incentivi” previsto dal DL Energia mostra impatti negativi sul Net Present Value degli impianti, con riduzioni tra il -3% e il -9% per un impianto da 1 MW.

Analogamente, la fuoriuscita anticipata dai Conti Energia per accedere ai nuovi sistemi di supporto risulterebbe meno conveniente, con riduzioni del valore attuale netto tra il 10% e il 17%.

FER X e politica industriale europea

Criticità emergono anche dal bando FER X Transitorio per impianti fotovoltaici con componenti non cinesi (schema NZIA), dove sono stati assegnati 1,11 GW su un contingente di 1,6 GW. Il prezzo medio offerto risulta più alto di circa 10 €/MWh rispetto ai bandi standard, riflettendo i maggiori costi di approvvigionamento.

Secondo il report, una politica industriale a supporto delle filiere è necessaria, ma l’utilizzo del prezzo dell’energia come leva industriale comporta rischi significativi.

Incertezza normativa e strumenti complessi

Tra i fattori critici figurano anche le incertezze sulle aree idonee, le nuove regole sulle connessioni e l’evoluzione del FER X verso il FER Z, ancora oggetto di consultazione e con diversi punti aperti.

Ulteriori complessità emergono dagli strumenti per le imprese come Energy Release 2.0 e Transizione 5.0, caratterizzati da ritardi attuativi, riduzioni di fondi e incertezza regolatoria. In particolare, Transizione 5.0 è stata interrotta anticipatamente il 6 novembre 2025 per esaurimento delle risorse PNRR, ridotte da 6,237 a 2,5 miliardi di euro.