Gli stoccaggi europei di gas si fermano al 72% di riempimento a inizio ottobre 2026, il livello più basso registrato per il periodo da diversi anni. Il dato, da solo, non certifica un inverno critico: il Winter Supply Outlook 2026-2027 di Entsog, a cui si affiancano le analisi Ieefa, valuta gli stock tendenzialmente sufficienti. La sicurezza energetica del continente, però, resta appesa a due variabili — la rigidità dell'inverno e i flussi di Gnl — ed è proprio su questo margine che il settore misura oggi il proprio rischio.
Il 72% di riempimento è il livello più basso per inizio ottobre da anni
Con circa il 72% di riempimento a inizio ottobre, gli stoccaggi europei entrano nella stagione di prelievo con il livello più basso per il periodo da diversi anni. Il valore segnala che il cuscinetto di gas disponibile prima dell'inverno è più sottile rispetto alle annate precedenti. La conseguenza operativa è un sistema meno tollerante alle deviazioni: ogni scostamento dai flussi attesi pesa di più sul bilanciamento tra domanda e offerta.
Gli stoccaggi europei di gas raggiungono il 72%, e l'inverno 2026-27 resta sotto osservazione.
Entsog e Ieefa: stoccaggi sufficienti, ma a due condizioni
Il Winter Supply Outlook valuta gli stock tendenzialmente sufficienti a coprire la stagione. La formula è però condizionata. In determinate circostanze — inverno molto freddo e/o forniture di Gnl limitate — potrebbe essere necessario ridurre la domanda per bilanciare il sistema. Il documento non quantifica la soglia di freddo o il calo di Gnl che farebbe scattare lo scenario critico: si limita a identificare le condizioni che lo renderebbero possibile.
Cosa cambia per il mercato dell'energia
Il legame tra livello degli stoccaggi e prezzi del gas è diretto: un margine più sottile espone il mercato a oscillazioni più brusche in caso di freddo prolungato o di arrivi di Gnl inferiori alle attese, con effetti che si trasferiscono sulle bollette. Per chi opera nel settore, il 72% è un indicatore di sensibilità, non di emergenza. La differenza rispetto a un inverno con stoccaggi più pieni sta nel margine di errore: oggi il sistema ha meno spazio per assorbire una deviazione tra domanda e disponibilità.
L'assenza di una soglia numerica nel report di Entsog e Ieefa è, in sé, un segnale: la valutazione non è binaria. Il giudizio "tendenzialmente sì" regge finché le due condizioni di rischio restano fuori dallo scenario. È qui che si gioca la partita dell'inverno 2026-2027: non sul livello medio degli stoccaggi, ma sulla capacità del sistema di tenere anche quando una delle due variabili peggiora.
La Facility Cacer, il canale PNRR per le comunità energetiche e l'autoconsumo, ha superato il miliardo di euro di contributi concessi. Con il nono atto di concessione pubblicato dal GSE, il totale è salito a 1.031,2 milioni di euro per 38.895 beneficiari. Ma la dotazione non è infinita: dopo la legge n. 152/2026, che ha aggiunto 246 milioni, le risorse totali ammontano a 1.041,5 milioni e restano liberi appena 10,3 milioni, circa l'1% del totale. Il programma è ormai a un passo dall'esaurimento.
Il nono atto vale 16,7 milioni e 37,6 MW, ma il ritmo rallenta
Il nono atto premia 505 nuovi beneficiari per 16,7 milioni di euro e 37,6 MW di potenza. Rispetto all'ottavo atto, pubblicato a fine agosto 2026 (590 beneficiari, 55,5 MW e 23,9 milioni), i contributi calano del 30,1% (16,7 su 23,9) e la potenza del 32,3% (37,6 su 55,5 MW), mentre i beneficiari scendono del 14,4% (505 su 590).
Fattoria e turbine eoliche in un paesaggio rurale della Germania. Foto di Sergej ***** su Pexels
Atto
Beneficiari
Potenza
Contributi
Nono (ottobre 2026)
505
37,6 MW
16,7 mln €
Ottavo (agosto 2026)
590
55,5 MW
23,9 mln €
Geografie e soggetti: doppio baricentro e più enti pubblici
Sul piano territoriale emerge un doppio baricentro. La Lombardia guida con 80 progetti, seguita da Sicilia (70), Campania (53), Veneto (48) e Piemonte (42). A livello provinciale svetta Catania con 33 progetti, poi Lecce (18), Napoli e Caserta (17) e Bergamo (16). La natura dei beneficiari più frequente è "ente commerciale, cooperativa, società, consorzio" con 193 casi (38,2%), seguita da "altre persone individuali" con 161 casi (31,9%). Il dato più rilevante per il settore è la quota di enti pubblici economici: 88 casi, il 17,4%, una presenza più marcata rispetto agli atti precedenti.
Il vincolo è il calendario: esercizio entro il 31 dicembre 2027
Le iniziative ammesse devono entrare in esercizio non oltre il 31 dicembre 2027. Con il 99% della dotazione già impegnata, lo spazio per nuove concessioni si riduce a poche decine di milioni. Il finanziamento maggiore del nono atto va a CO.SI.L.T. a Tolmezzo (Udine), 419.601 euro per 999,05 kW; la potenza più alta è di DAT Energia a Pietravairano (Caserta), 999,35 kW per 419.600 euro.
Il quadro è quello di una misura in fase di chiusura: i 246 milioni aggiunti dalla legge 152/2026 sono stati in gran parte già assorbiti e il calo del nono atto segnala una pipeline in esaurimento. Per il settore, il tema si sposta dalla corsa al contributo alla capacità di rispettare la scadenza del 2027, quando tutte le iniziative dovranno essere in esercizio.
Un pontile galleggiante da 5,2 kW che produce elettricità dal sole di giorno e dal moto ondoso anche di notte: è il modulo pilota attivato all'Isola del Giglio da Seares e New Time, primo esempio di infrastruttura portuale che integra due fonti rinnovabili sulla stessa superficie. Per il settore il dato rilevante non è la potenza, modesta, ma la logica: una passerella finora inerte diventa un punto di generazione distribuita in un ambiente — quello portuale — storicamente solo consumatore di energia. Sulla scalabilità pesa però un buco informativo: costo dell'investimento, produzione annua attesa e tempi di ritorno non sono stati resi noti.
Un pontile da 5,2 kW: come si sommano le due fonti
Il modulo installato all'Isola del Giglio combina una pavimentazione fotovoltaica calpestabile con quattro smorzatori idraulici Seadamp FX da 300 W ciascuno, per una potenza complessiva stimata di 5,2 kW. La componente solare vale 4 kW, quella idraulica 1,2 kW. L'opera nasce da oltre quattro anni di ricerca, progettazione e sperimentazione condotti da Seares con il Comune dell'Isola del Giglio e funziona come passerella d'accesso e pontile d'ormeggio per imbarcazioni da diporto, dai motoryacht alle barche a vela.
Componente
Potenza
Pavimentazione fotovoltaica calpestabile New Time
4 kW
4 smorzatori idraulici Seadamp FX (300 W ciascuno)
1,2 kW
Totale stimato
5,2 kW
Tradotte in quote, le due fonti non sono affatto equivalenti: i 4 kW fotovoltaici coprono il 76,9% della potenza totale (4 diviso 5,2), mentre l'1,2 kW recuperato dal mare pesa per il 23,1%. Il solare resta il vettore dominante, ma è la quota idraulica a cambiare il profilo orario dell'impianto.
La complementarità giorno-notte è l'argomento industriale
La ragione dell'ibrido sta nella complementarità: il fotovoltaico rende al massimo nelle ore di irraggiamento, i Seadamp sfruttano risacca e movimento continuo del mare anche di notte. È il profilo che un'infrastruttura di banchina cerca, perché i consumi non si fermano al tramonto: l'energia generata alimenta i servizi di terra e ricarica le batterie delle imbarcazioni ormeggiate.
Barca gonfiabile equipaggiata con pannello solare su acque calme. Foto di Nothing Ahead su Pexels
«Il progetto dell'Isola del Giglio è il risultato di oltre quattro anni di lavoro, ricerca, investimenti e confronto continuo con il Comune, che ringraziamo per aver creduto fin dall'inizio in questa visione», afferma Giorgio Cucè, CEO di Seares. I Seadamp, aggiunge, «assorbono e controllano le sollecitazioni generate dal moto ondoso», trasformando parte dell'energia del mare in elettricità. Sul lato fotovoltaico, Paolo Cimatti, Amministratore Unico di New Time, rivendica «la flessibilità delle proprie soluzioni ingegneristiche, capaci di integrarsi con molteplici fonti alternative».
I numeri danno ragione alla doppia funzione degli smorzatori: oltre a generare, riducono le oscillazioni del pontile fino al 90%, abbassando i carichi sulle strutture e, secondo le due aziende, i costi di gestione delle banchine.
Perché il modello scala solo se i conti tornano
Seares e New Time indicano il progetto come potenzialmente replicabile in porti e marine su scala più ampia. Manca però il dato che ogni operatore guarderebbe per primo: l'investimento complessivo, la produzione annua attesa e i tempi di ritorno non sono stati resi noti.
Senza il costo per kW installato, la replicabilità resta una tesi tecnica, non ancora economica. Per un gestore di marina la domanda è concreta: quanto costa trasformare un pontile in un asset produttivo, e in quanto tempo i ricavi da servizi di banchina e ricarica ripagano la spesa? Il progetto dimostra che la tecnologia funziona in ambiente marino; non dimostra, con i dati disponibili, che sia conveniente rispetto alle alternative.
Il collaudo del Giglio segna il passaggio da una singola applicazione a un'architettura energetica pensata per essere replicata. Il vero test sarà il primo porto che ordina il secondo esemplare: se non arriva, il pontile ibrido resterà un caso isolato ben riuscito.
L'agrivoltaico verticale perde pezzi sul fronte industriale, non su quello degli impianti. Next2Sun ha chiesto al tribunale di Saarbrücken l'apertura di procedure di insolvenza in auto-amministrazione per Next2Sun Technology GmbH e Next2Sun Mounting Systems GmbH, dopo che la raccolta da 5 milioni di euro lanciata a settembre non ha prodotto impegni vincolanti. La filiale italiana e le società che gestiscono gli impianti già realizzati restano fuori dalla procedura: la frattura passa tra chi costruisce la tecnologia e chi possiede gli asset.
Le due controllate coinvolte e chi resta fuori
Le procedure riguardano le due società del gruppo attive su tecnologia e sistemi di montaggio, annunciate il 5 ottobre 2026. Non sono coinvolte Next2Sun AG, Next2Sun Projekt GmbH né le società di progetto che gestiscono gli impianti agrivoltaici già completati. Le attività delle due controllate proseguono per il momento: i progetti esistenti vengono valutati per sostenibilità economica e continueranno dove possibile.
Perché la raccolta da 5 milioni non è andata a buon fine
A settembre Next2Sun ha avviato un aumento di capitale da 5 milioni di euro. Alla fine del mese l'azienda ha dichiarato di aver ricevuto impegni di investimento sufficienti a raggiungere l'obiettivo, ancora però soggetti a verifica. All'inizio di ottobre la valutazione è cambiata: quegli impegni non erano abbastanza vincolanti per assicurare il capitale necessario nel medio termine. L'offerta di azioni è stata annullata e i fondi dei potenziali investitori non verranno accettati.
Campo di pannelli solari con magazzini e silos sullo sfondo. Foto di Mark Stebnicki su Pexels
La filiale italiana non è toccata dalla procedura
Next2Sun Italia SRL non è interessata dall'insolvenza e prosegue regolarmente le attività, garantendo la continuità dei servizi. Lo sviluppo dei progetti in corso presso Next2Sun Projekt GmbH continua, insieme alla ricerca di investitori nell'ambito degli sforzi di ristrutturazione, con l'obiettivo di preservare il maggior numero possibile di posti di lavoro e il know-how tecnico del gruppo.
Il collo di bottiglia è industriale, non progettuale
Next2Sun conta circa 140 dipendenti in Germania, Austria, Polonia e Giappone e ha completato oltre 60 MW di progetti fotovoltaici. I 5 milioni che cercava equivalgono a circa 35.700 euro per dipendente: rapportata a un gruppo con oltre 60 MW realizzati, la cifra dà la misura del fabbisogno che la raccolta doveva coprire. Le società di progetto degli impianti in esercizio restano fuori dall'insolvenza; le due controllate in auto-amministrazione sono quelle che producono tecnologia e sistemi di montaggio. Il valore, in questa fase, resta agganciato agli asset già installati più che alla filiera che li costruisce.
"Le ultime settimane hanno dimostrato il forte sostegno alla nostra visione di una combinazione sostenibile tra agricoltura ed energia solare", ha dichiarato Heiko Hildebrandt, membro del consiglio di amministrazione di Next2Sun. "Siamo molto grati a tutti i nostri sostenitori per questo. Anche se non siamo riusciti a ottenere il livello di finanziamento necessario, faremo tutto il possibile per sfruttare le opportunità disponibili per proseguire le attività e ristrutturare l'azienda".
Per il settore il segnale è che l'agrivoltaico regge come asset in esercizio ma fatica a finanziarsi come industria: se il capitale resta disponibile per gli impianti e non per chi li produce, il collo di bottiglia si sposta a monte della filiera.
Roma e la Regione Lombardia mettono sul tavolo 708.600 euro — la somma dei 583.600 stanziati dal Campidoglio e dei 125.000 approvati dalla Giunta lombarda — per portare fotovoltaico e autoconsumo collettivo dentro l'edilizia pubblica e tra le famiglie in povertà energetica. La cifra è marginale se confrontata con i 1.317,9 milioni di euro della misura Pnrr per le ristrutturazioni energetiche dell'edilizia residenziale pubblica, le cui richieste hanno già superato il tetto disponibile a maggio 2026. Il senso dei due progetti non sta nel volume finanziario: sta nel verificare se il modello della comunità energetica regge su patrimoni Aler e comunali, dove la domanda di riqualificazione eccede da tempo l'offerta pubblica.
Roma mappa la domanda: impianti da 1 a 100 kWp in comodato d'uso
Roma Capitale ha pubblicato il 5 ottobre una manifestazione d'interesse per rilevare la domanda potenziale di moduli fotovoltaici da concedere in una fase successiva in comodato d'uso gratuito. L'avviso resta aperto fino al 3 novembre.
Il budget è di 583.600 euro, finanziato dal Mase nell'ambito della missione europea "Climate neutral and smart cities". Roma è entrata in quella missione con l'approvazione del proprio Climate City Contract da parte della Commissione europea il 15 ottobre 2025.
I destinatari non sono le singole famiglie: la ricognizione si rivolge a comunità energetiche, anche solidali, condomìni, gruppi di autoconsumatori collettivi, enti del terzo settore, cooperative, Pmi e soggetti impegnati nel contrasto alla povertà energetica. La taglia indicativa degli impianti va da 1 a 100 kWp. Chi aderisce deve indicare ubicazione della superficie proposta, potenza installabile stimata e numero di moduli richiesti; la ricognizione serve anche a censire vincoli urbanistici, edilizi, paesaggistici e storico-artistici e a valutare moduli con caratteristiche cromatiche o di integrazione architettonica specifiche.
Sul fronte economico, Roma prefigura un comodato ventennale ma limitato ai soli pannelli: componenti, installazione, esercizio e adempimenti restano a carico del beneficiario. La manifestazione d'interesse non assegna moduli né priorità.
Lombardia: 125.000 euro, l'80% va a progettazione e impianti
La Giunta regionale lombarda ha approvato il finanziamento di due progetti pilota su edifici di edilizia residenziale pubblica gestiti dalle Aler, a Stezzano (Bergamo) e Caronno Pertusella (Varesotto).
Sui 125.000 euro complessivi, 100.000 cofinanziano fino al 40% di progettazione e realizzazione degli impianti fotovoltaici; gli altri 25.000 coprono informazione, formazione e supporto tecnico. Il rapporto tra le due voci si calcola direttamente: l'80% del budget va all'hardware, il 20% alla parte immateriale. La proporzione colloca il progetto nella categoria delle sperimentazioni tecniche più che delle campagne di comunicazione.
Pannelli fotovoltaici sul tetto catturano la radiazione solare per la generazione di energia rinnovabile. Foto di Elite Power Group su Pexels
L'obiettivo dichiarato dalla Regione è far beneficiare gli inquilini dell'energia prodotta localmente e degli incentivi legati alla condivisione dell'elettricità, misurando gli effetti sulle bollette. I due interventi sono seguiti da Aler Bergamo-Lecco-Sondrio e da Aler Varese-Como-Monza Brianza-Busto Arsizio. Alla sperimentazione è abbinata una ricognizione degli edifici Aler potenzialmente idonei a ospitare impianti solari: è il passaggio che determina se il modello è replicabile o resta un caso isolato.
In Italia 4.800 CER per 400 MW: la taglia media è 83 kW
Aiuta a inquadrare la scala dei due piloti il dato nazionale. Al 31 agosto 2026 il GSE contava oltre 4.800 configurazioni CER con contratti attivi o in fase di finalizzazione, per circa 400 MW di potenza complessiva e oltre 51.000 punti di connessione associati.
Due rapporti derivati da questi numeri raccontano il settore meglio di qualsiasi aggettivo. Dividendo i 400 MW per le 4.800 configurazioni si ottiene una potenza media di poco superiore agli 83 kW per configurazione: la taglia massima richiesta da Roma (100 kWp) è quindi vicina alla media nazionale, segno che la ricognizione capitolina è tarata su impianti realistici e non su grandi centrali condominiali. Sul secondo rapporto, 51.000 punti di connessione su 4.800 configurazioni danno circa 10,6 utenze per CER: le comunità energetiche italiane restano, nella media, strutture piccole.
Per ampliare la base di aderenti il GSE ha attivato la Vetrina delle CER, un servizio che inserendo il codice POD individua l'Area Convenzionale dell'utente e mostra le comunità disponibili a ricevere nuovi membri, con la possibilità di contattare il referente. La crescita del numero di aderenti è la leva per aumentare l'energia condivisa e i benefici economici della configurazione.
Il vincolo di sistema: il Pnrr per l'edilizia pubblica è già saturo
I due piloti vanno letti dentro una partita più grande. Il Piano Casa, approvato in via definitiva a luglio 2026, stanzia 970 milioni di euro tra il 2026 e il 2030 per recupero e manutenzione dell'edilizia residenziale pubblica e sociale, con l'efficienza energetica tra i criteri di intervento.
Sul fronte Pnrr, la Misura M.7 – Investimento 17, dedicata alle ristrutturazioni energetiche dell'edilizia residenziale pubblica, dispone di 1.317,9 milioni di euro: a maggio 2026 le richieste di accesso hanno superato quel tetto. Il meccanismo si appoggia a energy service company selezionate con gare pubbliche, che possono contare su un contributo a fondo perduto fino al 65% del costo totale e su un prestito bancario per la quota residua, fino a un massimo del 35% del costo non coperto.
Per un'ESCo o per un'amministrazione che valuta un intervento su patrimonio pubblico, il nodo è la sostenibilità economica del modello. Il cofinanziamento regionale fino al 40% e il comodato ventennale dei moduli riducono la barriera d'ingresso, ma Roma lascia a carico del beneficiario installazione ed esercizio, e la taglia ridotta degli impianti — coerente con la media nazionale di 83 kW per configurazione — limita le economie di scala. Il valore delle due iniziative sta lì: nella verifica empirica, su due patrimoni Aler e su una ricognizione capitolina, di un modello che punta a sbloccare la riqualificazione energetica dell'edilizia popolare senza attendere nuove risorse per l'intervento edilizio.
La Regione Lazio rende già richiedibili i contributi per la ristrutturazione degli impianti sportivi, ammettendo anche interventi di efficientamento energetico e integrazione di fonti rinnovabili. Il bando Generazione Sport aggiunge 3 milioni di euro per la riqualificazione degli impianti sportivi in Lazio. Per chi segue il settore, è il segnale di una spesa pubblica per l'efficienza che continua a passare dalle Regioni, mentre il quadro nazionale degli incentivi resta in attesa.
Due strumenti distinti per gli impianti sportivi scolastici
I contributi regionali per la ristrutturazione degli impianti sportivi ammettono efficientamento energetico e integrazione di impianti a fonti rinnovabili, e sono già accessibili. Il bando Generazione Sport dispone invece di un plafond di 3 milioni di euro per la riqualificazione degli impianti sportivi ubicati in Lazio. Il perimetro è quello degli impianti di pertinenza scolastica, dove la palestra o il campo servono l'edificio e la sua utenza.
Impianto sportivo scolastico ripreso dall'alto, circondato da edifici urbani. Foto di Tuan Vy su Pexels
Il confronto con il quadro nazionale degli incentivi
Come avevamo riportato, il Consiglio dei ministri ha approvato il 2 ottobre 2026 lo schema del DL Ambiente bis, che non prevede bonus immediati per fotovoltaico o pompa di calore per famiglie e piccole imprese e deve ancora completare l'iter parlamentare. Il decreto interviene su autorizzazioni e progetti PNRR e PNIEC, non sui costi o sulle detrazioni dirette. Messi accanto, i due testi dicono una cosa che nessuno dei due esplicita: la domanda di efficienza sugli impianti di piccola taglia resta appesa a misure regionali e settoriali, in attesa della cornice nazionale.
Retrofit degli edifici pubblici: chi ci lavora
Per progettisti, installatori e società di servizi energetici attive sugli edifici pubblici, i bandi regionali come Generazione Sport valgono come commessa aggiuntiva su un perimetro definito: gli impianti sportivi di pertinenza scolastica. Per gli istituti, sono risorse che alleggeriscono interventi altrimenti a carico dei bilanci scolastici.
Il punto non è la scala del plafond: 3 milioni non spostano il mercato nazionale del retrofit. È il posizionamento. Finché il quadro nazionale degli incentivi resta fermo all'iter parlamentare del DL Ambiente bis, canali regionali come quello del Lazio diventano il riferimento operativo per l'efficientamento degli edifici pubblici.
Il Consiglio dei ministri del 2 ottobre 2026 ha approvato il DL Ambiente bis, un pacchetto di disposizioni urgenti per il rafforzamento delle istruttorie ambientali e la gestione dei problemi climatici. Per il settore energia, il punto chiave è l'intervento sulle autorizzazioni Pnrr-Pniec: l'obiettivo è ridurre i tempi dei permessi e sbloccare gli impianti in attesa. Il decreto punta a rafforzare le istruttorie e a ridurre i colli di bottiglia che hanno frenato la realizzazione degli impianti. Una misura che incide sulla capacità dell'Italia di rispettare i target di transizione.
Cosa cambia per le autorizzazioni Pnrr-Pniec
Il decreto interviene sul permitting ambientale con misure che riguardano anche le verifiche di assoggettabilità a Via, ora attribuite alla Commissione tecnica. Questo passaggio può ridurre i colli di bottiglia nelle fasi preliminari dei progetti. Il testo include anche disposizioni su valutazioni sanitarie, combustibile da rifiuti, danni climatici e bonifiche, segno di un approccio più ampio alla gestione ambientale.
Turbine eoliche e pannelli solari in un paesaggio montano sotto cielo sereno. Foto di Kristina Kutleša su Pexels
Il contesto del mercato energetico
Il DL Ambiente bis si inserisce in un quadro normativo in movimento. La prima asta FerX è prevista per dicembre 2026 e la Liguria ha approvato la legge sulle aree idonee il 29 settembre 2026. Sono segnali di un'accelerazione sul fronte rinnovabili.
Per gli operatori del settore, la partita si gioca sulla capacità di trasformare il via libera in cantieri. La riduzione dei tempi autorizzativi è una condizione necessaria, ma non sufficiente: il nodo è se la Commissione tecnica avrà le risorse per smaltire l'arretrato. Il DL Ambiente bis è un tassello di una strategia più ampia che combina semplificazione e nuovi strumenti di mercato.
In Italia il 40,4% delle famiglie ha una pompa di calore, ma la tecnologia copre appena il 5% della domanda termica residenziale. Nel 2024 il gas resta la prima fonte per riscaldamento e acqua calda sanitaria, con circa il 55%. Il paradosso non è tecnologico: è di sistema. Prezzi elettrici e incentivi stop-and-go non hanno ancora spostato gli equilibri del mercato del riscaldamento.
Il paradosso della diffusione senza domanda
Le pompe di calore sono presenti nel 40,4% delle famiglie italiane, ma coprono solo il 5% della domanda termica residenziale. Il rapporto Heat pumps for Italy del Regulatory Assistance Project (Rap), ripreso da ECCO Climate, mette in luce questa distanza tra installato e utilizzo effettivo.
Rapportando le due cifre, il gas copre una quota 11 volte superiore a quella delle pompe di calore: 55 diviso 5. La presenza negli edifici non si traduce, quindi, in una quota equivalente di riscaldamento pulito.
Sistema di pompa di calore per il riscaldamento interno. Foto di alpha innotec su Pexels
Nel 2024 il gas ha ancora guidato il riscaldamento residenziale
La fotografia del 2024 è netta. Il gas ha coperto circa il 55% della domanda residenziale di riscaldamento e acqua calda sanitaria. Bioenergia e solare termico insieme arrivano al 24%, l’elettricità diretta al 7%, il gasolio al 6%. Le pompe di calore restano al 5%.
Fonte
Quota 2024
Gas
55%
Bioenergia e solare termico
24%
Elettricità diretta
7%
Gasolio
6%
Pompe di calore
5%
Le voci elencate sommano al 97%; il restante 3% non è dettagliato nelle fonti consultate. Il dato conferma che il riscaldamento residenziale italiano resta ancorato alle fonti fossili e alla biomassa, mentre l’elettrificazione diretta è minoritaria.
Politiche energetiche e scenari industriali
Il documento del Rap richiama l’allineamento delle politiche energetiche nazionali per sostenere la transizione verso il riscaldamento pulito. Prezzi elettrici e incentivi stop-and-go sono indicati come fattori che frenano il riscaldamento elettrificato. Per il sistema energetico la conseguenza è duplice: resta alta la dipendenza dal gas nel residenziale, ma esiste già un parco installato potenzialmente ampio da valorizzare.
Se il 40,4% delle famiglie ha una pompa di calore e solo il 5% della domanda termica passa da lì, il collo di bottiglia italiano non è l’installazione. È la convenienza economica e la continuità delle politiche.
Con l'approvazione all'unanimità del disegno di legge n. 88 il 29 settembre 2026, la Liguria chiude il capitolo sulle aree idonee alle rinnovabili e sceglie un modello a quota: il fotovoltaico su terreno agricolo è ammesso solo entro il limite massimo dello 0,8% della superficie agricola utilizzata, verificato in modo cumulativo a livello regionale. Il resto della mappa si appoggia a porti, strade, cave in esercizio e perimetri di crisi industriale, mentre per l'eolico la decisione sulle aree non idonee slitta di almeno 180 giorni. Per chi sviluppa impianti in regione cambia il modo di pianificare la pipeline, non solo la scelta dei singoli siti.
Fotovoltaico: 0,8% di SAU, cave e aree di crisi industriale
La legge individua per il fotovoltaico quattro famiglie di superfici idonee, cioè soggette a un iter accelerato e agevolato:
aree agricole entro il limite massimo dello 0,8% della SAU;
perimetri delle aree di crisi industriale complessa;
cave in esercizio;
zone logistiche semplificate.
Le ultime tre categorie valgono anche per i sistemi di accumulo. La scelta segnala una direzione precisa: la capacità fotovoltaica che la Regione considera compatibile con il proprio territorio passa prima dal riuso di siti produttivi, estrattivi e logistici, e solo residualmente dal suolo agricolo, contingentato.
Porti, strade e suoli consumati: le aree valide per ogni fonte
Per ogni tipologia di fonte rinnovabile e per lo storage la legge considera idonee anche:
le aree portuali, esclusi i porti turistici;
le aree di pertinenza delle strade extraurbane principali, fino a una distanza massima di 300 metri;
i suoli consumati cartografati dall'Atlante Ispra e impermeabilizzati al momento della proposta progettuale, con esclusione delle biomasse;
le aree prive di vincoli ambientali entro 300 metri dai punti di connessione alla rete elettrica.
I due riferimenti ai 300 metri non hanno lo stesso peso sulla mappa ligure: la fascia stradale è lineare e attraversa tutto il territorio, mentre il raggio dalle connessioni concentra l'idoneità dove la rete esiste già. Per un operatore, la seconda condizione decide la bancabilità di un progetto più della prima, perché la connessione resta il collo di bottiglia tipico delle installazioni in una regione stretta tra mare e crinali.
Il tetto dello 0,8% è un budget regionale, non una soglia di progetto
Le proposte di impianti su SAU devono essere comunicate tempestivamente dall'ente ricevente alla Regione, che verifica il raggiungimento del limite dello 0,8%. Il meccanismo è cumulativo: la quota non si misura sul singolo progetto ma sul totale regionale già occupato. La Regione effettuerà un monitoraggio semestrale quantitativo della potenza installata, autorizzata o assentita per ciascun territorio provinciale nell'anno precedente, tramite lo sportello unico per le energie rinnovabili (Suer); a questo si affianca un tavolo tecnico permanente, coordinato dalla struttura regionale competente in materia di energia, che si riunisce almeno due volte l'anno.
Pecore al pascolo sotto pannelli solari in una fattoria di energia rinnovabile in Germania. Foto di Vincent Delsuc su Pexels
Sul fronte dell'accettabilità, la Regione promuoverà con i proponenti e i Comuni interessati misure di ritorno per le comunità locali dove sono installati impianti di potenza non inferiore a 1 MW. Per gli impianti fotovoltaici di grande taglia, individuati dal testo nei progetti superiori a 10 MW, il proponente deve presentare l'iniziativa alle amministrazioni comunali coinvolte almeno 90 giorni prima del deposito dell'istanza di autorizzazione unica.
Eolico: le aree non idonee arrivano dopo, entro 180 giorni
La legge non contiene la mappa delle aree non idonee all'eolico: entro 180 giorni dall'entrata in vigore, la Giunta regionale dovrà approvare una proposta da sottoporre al Consiglio. Contando i 180 giorni dal 29 settembre 2026 — data di approvazione del provvedimento — la scadenza indicativa cade intorno alla fine di marzo 2027. Fino a quel momento restano salve, nei limiti della compatibilità con le norme vigenti, le aree non idonee individuate dalla deliberazione regionale del 2009.
Lo rileva l'analisi di Uomini Liberi, che segnala anche un cambio di quadro rispetto al "pacchetto energia" presentato dalla Regione nel novembre 2025: allora si annunciavano come non idonee le aree vincolate, i siti Natura 2000, le aree naturali protette e i parchi, le zone a elevato rischio di frana o idraulico e i siti Unesco; il testo approvato rimanda la proposta sulle aree non idonee eoliche a un provvedimento successivo. Le tutele ambientali e paesaggistiche continuano a operare, ma il quadro è cambiato.
PEAR, Piano dell'aria e VAS: l'impalcatura della politica energetica ligure
Nella stessa seduta il Consiglio ha approvato anche l'aggiornamento del Piano regionale di risanamento e tutela della qualità dell'aria, che prepara il territorio agli standard europei con una tappa intermedia nel 2028 e l'obiettivo fissato al 2030. L'assessore regionale all'Ambiente e all'Energia Paolo Ripamonti ha inquadrato la legge come "l'ultimo tassello delle attività legate all'energia", dopo il Piano Energetico Ambientale Regionale e in parallelo all'iter della Valutazione ambientale strategica del Piano di accelerazione.
Cosa cambia per chi sviluppa impianti in Liguria
Due soglie di "grande taglia" convivono nello stesso impianto normativo: il fotovoltaico è grande a 10 MW, ai fini dell'informativa anticipata ai Comuni, mentre per l'eolico la grande taglia — quella che abilita i Comuni a definire ulteriori aree idonee nel proprio territorio, informando la Regione entro dieci giorni — scatta oltre 1 MW. Tradotto in pratica: sul fotovoltaico la partita si gioca sul tetto cumulativo di SAU e sulla vicinanza alle connessioni; sull'eolico si gioca su un doppio binario, regionale e comunale, che resta aperto almeno fino alla primavera 2027.
Un secondo elemento pesa sulla pianificazione: sempre secondo l'analisi di Uomini Liberi, il provvedimento di autorizzazione unica "costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico comunale" e può comportare deroghe agli atti di pianificazione territoriale regionali. È il punto in cui l'obiettivo di accelerazione si misura davvero con il governo del territorio: per chi investe significa tempi più prevedibili in fase autorizzativa, ma anche un rischio politico più alto a livello locale.
Il Tar Piemonte smonta l'idea che un sistema di accumulo vicino a una cabina di trasformazione vada giudicato come se sorgesse in un paesaggio intatto. Con la sentenza n. 1910/2026, pubblicata il 29 settembre 2026, i giudici annullano il parere negativo della Soprintendenza di Biella su due BESS da 5 MW a Mongrando e fissano un principio destinato a pesare sull'intero settore: la base di valutazione è lo stato reale dei luoghi, non un sito incontaminato ipotetico.
Lo stato reale dei luoghi è la base della valutazione
Il progetto ricade in area vincolata, ma dista 94 metri dal perimetro di una stazione di trasformazione che sorge appena fuori dall'area protetta. Il collegio qualifica quella cabina primaria come "infrastruttura energetica ad elevato contenuto tecnologico", parte del ciclo industriale dell'energia, e ne deduce che l'intorno è almeno parzialmente compromesso dal punto di vista ambientale.
La Soprintendenza aveva respinto le osservazioni della società con valutazioni "improntate a criteri formalistici e nominalistici", riassunte dal Tar nella formula "la cabina sta fuori dall'area tutelata e l'area in esame sta dentro". L'impatto degli accumulatori è stato così misurato rispetto a "un idealmente tratteggiato e inesistente sito incontaminato", anziché a un territorio "ai margini di un'area tutelata, inserito in un contesto già pesantemente inciso dall'intervento antropico".
Idoneità ex lege e vincolo paesaggistico convergono
Qui sta il passaggio più delicato per il settore. L'idoneità ex lege delle aree vicine a impianti industriali si applica soltanto al fotovoltaico — articolo 20, comma 8, lettera c-ter, numero 2, del d.lgs. 199/2021 — ma, osservano i giudici, "presuppone, comunque, una implicita considerazione delle relative superfici agricole come almeno parzialmente compromesse dal punto di vista ambientale".
Sottostazione elettrica ad alta tensione con attrezzature e segnalistica di sicurezza. Foto di Enric Cruz López su Pexels
Le due testate che hanno seguito il caso divergono proprio su questo punto: pv magazine Italia insiste sul fatto che l'idoneità ex lege resta limitata al fotovoltaico, mentre QualEnergia inquadra la pronuncia come un chiarimento sulle aree in cui idoneità e tutela paesaggistica "convergono". Il dispositivo apre di fatto alla seconda lettura: il vincolo paesaggistico non può ignorare la disciplina delle aree idonee quando i perimetri si sovrappongono.
Il decreto 178/2025 e l'assimilazione degli accumuli
Il Tar richiama anche il d.lgs. 178/2025, che equipara i progetti BESS agli impianti da fonti rinnovabili a fini autorizzativi. La norma non si applica direttamente al caso, ma fornisce "utili indicazioni ermeneutiche e di principio": un percorso di assimilazione che la giurisprudenza amministrativa comincia a riconoscere.
23 aprile 2026: primo parere negativo della Soprintendenza di Biella
29 giugno 2026: riconferma del parere negativo, senza esaminare nel dettaglio la relazione con le mitigazioni rimodulate
29 settembre 2026: pubblicazione della sentenza n. 1910/2026
Cosa cambia per chi sviluppa accumuli
Tra il primo parere e la riconferma passano 67 giorni; tra la riconferma e la sentenza, 92 giorni, esattamente tre mesi. I due impianti in discussione sommano 10 MW complessivi: la vicinanza alla cabina primaria diventa un argomento tecnico da costruire nella documentazione, non un dettaglio.
La PAS resta pendente e la Soprintendenza dovrà pronunciarsi di nuovo, esaminando le integrazioni progettuali che il parere del 29 giugno aveva ignorato. Per gli operatori la lezione è procedurale: chi valuta dovrà motivare sullo stato dei luoghi, e un'area già incisa da infrastrutture elettriche non potrà più essere trattata come un paesaggio da cartolina.
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