Energia e Fotovoltaico

Il fotovoltaico italiano quasi raddoppia in cinque anni, dal 2025 al 2030: da 43,5 GW installati a fine 2025 a 82,3 GW previsti al 2030. Lo scenario "Best Estimate" del Documento di Descrizione degli Scenari 2026 (DDS) di Terna e Snam sposta il baricentro del sistema elettrico verso Sud e trasforma accumuli e curtailment da variabili marginali a nodi strutturali. Con un denominatore più piccolo del previsto: la domanda elettrica al 2030 scende a 338 TWh.

Il fotovoltaico raddoppia: 82 GW al 2030, fino a 137 al 2040

Al 2030 il solare tocca 82,3 GW, con il segmento utility-scale che più che raddoppia da 24,5 a 54,1 GW e il distribuito che sale da 19 a 28,2 GW. La produzione passa da 44 a 110 TWh, oltre il 52% della generazione rinnovabile e circa il 37% di quella nazionale. Al 2040 il fotovoltaico arriva a 114-137 GW e 156-185 TWh. Solare ed eolico insieme valgono 103 GW al 2030, +45 GW sul 2025.

Aste FER X e accumuli: dove si gioca il 63% di rinnovabili

Dei 45 GW nuovi, circa 23 GW sono già assegnati tramite FER 1, Agrivoltaico, Agrisolare, FER X Transitorio ed Energy Release 2.0, con oltre il 50% tra Sud e Sicilia. Le prossime aste FER X mettono a gara un contingente fino a 37 GW, ma Terna e Snam ne ipotizzano in esercizio solo 7-10 GW entro il 2030, più 2,5-3 GW l'anno di crescita inerziale. Per centrare il 63% di rinnovabili sulla domanda servono circa 50 GWh di nuovi accumuli, di cui 24 GWh oltre le aste Macse. La capacità di accumulo utility-scale e distribuita, esclusi i pompaggi, passa da 17,9 GWh nel 2025 a 80 GWh nel 2030 (di cui 19 GWh distribuiti), fino a 116,5-169,5 GWh nel 2040; il fabbisogno aggiuntivo di 50 GWh è invece calcolato rispetto al 2026 e riguarda solo l'utility-scale. L'overgeneration sale da valori quasi nulli a circa 6 TWh nel 2030 e 8-25 TWh nel 2040.

La rete inverte i flussi tra Sud e Centro-Sud

La concentrazione delle rinnovabili nel Mezzogiorno ribalta la geografia dei transiti. Sul collegamento tra Sud e Centro-Sud la direzione si inverte rispetto allo storico: dai -12,3 TWh del 2024 si passa a 21,2 TWh nel 2030 e fino a 43,5 TWh nel 2040 nello scenario Power Development, mentre il transito tra Centro-Sud e Centro-Nord sale da 3,2 a 10,7 TWh nel 2030 e 26,5 TWh nel 2040. Al 2030 le esportazioni triplicano da circa 5 a 15 TWh. Sul fronte domanda, le abitazioni con riscaldamento prevalente a pompa di calore passano da 2,5 milioni nel 2025 a 3,8 milioni nel 2030, fino a 9,8 milioni nel 2040. La quota elettrica nei consumi finali sale dal 22% del 2025 al 25% nel 2030.

Il bivio del 2040 e un dato in conflitto

Dopo il 2030 le traiettorie divergono. Energy Integration ipotizza circa 4 GW l'anno di nuovo solare ed eolico, domanda a 408 TWh e rinnovabili al 68%; Power Development assume 8 GW annui, 439 TWh e 77%, con la generazione a gas che scende a 53 TWh. QualEnergia segnala anche un ridimensionamento su gas e idrogeno: biometano a 2 miliardi di metri cubi contro i 5 del riferimento Pniec 2024 e idrogeno rinnovabile a 1,5 TWh anziché 9,9. Sui data center le due fonti non concordano: pv magazine indica 48 TWh di consumi al 2040, QualEnergia si ferma a 38 TWh; entrambe concordano sui 15 TWh del 2030.

Con l'eolico frenato, lo storage diventa il vincolo

Tre calcoli aiutano a leggere il quadro. Il salto del fotovoltaico da 43,5 a 82,3 GW equivale a un aumento dell'89% (82,3 diviso 43,5), quasi un raddoppio in cinque anni, dal 2025 al 2030. I 24 GWh "oltre Macse" pesano per il 48% del fabbisogno di 50 GWh. E più solare concentra i surplus nelle stesse ore: l'eolico previsto al 2030 è di 20,2 GW, quasi 8 GW in meno dei 28,1 del riferimento Pniec, mentre il solare supera di circa 3 GW i 79,3 del Piano. Un mix più sbilanciato sul fotovoltaico rende lo storage non un'opzione, ma il vincolo principale del sistema al 2030.

Fonti

• pv magazine Italia
• QualEnergia

Il primo dome costruito interamente in casa è già partito da Piacenza verso l'India. Con l'apertura dello stabilimento emiliano, Energy Dome porta la CO2 Battery fuori dal laboratorio e dentro una filiera manifatturiera europea fatta di acciaio e turbomacchine. Per il sistema elettrico italiano la posta in gioco non è soltanto industriale: la tecnologia dell'accumulo a lunga durata attende ancora le aste che devono remunerarla; una lettura possibile è che il ritardo pesi più della capacità produttiva.

A Piacenza nasce l'hub manifatturiero della filiera europea

Lo stabilimento di Piacenza è l'hub produttivo centrale di Energy Dome: qui si realizzano i dome, i componenti chiave destinati ai grandi impianti internazionali dell'azienda. Il piano prevede 6,5 milioni di euro di investimenti nei prossimi due anni, l'obiettivo di triplicare la capacità produttiva e un organico locale che passa dagli attuali 30 addetti a 80-90 dipendenti entro il 2028.

Nell'ultimo anno il sito ha assorbito circa 2 milioni di euro, destinati all'adeguamento del capannone, all'acquisto dei macchinari e al potenziamento delle infrastrutture elettriche e di rete. È una quota pari a poco meno di un terzo del totale previsto (2 su 6,5 milioni, il 30,8%): il grosso della spesa industriale deve ancora arrivare.

La scelta di filiera è il tratto distintivo del progetto. A differenza delle tecnologie di accumulo tradizionali, che dipendono da catene di fornitura extra-europee, la CO2 Battery valorizza componenti e lavorazioni interamente europee. L'argomento, ripetuto dall'azienda in tutte le sue comunicazioni, è esplicito: non si vuole sostituire la dipendenza dai combustibili fossili con quella da hardware importato.

Tre i cantieri che il sito emiliano deve alimentare.

Il nodo regolatorio italiano è il MACSE

Il mercato domestico resta il punto debole della strategia. Il MACSE è il meccanismo di approvvigionamento a termine della capacità di stoccaggio gestito da Terna. Le aste finora costruite, tuttavia, sono pensate per le tecnologie a litio. Il funzionamento della CO2 Battery, sostiene l'azienda, è più simile all'idroelettrico a pompaggio.

"Attualmente le aste sono costruite per le tecnologie a litio", ha spiegato il fondatore e amministratore delegato Claudio Spadacini, secondo cui le regole in vigore "favoriscono tecnologie diverse dalla nostra". La richiesta è che vengano emesse le aste dedicate al pompaggio e alle altre forme di accumulo di lunga durata: "Stiamo aspettando e auspichiamo che le aste a pompaggio vengano emesse perché ad oggi percepiamo un ritardo".

Il quadro di riferimento non manca. Il PNIEC fissa i target italiani, Terna ha indicato un fabbisogno di 50 GWh al 2030, e Arera ha dato mandato al gestore della rete di prendere in considerazione anche tecnologie alternative. Nel frattempo Energy Dome valuta nuovi progetti in Sardegna e in varie regioni del Centro Sud e delle isole, dove la necessità di stoccaggio è più marcata.

Trenta gigawattora di pipeline contro i 50 chiesti da Terna

La dimensione commerciale dell'azienda si misura su quattro numeri. Energy Dome dichiara presenza su 4 continenti, oltre 2 GWh di progetti in esercizio o contrattualizzati, oltre 3 GWh autorizzati e una pipeline di sviluppo superiore a 30 GWh. Tra clienti e partner figurano Google, Engie, Alliant Energy, NTPC, SEC e SRP.

Il confronto tra questi valori e il contesto italiano è immediato. Sommando i progetti contrattualizzati e quelli autorizzati si arriva a oltre 5 GWh: circa un sesto dei 30 GWh di pipeline, se si assume che questa includa anche i progetti contrattualizzati e autorizzati. La pipeline complessiva è pari ad almeno il 60% del fabbisogno di 50 GWh indicato da Terna al 2030 (oltre 30 GWh di pipeline; le fonti non indicano un limite superiore). Le fonti indicano una pipeline superiore a 30 GWh; se fosse interamente destinata all'Italia coprirebbe almeno il 60% del fabbisogno Terna al 2030. Le fonti non dicono quanta parte sia destinata all'Italia. È un esercizio aritmetico, non una previsione: la pipeline è distribuita su scala globale; le fonti non indicano commesse italiane, mentre l'azienda sta valutando progetti in Sardegna e nel Centro Sud.

Il vincolo è il capitale, non la tecnologia

La crescita passa dalla finanza. "A oggi abbiamo raccolto 200 milioni per crescere, ma con i contratti che abbiamo firmato la necessità di capitali va ben oltre questa cifra. Siamo in una fase di raccolta di nuovi capitali per diverse centinaia di milioni", ha dichiarato Spadacini. Il processo è aperto a investitori europei e americani, con trattative in fase avanzata, e l'azienda prevede di chiudere il 2026 con ricavi tra 30 e 40 milioni. Energy Dome ha già incassato 35 milioni di euro da Breakthrough Energy Catalyst, il fondo promosso da Bill Gates.

Il modello di business si articola su due direttrici: "Possiamo costruire e vendere impianti oppure costruire, gestire e vendere il servizio di stoccaggio sulla base di contratti pluriennali", ha spiegato il CEO, citando il contratto siglato con Google. La scala degli investimenti spiega perché il capitale sia il collo di bottiglia: per ciascun impianto l'investimento "va da un range di 40-50 fino a 400 milioni di euro, a seconda della dimensione".

Qui emerge la sproporzione più significativa dell'operazione di Piacenza. I 6,5 milioni destinati all'hub manifatturiero valgono meno di un quinto del costo del più piccolo impianto nel range indicato dall'azienda, quello da 40 milioni. Il sito produttivo non è l'investimento pesante: è plausibile che sia la leva che rende replicabili investimenti da circa 6 a oltre 60 volte più grandi.

La chiusura del cerchio dipende da un atto regolatorio, non da un annuncio industriale. Se le aste per il pompaggio e le tecnologie di lunga durata arriveranno, il mercato italiano diventa il banco di prova di un modello che oggi vive di export; se il ritardo proseguirà, Piacenza continuerà a spedire dome verso India, Wisconsin e Irlanda, lasciando a Terna e al MACSE il compito di decidere se la CO2 Battery avrà mai un cliente italiano.

Fonti

• Rinnovabili.it
• pv magazine Italia
• MilanoFinanza News

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).

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.

Fonti

• pv magazine Italia
• QualEnergia

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.

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.

«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.

Fonti

• pv magazine Italia
• Rinnovabili.it

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.

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.

Fonti

• QualEnergia
• pv magazine Italia
• PMI.it

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.

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.

Fonti

• QualEnergia.it

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.

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%.

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.

Fonti

• QualEnergia
• QualEnergia