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.
Per molte imprese delle filiere della pasta, dell'olio, del latte, della frutta e del vino la bolletta energetica supera il 10% del fatturato. Non è un dettaglio contabile: nel 2024 l'agroalimentare italiano ha assorbito 20.900 GWh di energia elettrica e ne ha autoprodotti 3.100 con il fotovoltaico installato nelle aziende agricole. La transizione energetica del comparto smette così di essere un capitolo di politica ambientale e diventa una partita di politica industriale, con la competitività delle filiere come posta in gioco.
Il peso dell'agroalimentare nel sistema energetico italiano
Il consumo elettrico si divide tra i 6.600 GWh dell'agricoltura e i 14.300 GWh dell'industria alimentare e delle bevande: la prima pesa il 31,6% del totale, la seconda il 68,4% (calcolo sui dati 2024). I 3.100 GWh prodotti dagli impianti fotovoltaici aziendali coprono quindi circa il 47% del consumo elettrico del solo comparto agricolo. Su scala nazionale il quadro è più ampio: dei 1.300 TWh consumati ogni anno in Italia, 260 TWh (il 20%) sono rinnovabili e le bioenergie agricole valgono 130 TWh, metà del totale rinnovabile. Trasporti e riscaldamento, i settori più difficili da decarbonizzare, assorbono insieme il 70-80% dell'energia totale. "La prima energia di cui ci dobbiamo occupare è l'efficienza energetica, perché non dobbiamo sprecarla", ha detto Franco Cotana, amministratore delegato di RSE.
Biometano e biocarburanti, il baricentro si sposta sull'ETS 2
Il potenziale del biometano delle filiere agroforestali è stimato fino a 10 miliardi di metri cubi all'anno. A questo si aggiunge il recupero degli oli vegetali da frittura e degli oli ottenuti da oleaginose su terreni marginali, destinabili alla produzione di biodiesel, HVO e SAF. Il quadro normativo europeo accelera: con l'ETS 2 il sistema di scambio delle quote è entrato anche nel trasporto marittimo e nell'aviazione, con i regolamenti ReFuelEU Maritime e ReFuelEU Aviation da applicare. Le regole trattano il biocarburante sostenibile come zero emissioni ai fini ETS, a condizione che la filiera sia certificata e tracciata. Il mercato dei Certificati di immissione in consumo vale circa 1,2 miliardi di euro nel breve futuro.
Un secondo canale riguarda la silvicoltura e la filiera del legno: la ricerca RSE sulla produzione di bioidrogeno dagli scarti legnosi indica che 12 kg di legno possono generare 1 kg di bioidrogeno a prezzi più bassi rispetto all'elettrolisi.
Paesaggio rurale con abitazione dotata di pannelli solari a Coesfeld, Germania. Foto di Sergej ***** su Pexels
Parco Agrisolare, 1.480 MW senza consumare suolo agricolo
Il programma PNRR Parco Agrisolare ha finanziato oltre 30.000 imprese. Le testate divergono sulla dotazione: Adriaeco e Terra e Vita parlano di oltre 3 miliardi di euro, mentre Rinnovabili.it cita una misura "da 2,37 miliardi complessivi". La differenza non è spiegata dalle fonti disponibili e può riflettere dotazioni o fasi diverse del programma. Sul fronte dei risultati, 1.480 MW di pannelli risultano installati su tetti di fabbricati rurali, stalle e cantine, senza sottrarre un centimetro di terreno all'agricoltura, per un'energia rinnovabile pari al 30% del fabbisogno dell'intero settore agricolo.
Mettendo in rapporto i dati della misura, il risparmio stimato di oltre 500 milioni di euro l'anno equivale a circa un sesto della dotazione (da oltre 3 miliardi, secondo Adriaeco e Terra e Vita): il rientro si colloca in un orizzonte di circa sei anni, con oltre 11 miliardi di risparmi cumulati nei prossimi vent'anni. Il contesto generale aiuta a capire la portata: negli ultimi quattro anni il PNRR ha mobilitato oltre 13 miliardi sul settore agricolo, l'agroalimentare vale 89 miliardi di valore aggiunto ed è il primo settore manifatturiero del Paese, con esportazioni oltre i 73 miliardi.
Il collo di bottiglia sono le piccole imprese
La frammentazione è il vincolo strutturale della transizione: il 74% delle aziende agricole italiane ha una dimensione economica inferiore a 25.000 euro e l'84% delle imprese agroalimentari e delle bevande conta meno di nove addetti. Su un campione di oltre 700 aziende di 6 filiere, quasi la metà non ha effettuato interventi di innovazione; tra chi li ha fatti, la priorità sono stati i macchinari. Nella filiera della pasta più dell'80% delle aziende indica l'energia come uno dei fattori principali di costo, insieme alla manodopera. "La transizione energetica dell'agroalimentare non è solo una sfida ambientale: è una leva decisiva per la competitività delle imprese e la resilienza delle filiere", ha detto Andrea Rocchi, presidente del CREA.
Analisi: dove si decide la partita
Tre letture dei numeri spostano il baricentro del dibattito. Primo: se il fotovoltaico agricolo copre già il 47% del consumo elettrico di comparto, il restante 53% — più i consumi termici e i carburanti, che il fotovoltaico non intercetta — resta esposto alla volatilità dei prezzi. Secondo: i 1.480 MW installati su tetti e stalle dimostrano un margine di autoproduzione ancora disponibile senza consumo di suolo, coerente con l'agrivoltaico "sartoriale" che RSE indica come modello. Terzo: la strozzatura non è tecnologica ma dimensionale. Con il 74% delle aziende agricole sotto i 25.000 euro di dimensione economica, il trasferimento tecnologico verso le realtà minori pesa più dell'accesso alle tecnologie stesse. La strategia indicata da RSE su quattro pilastri — energia, innovazione, sostenibilità economica e sostenibilità sociale — va letta in questa chiave: per chi finanzia o gestisce impianti di filiera, i prossimi anni si giocano meno sull'installazione e più su elettrificazione dei processi, digitalizzazione e agricoltura di precisione.
Il banco di prova del Parco Agrisolare non sarà il numero di pannelli installati, ma quanti dei 30.000 beneficiari riusciranno a fare il passo successivo: trasformare l'autoproduzione in un vantaggio strutturale sui costi. Se il trasferimento tecnologico non raggiunge anche le imprese più piccole, il risparmio resta un beneficio una tantum invece di una leva competitiva duratura.
Ottanta gigawatt di rinnovabili installati nel 2025 e una capacità sei volte superiore — 480 GW — ancora in attesa di connessione. Il numero, citato da Ursula von der Leyen nel discorso sullo Stato dell'Unione a Strasburgo, sposta il baricentro della transizione energetica europea dalla generazione alle infrastrutture. Nessun grande provvedimento immediato è arrivato sul fronte energia; l'obiettivo resta raddoppiare la quota di elettricità entro il 2040, ma senza reti e accumuli quel raddoppio resta sulla carta.
Nessun provvedimento immediato, obiettivo elettrificazione al 2040
Nel discorso del 16 settembre 2026 davanti al Parlamento europeo von der Leyen non ha annunciato misure energetiche immediate. L'approccio resta di neutralità tecnologica — rinnovabili e nucleare, con il biometano tra le fonti citate — e le iniziative concrete sono attese nei prossimi mesi.
Il quadro che motiva la strategia sta nei costi. Dalla chiusura dello Stretto di Hormuz i combustibili fossili importati sono costati all'Europa 90 miliardi di euro in più, "senza che questo aggiungesse una singola molecola di energia", ha detto la presidente della Commissione. Da qui l'obiettivo di raddoppiare la quota elettrica entro il 2040, che secondo la Commissione ridurrebbe di 260 miliardi di euro l'anno la spesa per le importazioni fossili.
Il percorso verso il 2030 vale 130 miliardi di euro l'anno di risparmi stimati, costruiti su tre pilastri:
50% dei risparmi dalla sostituzione dei fossili nella produzione elettrica con fonti pulite, idroelettrico e rinnovabili;
25% da elettrificazione ed efficienza energetica nei settori chiave;
25% da smart grid e flessibilità del sistema.
80 GW installati e 480 GW in coda: il collo di bottiglia sono le reti
Lo scorso anno l'Ue ha installato oltre 80 GW di capacità rinnovabile, ma una capacità sei volte superiore aspetta la connessione alla rete. Il calcolo è aritmetico: 80 per sei fa 480 GW in coda. È il motivo per cui il Pacchetto sulle reti è stato definito urgente, insieme a connessioni più rapide e più stoccaggio.
A luglio 2026 la Commissione ha varato il Piano d'Azione per l'Elettrificazione, per fare dell'Europa il "primo continente elettrificato", con una proposta di revisione degli oneri di rete per evitare che l'elettricità sia tassata più del gas, e la campagna Electrify Now sui settori industriale, trasporti ed edilizia. Il mercato interno dell'energia genera già 34 miliardi di euro di risparmi l'anno per i consumatori, che con reti più integrate salirebbero a 40-43 miliardi entro il 2030.
Mix elettrico: rinnovabili al 47%, basse emissioni al 70%
Nel 2025 la quota di rinnovabili nel mix elettrico europeo è salita al 47%, dal 36% del 2021: 11 punti percentuali in quattro anni. Il 70% dell'elettricità Ue arriva da fonti a basse emissioni di carbonio e, per la prima volta nella storia, eolico e solare insieme hanno prodotto più elettricità di tutti i combustibili fossili.
Le infrastrutture di rete rappresentano il nodo critico della transizione energetica verso il raddoppio dell'elettricità.
La crisi dello Stretto di Hormuz ha misurato il valore di quella capacità installata: la sola espansione del solare ha fatto risparmiare quasi 110 milioni di euro al giorno, che su base annua — 110 milioni moltiplicati per 365 — equivalgono a circa 40 miliardi di euro. I pannelli sui tetti residenziali e industriali potrebbero coprire circa il 40% del fabbisogno elettrico europeo entro il 2050.
Batterie, ETS e resilienza climatica: gli annunci concreti
Sul fronte industriale la Commissione ha previsto il Battery Booster Package, un piano da 1,5 miliardi di euro per la produzione di batterie e la relativa catena del valore, e le Energy Highways, le grandi interconnessioni transfrontaliere. Un esempio è l'accordo di gennaio 2026 tra Danimarca e Germania per l'hub eolico offshore da 3 GW sull'isola di Bornholm, finanziato con 645 milioni di euro tramite la Connecting Europe Facility. La Clean Energy Investment Strategy punta a mobilitare capitali privati, con il Gruppo Bei che intende attivare oltre 75 miliardi di euro in tre anni.
Sul carbonio, il sistema ETS ha accompagnato una riduzione del 50% delle emissioni nei settori coperti dal 2005 a oggi, con oltre 280 miliardi di euro reinvestiti nella transizione. La revisione avviata dalla Commissione, riportata da Rinnovabili.it come un indebolimento del sistema, vincola comunque gli Stati membri a destinare almeno metà delle entrate alla decarbonizzazione dei settori coperti.
Sul clima, l'annuncio più concreto secondo QualEnergia è il nuovo quadro europeo per la resilienza climatica, atteso a ottobre: individuerà un centinaio di territori tra i più vulnerabili del continente. L'estate 2026 ha bruciato 660.000 ettari, causato oltre 35.000 decessi aggiuntivi per il caldo e la perdita di circa 12 milioni di tonnellate di raccolti; l'Europa si scalda a una velocità doppia rispetto alla media globale. In arrivo anche un'Alleanza per le assicurazioni climatiche — oggi solo il 25% delle perdite da catastrofi naturali è coperto da polizze private — un piano sulle ondate di calore e una futura flotta europea antincendio.
Resta il nodo delle materie prime: la dipendenza dalla Cina arriva al 90% per alcune terre rare, e Bruxelles istituirà un organismo europeo dedicato per aiutare le industrie ad approvvigionarsi e a costituire scorte.
Cosa cambia per chi opera nel sistema elettrico
Due cifre, lette insieme, dicono dove si sposta il valore: 130 miliardi di risparmi annui stimati al 2030 e 260 miliardi al 2040. Il secondo traguardo è esattamente il doppio del primo: il sistema deve replicare in un decennio quanto costruito nel precedente, mentre la coda di connessione da 480 GW segnala che la capacità di rete disponibile è già il fattore limitante. Per chi sviluppa impianti, il tempo di connessione diventa un rischio di progetto tanto quanto il costo del capitale, e lo stoccaggio smette di essere un'opzione accessoria.
Le tre testate che hanno seguito il discorso divergono sul peso politico della giornata: QualEnergia parla di "niente di nuovo" sul fronte energetico, pv magazine Italia mette al centro l'elettrificazione, Rinnovabili.it la strategia di indipendenza. Tutte convergono su un punto: non sono arrivati provvedimenti immediati. Chiara Martinelli, direttrice di Climate Action Network Europe, riconosce i segnali positivi del discorso ma chiede un piano chiaro contro quella che definisce "la nostra persistente dipendenza dai combustibili fossili e l'ingiustizia rappresentata dagli enormi profitti delle compagnie del settore".
Il test dell'elettrificazione europea non sta nei 260 miliardi risparmiabili al 2040, ma nella coda da 480 GW: finché quella non si smaltisce, ogni gigawatt installato rende meno di quanto potrebbe.
Un'area industriale inutilizzata di 43.000 metri quadrati a Vercelli, in località Larizzate, diventa un impianto fotovoltaico da 4 MW con una produzione stimata di circa 5.000 MWh all'anno. Nova Aeg, la società piemontese di fornitura energetica controllata da Nova Coop, lo ha inaugurato il 15 settembre 2026 come primo impianto di cui è sviluppatrice e proprietaria, chiudendo nello stesso giorno un PPA decennale che impegna Nova Coop ad acquistare l'intera produzione. Per il settore energia italiano il caso va letto su due piani: la diversificazione a monte di una energy company e la copertura a prezzo fisso per un grande consumatore cooperativo.
Il PPA decennale copre circa il 6% del fabbisogno di Nova Coop
Con il Power Purchase Agreement siglato in occasione dell'inaugurazione, Nova Coop acquisterà l'intera energia prodotta dall'impianto di Larizzate, con la possibilità di acquisire anche le garanzie di origine (GO) associate alla produzione rinnovabile. I 5.000 MWh annui stimati equivalgono a circa il 6% del fabbisogno elettrico complessivo della cooperativa, che nel 2025 è stato di 84.266 MWh. Il prezzo fisso, per dieci anni, è l'elemento centrale del contratto.
Ernesto Dalle Rive, presidente di Nova Coop, ha spiegato che l'accordo consente di rendere più prevedibile la spesa energetica in un mercato caratterizzato da alta volatilità. Patrizio Dettoni, presidente di Nova Aeg, ha indicato nella diversificazione delle fonti di approvvigionamento la via maestra per un approccio etico e trasparente, capace di integrare sviluppo degli impianti, produzione diretta e gestione del rischio energetico per i partner. Per la energy company piemontese, il PPA con la cooperativa controllante segna l'avvio di una fase industriale basata sulla capacità produttiva autonoma.
Fotovoltaico a terra contro tetti: il confronto per MW installato
Gli impianti fotovoltaici già installati da Nova Coop sui tetti delle strutture di proprietà hanno una potenza complessiva di 5,56 MW e nel 2025 hanno prodotto circa 4.825 MWh. Il nuovo impianto a terra, con 4 MW di potenza, è stimato a 5.000 MWh: il rapporto è di circa 1.250 MWh per MW, contro gli 868 MWh per MW dei tetti. A parità di potenza installata, il fotovoltaico a terra rende quindi circa il 44% in più rispetto agli impianti su tetto già in esercizio.
Nova Aeg trasforma un'area industriale inutilizzata in un impianto solare da 4 MW per la produzione di energia rinnovabile.
Le fonti riportano due valori per la potenza del nuovo sito: 4 MW su pv magazine Italia, 4,071 MWp su foodweb.it. La differenza è di precisione nella misura, non di sostanza.
Investimento da 3 milioni: 750 euro per kW di potenza
Nova Aeg ha sostenuto l'investimento con mezzi propri, per circa 3 milioni di euro. Rapportato ai 4 MW di potenza installata, il costo implicito è di circa 750 euro per kW, un valore di riferimento per un impianto a terra di taglia industriale su area dismessa. Dall'attivazione, avvenuta a fine luglio 2026, al 31 agosto 2026, l'impianto ha prodotto circa 730 MWh, pari a circa il 14,6% della stima annua: si tratta di poco più di un mese di esercizio, quindi non confrontabile in modo diretto con il dato su base annua.
Copertura rinnovabile di Nova Coop: il peso della titolarità
Sommando i 4.825 MWh prodotti dai tetti nel 2025 e i 5.000 MWh stimati dal nuovo impianto, si arriva a circa 9.825 MWh, equivalenti a circa l'11,7% del fabbisogno 2025 (84.266 MWh). Il dettaglio che conta per il settore è la titolarità: i tetti sono di Nova Coop, che negli ultimi tre esercizi ha coperto circa il 5% dei consumi con fotovoltaico aziendale, mentre l'impianto a terra è di Nova Aeg. La cooperativa aumenta la quota rinnovabile senza immobilizzare capitale nell'impianto, l'energy company costruisce capacità produttiva con un ricavo contrattualizzato su dieci anni. L'impianto evita l'immissione in atmosfera di circa 1.700 tonnellate di CO₂ all'anno. Parallelamente, la cooperativa ha proseguito nell'efficientamento dei 68 punti vendita, ottimizzando gli impianti di refrigerazione e attuando un relamping a led, per mantenere stabili i consumi nonostante l'espansione della rete commerciale.
Il modello si presta alla replica ogni volta che un consumatore elettrico di grandi dimensioni — una catena di punti vendita, un'industria, un gruppo di immobili — ha un fabbisogno concentrato da coprire con fornitura rinnovabile certificata. Il precedente di Vercelli dice che la partita della transizione industriale italiana si sta spostando dai tetti alle aree dismesse, dove la produttività specifica è più alta e il PPA a prezzo fisso fa da ponte tra chi investe e chi consuma.
Il Mase ha autorizzato 5,7 GW di sistemi di accumulo a batteria dall'inizio del 2026, di cui 1,77 GW concentrati tra agosto e settembre. Negli stessi giorni Zhero e Tesla Energy hanno siglato un accordo quadro per 3 GWh di BESS in Italia. Due dati che raccontano la stessa transizione del sistema elettrico: la pipeline autorizzativa cresce e, con questa scala, accanto arriva il capitale industriale internazionale.
Il Mase ha autorizzato 5,7 GW di BESS da gennaio 2026
Il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ha pubblicato sedici decreti direttoriali tra agosto e settembre 2026, autorizzando altrettanti impianti di accumulo per 1,77 GW. Il totale da inizio anno sale così a 5,7 GW di potenza BESS autorizzata. Tra i progetti spiccano tre impianti nel comune di Rotello, in provincia di Campobasso, tra cui uno da 242 MW della società Frv Italia.
Il dato di agosto-settembre pesa il 31% delle autorizzazioni dell'intero 2026 (1,77 GW su 5,7 GW): in una finestra di poco più di un mese si è concentrata quasi un terzo della capacità autorizzata da gennaio, un ritmo più rapido della media dei mesi precedenti.
Zhero-Tesla: 3 GWh e un modello senza Macse
Zhero ha siglato un accordo quadro con Tesla Energy, in collaborazione con H1 Holdings, per circa 3 GWh di capacità di accumulo in Italia. Tesla Energy fornirà le batterieMegapack; si parte da 200 MW di impianti pronti per la realizzazione. Zhero sta sviluppando progetti di stoccaggio su scala industriale per oltre 1,5 GW.
Il battery storage integrato con il fotovoltaico accelera la transizione verso un sistema elettrico rinnovabile e decarbonizzato.
Il punto industriale è nel modello di ricavo: i progetti saranno supportati da accordi di acquisto a lungo termine, che garantiscono accesso al mercato riducendo la dipendenza da meccanismi di sostegno regolamentati come il Macse. "Questo segna un passo fondamentale nella trasformazione che attendevamo fin dall'inizio: evolverci da semplici sviluppatori a veri e propri proprietari e gestori", ha commentato Daniele Moriconi, amministratore delegato della divisione Battery Storage di Zhero.
Cosa cambia per il sistema elettrico italiano
Letti insieme, i due dati mostrano un mercato BESS a due velocità: la pipeline pubblica delle autorizzazioni corre, ma il collo di bottiglia storico è sempre stato la bancabilità dei progetti. L'intesa Zhero-Tesla segnala che il capitale internazionale inizia a considerare maturi i ricavi dell'accumulo italiano, non solo quelli garantiti dalle aste ma anche quelli da contratti a lungo termine sul mercato.
Per gli operatori di rete e i grandi sviluppatori la conseguenza è operativa: la capacità autorizzata va ora convertita in impianti costruiti. I 200 MW pronti a partire dell'accordo sono la prima misura di quanto velocemente la fase autorizzativa si tradurrà in cantieri.
Il vero test dei 5,7 GW autorizzati non sarà il contatore dei decreti, ma quanti di quei progetti arriveranno alla costruzione con un contratto di ricavo già firmato.
L'Italia conta 166 corsi con iscrizioni aperte su energia, fonti rinnovabili, efficienza energetica e mobilità elettrica. Il catalogo aggiornato all'11 settembre 2026 racconta una filiera formativa già attrezzata per la transizione: 99 corsi universitari, 48 degli ITS Academy, 6 master e 13 tra altri corsi e seminari. Il nodo per chi opera nel settore non è la quantità di percorsi, ma la loro profondità: l'offerta accademica è larga e diffusa, mentre la specializzazione certificata sulla filiera dell'idrogeno si gioca su 20 posti in Sardegna.
Come si distribuiscono i 166 corsi aperti
Il catalogo censito all'11 settembre 2026 elenca 166 percorsi con iscrizioni aperte, destinati a studenti diplomati, universitari, neolaureati, professionisti e tecnici. La ripartizione premia nettamente l'università.
Corsi universitari: 99
ITS Academy (Istituti Tecnologici Superiori): 48
Altri corsi e seminari: 13
Master: 6
Le quote sono un calcolo derivato dal totale: 99 corsi universitari su 166 valgono il 59,6%, i 48 ITS il 28,9%, i 13 seminari il 7,8% e i 6 master appena il 3,6%. Il rapporto tra lauree e specializzazione post-laurea è il dato che pesa di più per chi assume: a fronte di 99 percorsi universitari, i master censiti sono 6.
Le scadenze tra settembre 2026 e marzo 2027
I bandi di ammissione ai corsi universitari sono stati pubblicati a giugno 2026 e le immatricolazioni si concentrano tra luglio e ottobre 2026. Le date di chiusura sono però frammentate: vanno dal 30 settembre 2026 al 10 marzo 2027, mentre diversi atenei — tra cui i politecnici di Milano e Torino e la Sapienza di Roma — hanno già chiuso i termini.
L'offerta accademica italiana su energie rinnovabili e transizione energetica conta 166 corsi con iscrizioni aperte.
Ateneo
Corso
Scadenza
Università di Bergamo
Ingegneria delle Tecnologie per la Sostenibilità Energetica e Ambientale
30 settembre 2026
Università di Pavia
Electrical Engineering e altri corsi magistrali
1 ottobre 2026
Università dell'Aquila
Ingegneria Elettrica
10 ottobre 2026
Università di Bologna
Ingegneria energetica (magistrale)
28 ottobre 2026
Roma Tor Vergata
Ingegneria per l'energia e l'ambiente
28 novembre 2026
Roma Tor Vergata
Engineering Sciences
30 novembre 2026
Modena e Reggio Emilia
Due scadenze di ateneo
14 e 17 dicembre 2026
Università di Trieste
Engineering for the Energy Transition
29 gennaio 2027
Chieti-Pescara (G. d'Annunzio)
Ingegneria delle costruzioni
31 gennaio 2027
Università di Genova
Energy Engineering / Electrical Engineering for Energy Transition
10 marzo 2027
Sardegna Ricerche: 40 ore su idrogeno con certificazione RINA
Sardegna Ricerche ha attivato un programma formativo gratuito di 40 ore in presenza dedicato all'idrogeno e alle tecnologie digitali per la transizione energetica. Il percorso copre aspetti normativi e di sicurezza, compatibilità dei materiali e sviluppo tecnologico dell'idrogeno, con una specializzazione finale a scelta tra operation e manutenzione, gestione di impianti e progetti, oppure ispezione e collaudo.
I destinatari sono imprese e liberi professionisti operanti nel territorio regionale, per un massimo di 20 partecipanti. Le iscrizioni chiudono il 23 settembre 2026; al superamento di un esame finale è prevista una certificazione di qualificazione professionale rilasciata da RINA Consulting – Centro Sviluppo Materiali. Il programma è costruito sulle attività operative, ispettive e manutentive della filiera: non un'introduzione all'idrogeno, ma un addestramento mirato su chi dovrà far funzionare e collaudare gli impianti.
Lauree abbondanti, certificazioni rare: il quadro per il settore
L'incrocio dei due dati disegna un quadro che nessuno dei due, da solo, mostra. I 99 corsi universitari — il 59,6% delle iscrizioni aperte — coprono la formazione di base su scala nazionale. La specializzazione certificata sulla filiera dell'idrogeno messa in campo da Sardegna Ricerche, invece, mette a disposizione 20 posti, riservati a imprese e professionisti della Sardegna, con iscrizioni che chiudono il 23 settembre 2026.
Per un'azienda che cerca tecnici da impiegare su ispezioni e manutenzione, il bacino certificato è quindi stretto e geograficamente concentrato. Per un professionista che vuole entrare nella filiera, la variabile decisiva diventa il calendario: le finestre di iscrizione si distribuiscono tra il 30 settembre 2026 e il 10 marzo 2027.
Il collo di bottiglia della transizione energetica italiana, letto attraverso l'offerta formativa, non sta più nella laurea: 99 percorsi universitari su 166 iscrizioni aperte dicono che la base è coperta. Sta nel passaggio successivo, quello che trasforma un tecnico in una figura certificata per operare sugli impianti, dove il dato di capienza disponibile parla di 20 posti.
Nei condomini il fotovoltaico raramente conviene, perché chi paga i pannelli non incassa l'energia che producono. Le comunità energetiche ribaltano quel calcolo. Un modello applicato all'intero settore residenziale svizzero stima che la loro diffusione porterebbe, entro il 2050, circa 26.000 impianti fotovoltaici in più nei soli edifici plurifamiliari, per 650 MW di potenza aggiuntiva. In Italia, intanto, la finestra PNRR per le CER si chiude il 28 novembre.
Il modello: 650 MW concentrati negli edifici plurifamiliari
Un modello System Dynamics del settore residenziale svizzero, sviluppato da Matteo Palucci, Jalomi Maayan Tardif, Vasco Medici e Giovanni Sansavini, ricercatori della SUPSI e dell'ETH Zurigo, confronta uno scenario senza comunità energetiche con uno che le ammette. Negli edifici plurifamiliari la differenza al 2050 è di circa 26.000 installazioni e 650 MW.
La simulazione copre i 26 cantoni svizzeri e incrocia dati sugli edifici, prezzi dell'elettricità, incentivi e diffusione congiunta di fotovoltaico e pompe di calore. Non sono previsioni, ma traiettorie possibili: nello scenario di politiche attuali la capacità fotovoltaica sui tetti residenziali arriva a circa 12 GW al 2050.
Il dato che conta per il settore è la taglia media. Dividendo i 650 MW per le 26.000 installazioni si ottengono circa 25 kW per impianto, contro i 12,7 kW che risultano dai 140 MW e dagli 11.000 impianti attribuiti all'effetto di imitazione su case mono e bifamiliari. Il condominio ospita impianti grandi il doppio.
I condomini equipaggiati di pannelli solari trasformano le comunità energetiche in infrastrutture di sostenibilità diffusa.
Lo split incentive è il vero collo di bottiglia
Negli immobili in affitto il proprietario sostiene l'investimento mentre l'inquilino consuma l'energia prodotta: è il problema degli split incentive, che frena il fotovoltaico proprio sugli edifici più grandi e capienti. Le CER lo aggirano, perché il proprietario può vendere l'elettricità agli occupanti invece di immetterla in rete.
Nel modello svizzero il prezzo interno resta entro l'80% della tariffa elettrica retail. Dal 2025 la Svizzera ammette anche le comunità energetiche virtuali (VEC), che collegano edifici adiacenti senza un unico punto di prelievo: nel modello portano a più capacità complessiva delle CER tradizionali. I ricercatori avvertono però di un possibile effetto di saturazione, perché incentivi molto elevati combinati con le VEC riducono la convenienza dell'impianto individuale.
In Italia la finestra PNRR scade il 28 novembre
La facility PNRR per le CER è arrivata, con gli scorrimenti delle risorse, alle domande presentate entro il 28 novembre, e il lavoro proseguirà con le rinunce. Il GSE ha spiegato a QualEnergia.it di aver valutato quasi tutte le richieste e di preparare nuove semplificazioni sulla gestione delle modifiche. Sul Fer X l'asta è confermata a dicembre; sugli extraprofitti del 15-bis restano aperti meno di 200 Comuni.
Cosa cambia per chi opera nel settore
I 650 MW attribuiti alle CER nei condomini valgono circa il 5,4% dei 12 GW previsti sui tetti residenziali svizzeri nello scenario di politiche attuali; l'effetto indiretto su villette e bifamiliari aggiunge altri 140 MW. Per un installatore o un operatore di rete la conseguenza è netta: il segmento che si sblocca è quello degli immobili in locazione, con impianti medi da 25 kW, e la sua velocità dipende dal disegno congiunto di regole, incentivi e modelli di condivisione, non dalla disponibilità di tetto.
I due calendari fotografano l'asimmetria: la Svizzera misura il potenziale al 2050, l'Italia ha una scadenza operativa al 28 novembre 2026. Chi progetta una comunità energetica oggi deve saper lavorare su entrambi gli orizzonti.
Il sistema elettrico italiano ha chiuso luglio 2026 con una domanda mensile record di 32,4 TWh, la più alta di sempre su base mensile nei dati Terna. La crescita dell’8,3% rispetto a luglio 2025 equivale, in termini assoluti, a circa 2,5 TWh in più (calcolo: 32,4 − 32,4/1,083). A trainare la domanda è stata un’estate più calda: temperatura media superiore di 1,2 °C a quella del 2025 e di quasi 2 °C alla media decennale. La quota rinnovabile mensile è scesa al 41,5%, dal 44,5% di un anno prima, mentre il termoelettrico è cresciuto del 14,1%. Rapportando l’incremento termoelettrico di quasi 2 TWh ai circa 2,5 TWh di domanda aggiuntiva, il termoelettrico ha assorbito da solo circa quattro quinti del fabbisogno marginale del mese (calcolo: 2,0/2,5).
Il paradosso del mese: fotovoltaico su, idroelettrico ed eolico giù
A luglio il fotovoltaico ha prodotto il 20,6% in più, guadagnando 1,1 TWh, mentre idroelettrico ed eolico insieme hanno perso 1 TWh: il primo è calato di quasi il 15%, il secondo del 20,3%. Il monte rinnovabile mensile resta quindi quasi stazionario attorno a 13,4 TWh: il guadagno solare ha compensato quasi integralmente il calo delle altre due fonti. La domanda però è salita dell’8,3%; la punta di potenza è stata registrata mercoledì 15 luglio tra le 16 e le 17 con 57.940 MW, e la produzione termoelettrica è aumentata di quasi 2 TWh (+14,1% su luglio 2025).
L'incremento della domanda energetica estiva riflette le temperature record e la crescita dei consumi in Italia.
Nei primi sette mesi le rinnovabili scendono al 42,5% della domanda
Da gennaio a luglio 2026 le fonti rinnovabili coprono il 42,5% della domanda elettrica, in calo rispetto al 2025 e al 2024; sulla produzione nazionale pesano per il 49,7%, anch’esso in calo dal 50,6% di fine luglio 2025. L’idroelettrico perde il 19,4% (21,4 TWh), mentre il fotovoltaico cresce del 19,5% e l’eolico dell’11,2%; il fotovoltaico copre il 17,5% della domanda, dal 15,1% di un anno prima. La coppia fotovoltaico+eolico raggiunge 47,4 TWh nei sette mesi, massimo di sempre per il periodo e pari al 25,1% della domanda. Utilizzando il dato di 80,4 TWh di rinnovabili come 42,5% della domanda, la domanda cumulata è stimabile in circa 189 TWh (calcolo: 80,4/0,425); il 17,5% del fotovoltaico equivale così a circa 33 TWh (calcolo: 0,175×189). L’incremento della quota solare sulla domanda è di 2,4 punti percentuali in un anno. Il confronto tra le fonti aggiunge una lettura utile: nel solo perimetro rinnovabile l’idroelettrico pesa per il 26,6%, ma la sintesi del rapporto Terna lo indica al 12,8%; la differenza è legata al diverso perimetro di calcolo, non a un dato contraddittorio, e invita a leggere ogni percentuale insieme al suo denominatore.
Lo scenario del sistema elettrico: il termoelettrico torna margine di sicurezza
Mantenere la quota rinnovabile del 44,5% sulla domanda record di luglio avrebbe richiesto circa 14,4 TWh rinnovabili (calcolo: 32,4×0,445); il sistema ne ha generate 13,4 TWh, un differenziale di circa 1 TWh che si è sommato al fabbisogno coperto dal termoelettrico, aumentato di quasi 2 TWh. Nei primi sette mesi, al quadro si aggiungono un saldo netto con l’estero in crescita del 7,8% e un’elettricità da carbone ancora in diminuzione. Per il settore, il segnale è netto: con idroelettrico in calo e ondate di calore più intense, il termoelettrico resta il principale ammortizzatore dei picchi estivi, mentre il fotovoltaico cresce ma da solo non tiene il passo della domanda.
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