Energia e Fotovoltaico

Domanda elettrica luglio 2026: record 32,4 TWh e rinnovabili al 41,5%

Rete di trasmissione elettrica con pannelli solari illuminati dal sole estivo, raffigurazione della domanda energetica record italiana

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).

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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FER X definitivo: dal 25 agosto la qualifica preliminare

Pannelli solari e turbine eoliche su paesaggio soleggiato, simbolo della transizione energetica verso le rinnovabili

Il meccanismo di supporto a regime per le rinnovabili passa dalla fase transitoria a un quadro operativo definitivo. Con le regole operative approvate il 7 agosto 2026 e in vigore dal 10 agosto 2026, gli operatori hanno ora i criteri per accedere agli incentivi. La prima scadenza concreta è il 25 agosto 2026: da quella data si potrà chiedere la qualifica preliminare per le aste.

Le date operative del nuovo quadro

Il percorso di attuazione del Decreto Ministeriale n. 194 del 18 giugno 2026 si è chiuso in tempi stretti: pubblicazione il 6 agosto, regole operative il 7 agosto, decorrenza il 10 agosto. Dal 25 agosto 2026 si potrà chiedere la qualifica preliminare per le aste.

Data	Passaggio
6 agosto 2026	Pubblicazione del DM n. 194
7 agosto 2026	Approvazione regole operative
10 agosto 2026	Decorrenza decreto direttoriale
25 agosto 2026	Apertura richiesta qualifica preliminare

Il documento chiarisce i nodi di progetto

Le regole operative approvate il 7 agosto danno attuazione al decreto FER X, fissando i criteri che gli operatori devono rispettare nella fase preliminare e nelle aste. Sono cinque i nodi su cui il documento interviene:

Requisiti
Calcolo della potenza
Avvio dei lavori
Criteri di priorità
Tempistiche per l'accesso agli incentivi

Per chi sviluppa impianti, questi chiarimenti riducono le ambiguità in fase di progettazione e cantierizzazione.

L'incidenza della sequenza sul mercato

L'attuazione del FER X definitivo accelera in modo netto. Tra la pubblicazione del decreto (6 agosto) e le regole operative (7 agosto) passa un solo giorno; tra l'approvazione e la decorrenza (10 agosto) passano tre giorni. Gli operatori hanno cinque giorni dal 20 agosto per preparare la qualifica preliminare. L'analisi legale dello studio Sani Zangrande, pubblicata il 20 agosto, inquadra il meccanismo come riferito agli impianti con costi vicini alla competitività di mercato, segnalando la necessaria attenzione nelle prime fasi di sviluppo dei progetti.

Per chi opera nel sistema energia, il 25 agosto non è una semplice scadenza: è il primo banco di prova del regime definitivo.

Fonti

Ricarica EV in estate: il caldo frena le colonnine ultra-fast

Colonnina di ricarica ultra-fast per auto elettriche in una calda giornata estiva, infrastruttura di ricarica moderna

Superati i 35 °C, il sistema di raffreddamento a liquido delle auto elettriche deve compiere un lavoro straordinario durante la ricarica in corrente continua. Il BMS risponde tagliando la potenza erogata per proteggere le celle: è il thermal throttling. Per chi osserva le infrastrutture di ricarica e il sistema elettrico, quel taglio non è un dettaglio da manuale d’uso, ma un vincolo di sistema che modifica la resa delle colonnine ad alta potenza.

35 °C: la soglia oltre la quale la colonnina non rende al massimo

Con temperatura esterna oltre i 35 °C, la chimica al litio entra in una zona critica. Il Battery Management System (BMS) riduce la potenza di ricarica per salvaguardare le celle e preservare lo State of Health dell’accumulatore. Il fenomeno prende il nome di thermal throttling e, quando scatta, la curva di ricarica crolla dopo pochi minuti. In una stazione ultra-fast, l’effetto immediato è una sosta più lunga a parità di energia trasferita.

La finestra utile estiva: 10-70%, con tetto all’80%

In estate la curva di ricarica a massima velocità si concentra tra il 10% e il 70% dello stato di carica. Superato l’80%, la resistenza interna della batteria aumenta notevolmente e genera più calore: continuare fino al 100% in colonnina rapida diventa inefficiente e rischioso per la longevità delle celle.

La differenza tra 70 e 10 restituisce una finestra utile di 60 punti percentuali. Dentro questo intervallo si massimizza l’energia trasferita per unità di tempo; oltre, la chimica lavora contro la colonnina.

Variabile	Soglia estiva	Effetto tecnico
Temperatura critica	35 °C	Lavoro straordinario del raffreddamento
Finestra di massima velocità	10-70%	Curva di ricarica sfruttabile
Tetto in colonnina rapida	80%	Aumenta resistenza interna e calore
Potenza ultra-fast	150 kW	Shock termico se innestata a caldo
Riposo post-viaggio	10-15 min	Dissipazione del calore cinetico

Cosa cambia per l’infrastruttura di ricarica

Per gli operatori delle colonnine, il caldo estivo si traduce in sessioni più brevi, potenze medie più basse nelle ore centrali e un carico ausiliario legato alla climatizzazione. Il precondizionamento termico della batteria e il raffrescamento dell’abitacolo sotto carica prelevano energia dalla rete, non dall’accumulatore: la sosta diventa un evento elettrico più complesso del solo rifornimento di energia di trazione.

Pianificare le ricariche ultra-fast al mattino presto o dopo il tramonto, come indicato dalla guida tecnica pubblicata il 14 agosto 2026, sposta la domanda di potenza lontano dalle ore più calde. Aggiungere un riposo di 10-15 minuti all’ombra dopo un lungo viaggio prima di innestare una colonnina da 150 kW evita lo shock termico ma allunga il tempo di permanenza nell’area di sosta. Il risultato è un flusso più frazionato: due soste brevi nella fascia 10-70% valgono più di una sosta lunga fino al 100% sotto il sole.

Il caldo non riduce l’autonomia: riduce la potenza utile di ricarica. Per la rete di ricarica, l’estate impone più sessioni brevi e più precondizionamento, non più energia per singola sosta.

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Rinnovabili.it

BESS e fotovoltaico in co-locazione: l’accordo Recurrent-Octopus segna un cambio di passo per lo storage italiano

Batterie di accumulo in co-locazione con pannelli fotovoltaici nella campagna italiana, storage per l'energia solare

Un sistema di accumulo da 14 MW/43 MWh affiancato a un impianto fotovoltaico già operativo non è solo un progetto ingegneristico. È il segnale che il mercato italiano dello storage sta entrando in una fase nuova, dove l’ottimizzazione commerciale conta quanto la tecnologia. L’intesa firmata il 7 agosto 2026 tra Recurrent Energy (controllata di Canadian Solar) e Octopus Energy per l’impianto di Montalto di Castro, nel Lazio, inaugura un modello che potrebbe moltiplicarsi nei prossimi mesi: batterie in co-locazione con il fotovoltaico, gestite da un partner specializzato attraverso piattaforme basate sull’intelligenza artificiale.

Come funziona l’operazione Montalto di Castro

L’impianto fotovoltaico “Montalto La Viola”, da 35 MW, è in funzione dal 2025 ed è di proprietà di Recurrent Energy. Al suo fianco ora opera il primo sistema BESS co-located che l’azienda mette in esercizio in Europa — ed è tra i primi di questo tipo a entrare in funzione in Italia. Octopus Energy agisce come partner commerciale: utilizza Kraken, il sistema operativo per l’energia basato sull’intelligenza artificiale, per controllare, dispacciare e gestire la batteria. L’obiettivo è triplice: ottimizzare domanda e produzione in tempo reale, massimizzare il valore dell’asset e ridurre i costi da sbilanciamento.

Il rapporto tra capacità di accumulo (43 MWh) e potenza del fotovoltaico (35 MW) indica un’ibridazione pensata per massimizzare i ricavi su più fronti. La taglia contenuta del BESS rispetto all’impianto FV suggerisce una strategia mirata più alla regolazione e ai servizi di rete che al puro time-shift dell’energia solare.

Cosa dice l’accordo sul mercato italiano dello storage

La notizia arriva in un momento in cui il sistema elettrico italiano cerca risposte alla lentezza delle nuove installazioni. Nei primi sei mesi del 2026 il Paese ha connesso solo 3,4 GW di nuovi impianti rinnovabili. Il decreto FER X ha riservato 10 GW al fotovoltaico su un totale di 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile, con un prezzo di esercizio di riferimento di 80 €/MWh (maggiorabile a 107 €/MWh in caso di rimozione di amianto, con accesso diretto fino a 1 MW).

In questo quadro, progetti come Montalto di Castro mostrano che il settore si sta attrezzando per andare oltre la semplice corsa alla capacità installata. L’elemento distintivo è la struttura di ottimizzazione: Recurrent Energy la definisce “la prima” nella propria esperienza europea. La combinazione di molteplici meccanismi di ricavo — energia, servizi ancillari, arbitraggio infra-giornaliero — diventa centrale in un mercato dove il valore non sta solo nel produrre, ma nel dispacciare al momento giusto.

“L’accordo conferma la lungimiranza della nostra strategia capace di combinare molteplici meccanismi di ricavo, rafforzando al contempo la sicurezza, le prestazioni e l’adattabilità della rete”, ha dichiarato Dylan Marx, CEO di Recurrent Energy.

Per Octopus Energy l’operazione consolida il ruolo di aggregatore e ottimizzatore di asset rinnovabili, in un contesto in cui la digitalizzazione della gestione energetica diventa un fattore competitivo reale, non accessorio.

La combinazione BESS-fotovoltaico con ottimizzazione AI inaugura un segmento che potrebbe riempire lo spazio tra i grandi progetti utility-scale e l’autoconsumo residenziale. Ed è uno spazio ampio, in un Paese che deve accelerare sia sulle rinnovabili sia sugli strumenti per integrarle senza sovraccaricare la rete.

Fonti

pv magazine Italia

Decreto FER X: 37 GW di rinnovabili al via, ma il sistema elettrico italiano resta in affanno

Pannelli fotovoltaici e pale eoliche su un paesaggio italiano, nuove rinnovabili per il sistema elettrico nazionale

Mentre il Pun Index Gme schizzava a 207,84 €/MWh — prezzo all’ingrosso dell’elettricità più alto dal 2022 — il Ministero dell’Ambiente ha pubblicato il decreto FER X definitivo, in vigore dal 7 agosto. Il provvedimento mette sul piatto un contingente massimo di 37,15 GW di nuova capacità rinnovabile e apre le prime aste già nel 2026. Un’iniezione massiccia di incentivi che si scontra con un ritmo di installazione anemico: nei primi sei mesi del 2026 l’Italia ha installato +3,4 GW di impianti, meno della metà di quanto servirebbe ogni anno per raggiungere i target climatici europei.

Cosa prevede il decreto FER X: tecnologie, prezzi e scadenze

Il decreto ministeriale n. 194 del 18 giugno 2026, firmato dal Ministro Gilberto Pichetto Fratin, conta 17 articoli e 5 allegati e resterà in vigore fino al 31 dicembre 2030. Il contingente di 37,15 GW è ripartito tra fotovoltaico, eolico, idroelettrico e impianti a gas da depurazione, con un’attenzione particolare al solare: nelle prime aste del biennio 2026-2027 si prevedono 10 GW per il fotovoltaico e 16 GW per l’eolico. Il Gestore dei servizi energetici (GSE) punta a lanciare la prima procedura competitiva entro l’anno e altre due nel 2027.

Per il fotovoltaico il prezzo di esercizio di riferimento è fissato a 80 €/MWh, con due maggiorazioni significative: +27 €/MWh per gli impianti realizzati in sostituzione di coperture in eternit o amianto e +10 €/MWh per quelli installati su specchi d’acqua. I dati del FER X transitorio mostrano intanto la convenienza rispetto al mercato: l’eolico incentivato produce oggi a 72,851 €/MWh e il fotovoltaico a 56,825 €/MWh, cifre che restano nettamente inferiori ai picchi del Pun e giustificano l’impianto “a costi di generazione vicini alla competitività di mercato” scelto dal MASE.

L’accesso diretto, riservato agli impianti fino a 1 MW, cesserà decorsi 60 giorni dal raggiungimento di un contingente nazionale di 10 GW, mentre per i progetti sopra 1 MW è obbligatoria la partecipazione alle aste al ribasso.

Installazioni ferme, obiettivi lontani: il divario con il 2030

Il nodo non è l’incentivo pubblico, ma la velocità di esecuzione. La proiezione per l’intero 2026, basata sul primo semestre, è di 6,8 GW di nuova potenza rinnovabile, in calo del 5,6% rispetto ai 7,2 GW del 2025 (già in flessione del 3,9% sul 2024). Legambiente stima che per centrare i target nazionali servano almeno +11 GW l’anno; il think tank Energy square alza la soglia a +15 GW, mentre la filiera si dice in grado di arrivare fino a +20 GW annui.

Il gap è misurabile. Per passare dai 6,8 GW proiettati nel 2026 agli 11 GW minimi calcolati da Legambiente serve un’accelerazione del 62%; in termini assoluti, la proiezione 2026 è inferiore del 38% rispetto a quell’obiettivo. Tradotto in quota di consumi energetici lordi, il rapporto Situazione energetica nazionale appena pubblicato fotografa le rinnovabili al 20,5% — ancora lontanissime dal 39,4% fissato dal PNIEC e dal 42,5% vincolante della Direttiva RED III, con un’aspirazione europea al 45% entro il 2030.

Iter autorizzativi bloccati: 6-8 anni contro 12-24 mesi nel resto d’Europa

Gli incentivi del FER X rischiano di incagliarsi in un labirinto burocratico che l’Autorità garante della concorrenza e del mercato ha descritto come «problematicità riconducibili al sistema di governance multilivello, alla persistente complessità dei procedimenti autorizzativi, ai ritardi nell’adeguamento delle infrastrutture di rete, nonché nelle procedure di allacciamento e nell’accesso alla capacità di connessione disponibile». I numeri sono impietosi: in Italia un impianto fotovoltaico può richiedere fino a 6 anni per ottenere tutte le autorizzazioni, uno eolico può arrivare a 7-8 anni, mentre in molti Stati membri UE i tempi medi restano fra 12 e 24 mesi.

Agostino Re Rebaudengo, intervenendo sulla riforma del Testo unico sulle rinnovabili (D. Lgs. 190/2024), ha proposto di «prevedere per i procedimenti di competenza regionale un termine perentorio di 90 giorni, assistito da un meccanismo di silenzio assenso». Una misura che, unita al rafforzamento degli organici della Commissione tecnica Pnrr-Pniec e all’introduzione di benefici economici per le comunità locali, potrebbe finalmente sbloccare i cantieri, evitando che decine di gigawatt di progetti restino ostaggio delle lungaggini amministrative.

Un ponte ancora troppo corto

Il FER X mette a disposizione un volume di incentivi senza precedenti e arriva in un momento in cui il prezzo all’ingrosso dell’elettricità rende ogni megawattora prodotto da fonti pulite un affare per il sistema. Ma la cronica lentezza delle installazioni rischia di trasformare anche il contingente di 37,15 GW in un bersaglio irraggiungibile nei tempi dettati dall’Europa. Senza una sforbiciata radicale ai tempi burocratici e un salto di scala nelle connessioni, la transizione energetica italiana continuerà a correre con il freno a mano tirato.

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Piano Clima da 9,3 miliardi: edilizia ed elettrificazione al centro della transizione

Palazzo residenziale italiano con pannelli solari sul tetto e pompa di calore, efficientamento energetico delle case al centro del piano clima

Il Consiglio dei ministri ha approvato il Piano Sociale per il Clima (PSC) con una dotazione di 9,3 miliardi di euro fino al 2032. La decisione, arrivata il 4 agosto 2026, sblocca un pacchetto di misure pensato per accompagnare la transizione energetica e compensare gli effetti sociali del nuovo sistema di scambio di quote di emissione ETS2, che dal 2028 estenderà il carbon pricing a edilizia e trasporti stradali. Il PSC è molto più di un ammortizzatore sociale: definisce le priorità industriali e le scelte tecnologiche su cui l’Italia punta per la decarbonizzazione dei settori più esposti alla povertà energetica.

La componente Edilizia: 3,29 miliardi per interventi mirati, senza deep renovation

Dei 9,3 miliardi complessivi, la Componente Edilizia assorbe 3,295 miliardi di euro – circa il 35% delle risorse totali del Piano. La cifra esatta è 3.295.232.500 euro, con un cofinanziamento nazionale del 25% e la parte restante a carico del Fondo Sociale per il Clima europeo. Rispetto alla bozza del 2025, che elencava sei schede di misura, il testo trasmesso al Cdm ha ridotto gli interventi a tre misure principali:

Riqualificazione energetica dell’Edilizia Residenziale Pubblica (ERP), con priorità agli immobili in classe F e G
Riqualificazione energetica delle microimprese vulnerabili, identificate da una soglia di spesa per combustibili fossili superiore al 2% del guadagno lordo potenziale
Promozione dell’elettrificazione dei consumi domestici, tramite contributo per l’adeguamento della potenza contrattuale dei contatori

Il perimetro tecnico è preciso. Per gli alloggi popolari e le microimprese, il Piano esclude l’isolamento termico profondo dell’involucro – giudicato troppo costoso – e punta su interventi “light”: sostituzione infissi, building automation, impianti solari fotovoltaici con accumulo abbinati a pompe di calore ad alta efficienza, solare termico. L’obiettivo minimo è una riduzione del 30% dell’indice di prestazione energetica globale non rinnovabile, certificata con APE pre e post intervento. Il contributo in conto capitale arriva fino al 65% delle spese ammissibili, con possibilità di cumulo fino al 100% tramite altri fondi pubblici come il Conto Termico.

Elettrificazione domestica: una barriera tecnica rimossa per 4,7 milioni di utenti

La terza misura della componente edilizia non finanzia lavori di riqualificazione, ma affronta un collo di bottiglia concreto per l’elettrificazione dei consumi. Le abitazioni italiane hanno una potenza contrattuale standard di 3 kW, insufficiente quando si installano pompe di calore, piastre a induzione o sistemi di ricarica per veicoli elettrici. L’adeguamento comporta costi una tantum che per le famiglie in povertà energetica rischiano di bloccare qualsiasi intervento.

Il PSC copre fino al 100% dei costi ammissibili per l’aumento di potenza e i lavori tecnici minimi connessi, rivolgendosi a una platea teorica di 4,7 milioni di utenti vulnerabili identificati tramite ISEE. La misura sarà attiva dal primo trimestre 2027 fino alla fine del 2032, lo stesso arco temporale di tutte le azioni della Componente Edilizia.

Tempistica e negoziato Ue: un anno di ritardo da recuperare

Il Piano approvato il 4 agosto arriva con un anno di ritardo rispetto alla scadenza europea. L’Italia avrebbe dovuto trasmettere la versione definitiva del PSC a Bruxelles già nell’estate 2025 per renderlo operativo dall’inizio del 2026. Per dodici mesi le organizzazioni della società civile coinvolte nella consultazione iniziale non hanno ricevuto aggiornamenti sul testo. Ora il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica trasmetterà il Piano alla Commissione UE per il negoziato formale necessario all’approvazione definitiva. La finestra temporale 2026-2032 resta confermata, con 7 miliardi finanziati dal Fondo Sociale per il Clima e 2,3 miliardi di cofinanziamento nazionale.

Cosa significa per il sistema energetico

Tre elementi segnalano la direzione di marcia. Primo, la scelta di escludere la deep renovation – isolamento a cappotto, sostituzione integrale dei serramenti – in favore di interventi meno invasivi è coerente con le indicazioni della Corte dei conti europea, che aveva giudicato meno efficaci le misure leggere, ma rappresenta anche una scommessa sulla replicabilità: a parità di budget, più edifici saranno toccati, anche se con risparmi energetici unitari più modesti. Secondo, l’enfasi sull’accoppiata fotovoltaico-pompa di calore orienta la filiera delle rinnovabili termiche ed elettriche verso un segmento – l’edilizia popolare e le microimprese – finora marginale nel mercato delle installazioni. Terzo, il meccanismo di cumulo con altri contributi pubblici (fino al 100%) può accelerare la spesa, ma richiede un coordinamento efficace tra strumenti nazionali ed europei per evitare colli di bottiglia amministrativi. Il vero banco di prova sarà la capacità di trasformare i 3,3 miliardi della sola componente edilizia in un volano per le tecnologie pulite in un perimetro di utenza che, senza questo intervento, resterebbe escluso dalla transizione.

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Energia, 14 miliardi sbloccati: il piano per blindare il sistema elettrico

Tralicci dell'alta tensione in un paesaggio italiano bagnato dal sole, simbolo della sicurezza del sistema elettrico

In un agosto segnato da forti tensioni sui prezzi dell’energia, il Governo ha deciso di attivare la clausola di salvaguardia nazionale sul Patto di stabilità. L’operazione punta a liberare fino a 14 miliardi di euro per interventi di sicurezza energetica, destinati a famiglie, imprese e infrastrutture. La lista delle spese dovrà essere trasmessa a Bruxelles entro metà agosto 2026, inserendo le nuove misure nel solco del Piano sociale per il clima appena approvato.

Cosa finanzieranno i 14 miliardi

Il ministro dell’Economia Giancarlo Giorgetti ha confermato alla Camera che l’incremento di spesa sarà pari allo 0,6% del Pil, il massimo consentito dalla clausola di salvaguardia. Le risorse potranno coprire famiglie, attività produttive, infrastrutture energetiche, di trasporto e la Pubblica amministrazione. Il coordinamento con il Piano sociale per il clima – approvato in Consiglio dei ministri insieme a norme sulla qualità dell’aria e al Ddl delegazione Ue – lascia intendere che il pacchetto includerà anche misure per l’efficienza energetica e lo sviluppo delle rinnovabili, oltre al sostegno diretto sulle bollette.

La scadenza di metà agosto e il coordinamento europeo

Entro la metà del mese il Governo deve inviare a Bruxelles l’elenco dettagliato delle spese che beneficeranno della deroga. La flessibilità concessa dalla riforma del Patto di stabilità è ancorata al principio che gli investimenti in sicurezza energetica, se coerenti con la strategia climatica europea, possono essere esclusi dal calcolo del deficit. L’aggancio al Piano sociale clima serve proprio a blindare questo perimetro: niente procedure d’infrazione, massimo utilizzo dello spazio fiscale disponibile.

Quanto pesa questa decisione nel quadro di mercato

L’annuncio dello scostamento di bilancio arriva mentre il mercato energetico è segnato da forti tensioni sui prezzi. La scelta di destinare fino a 14 miliardi alla sicurezza energetica, agganciandosi al Piano sociale clima, segnala un cambio di passo: dalla gestione emergenziale a un approccio che punta a coniugare il sostegno immediato con interventi strutturali. Le risorse potranno finanziare misure su reti, efficienza energetica e fonti rinnovabili, anche se l’entità precisa sarà definita con la lista che il Governo invierà a Bruxelles entro metà agosto. Per il settore, il messaggio è chiaro: la leva fiscale c’è, ora bisogna tradurla in misure concrete.

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Portale Unico GSE per le CER: la svolta burocratica che mancava per il PNRR

Tetti solari di un quartiere italiano collegati da nodi digitali luminosi, Comunità Energetiche Rinnovabili digitalizzate

Il nodo delle Comunità Energetiche Rinnovabili in Italia non è più tecnologico, ma amministrativo. La conferma arriva con l'attivazione, lunedì 3 agosto 2026 alle ore 12:00, del nuovo Portale Unico GSE per la rendicontazione delle spese PNRR: uno strumento che digitalizza l'intera procedura di richiesta dei contributi in conto capitale, passaggio obbligatorio per chi ha aderito agli incentivi destinati a CER e gruppi di autoconsumatori.

La piattaforma sarà accessibile dall'Area Clienti del sito GSE e rappresenta il tassello operativo che mancava per chiudere il cerchio tra progettazione, realizzazione e accesso effettivo ai fondi. Non una semplice interfaccia, ma l'infrastruttura amministrativa su cui viaggia la spesa reale della Missione 2 del PNRR dedicata alla transizione energetica diffusa.

Cosa cambia per gli operatori del settore

Il portale consente ai soggetti beneficiari di presentare la richiesta di erogazione a saldo del contributo in conto capitale per i progetti PNRR legati alle CER. La digitalizzazione della procedura punta a ridurre i tempi di istruttoria e a standardizzare le modalità di rendicontazione, due fattori che finora hanno rappresentato un collo di bottiglia per l'avanzamento della spesa.

Il GSE ha pubblicato contestualmente nuove istruzioni operative e un simulatore per calcolare il sostegno spettante. Entro settembre 2026 arriverà anche la funzione per la richiesta di erogazione dell'anticipazione con garanzia, completando così il set di strumenti finanziari a disposizione dei promotori.

Il ruolo del GSE come hub della transizione

L'attivazione del Portale Unico rafforza la posizione del GSE come snodo centrale dell'architettura attuativa del PNRR energia. Dopo le semplificazioni regolatorie introdotte nei mesi scorsi e il potenziamento degli sportelli telematici per le istanze di valutazione ambientale, la gestione digitalizzata della rendicontazione segna un altro passo nella costruzione di un ecosistema amministrativo pensato per accelerare la spesa senza perdere il controllo sui requisiti.

Per un settore che ha visto crescere le installazioni e accumulare ritardi proprio sul fronte burocratico, la piattaforma unica è un segnale di razionalizzazione. La domanda che resta aperta è se basterà a recuperare il gap tra progetti autorizzati e progetti effettivamente in esercizio, un divario che i dati di settore continuano a segnalare come critico.

Il cronoprogramma: cosa scatta adesso e cosa arriva dopo

3 agosto 2026, ore 12:00: attivazione nell'Area Clienti GSE del portale per la rendicontazione delle spese e la richiesta di erogazione a saldo.
Immediatamente disponibili: nuove istruzioni operative e simulatore del contributo.
Settembre 2026: rilascio della funzione per la richiesta di erogazione dell'anticipazione con garanzia.

La sequenza è studiata per mettere subito in mano ai beneficiari lo strumento principale (il saldo) e aggiungere in un secondo momento l'opzione dell'anticipo, che richiede un'istruttoria più complessa legata alle garanzie.

La partita delle CER in Italia si gioca sulla capacità di trasformare le agevolazioni in impianti funzionanti e rendicontati. Il Portale Unico è il binario su cui questa conversione deve correre: senza di esso, il meccanismo degli incentivi restava incompleto. Ora la macchina amministrativa ha il suo cruscotto; resta da vedere con quale rapidità gli operatori lo popoleranno di pratiche.

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Edifici come batterie termiche: lo studio Enea-Polimi sui picchi di domanda ridotti dell’80%

Edificio residenziale efficiente con pannelli fotovoltaici e pompa di calore, batteria termica per la rete elettrica

Nel sistema elettrico italiano, dove la crescita delle rinnovabili non programmabili impone una flessibilità sempre più distribuita, una nuova ricerca quantifica un potenziale concreto: edifici residenziali riqualificati possono abbattere fino all’80% dei picchi di domanda e trasformarsi in nodi attivi per la rete. Lo studio “Evaluation of the energy flexibility potential associated with reversible heat pumps in Italian residential building archetypes”, firmato da Enea, Politecnico di Milano e Università di Bergamo, mostra che l’efficientamento dell’involucro, combinato con pompe di calore reversibili, fotovoltaico e logiche di controllo flessibile, offre una leva programmabile di bilanciamento, capace di assorbire o rilasciare carico in funzione delle esigenze del sistema.

Come l’accumulo termico abilita la flessibilità

Il meccanismo sfrutta l’inerzia termica dell’involucro come accumulo distribuito. Riscaldando o raffrescando l’edificio in anticipo rispetto al picco di domanda, le pompe di calore spostano i consumi nelle ore di maggiore produzione rinnovabile o di minor carico. La struttura stessa funge da batteria termica: immagazzina energia sotto forma di calore e la restituisce quando l’impianto si spegne o modula la potenza. Logiche di controllo predittivo, basate su segnali di prezzo o su comandi del gestore di rete, coordinano i carichi senza compromettere il comfort interno.

Cosa cambia per il sistema elettrico

In uno scenario di penetrazione crescente di fonti rinnovabili non programmabili, la demand response lato edifici ha un valore sistemico diretto: riduce la necessità di centrali di punta e contribuisce a contenere gli investimenti in adeguamento delle infrastrutture. Lo studio dimostra che, sui profili di carico simulati, l’attivazione della flessibilità tramite pompe di calore abbatte i picchi fino all’80%. Non si tratta di una stima teorica: i modelli sono stati tarati su archetipi residenziali italiani, restituendo un potenziale replicabile su larga scala con interventi di riqualificazione già disponibili.

Un tassello nella revisione del mercato della flessibilità

I risultati arrivano in un momento di forte attenzione regolatoria verso la flessibilità distribuita. La recente evoluzione della Guida Operativa dei Certificati Bianchi ha ampliato le tipologie di progetto riconosciute, anche se al momento non include esplicitamente schemi di demand response basati sugli edifici. Lo studio offre una base quantitativa per valutare l’inserimento della flessibilità residenziale nei meccanismi di incentivazione e nei mercati locali della flessibilità. Per gli operatori di rete, la possibilità di attingere a un parco edilizio “attivo” rappresenta un’alternativa distribuita agli accumuli centralizzati, con potenziali benefici anche in termini di rapidità di risposta, riducendo la dipendenza da infrastrutture di punta.

La vera partita, ora, è portare questa evidenza dentro i regolamenti di mercato: solo remunerando la flessibilità degli edifici si potrà trasformare una capacità tecnica in una leva strutturale per l’esercizio della rete.

Fonti

Agrivoltaico da record in Puglia: il permitting accelera, ma solo 1 mega-impianto su 13 è davvero operativo

Impianto agrivoltaico in Puglia con pannelli solari su campi di grano e ulivi, paesaggio mediterraneo

Con il decreto firmato il 27 luglio 2026, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha rilasciato la valutazione di impatto ambientale positiva per l’impianto agrivoltaico “Spinazzola” da 599 MW di potenza. È il più grande progetto solare mai autorizzato in Italia sotto il profilo ambientale. Il dato però racconta solo metà della storia: oggi nel Paese esistono 13 iniziative fotovoltaiche sopra i 200 MW con VIA favorevole, ma soltanto una è entrata in esercizio. Il collo di bottiglia si è spostato dalle autorizzazioni alla fase realizzativa.

Un progetto ridimensionato del 10% in fase di valutazione

La società spagnola Solaria ha presentato l’istanza al Mase a dicembre 2024 per un impianto da 669,99 MW da realizzare nei comuni di Spinazzola e Minervino Murge, in provincia di Barletta-Andria-Trani. Durante l’esame, le osservazioni degli enti territoriali e della Soprintendenza del ministero della Cultura hanno portato a tre successivi tagli di potenza: prima a 630,11 MW, poi a 611 MW, infine ai 599 MW autorizzati. La riduzione complessiva è stata del 10%.

Il ministero della Cultura ha comunque espresso parere negativo, segnalando un “rischio archeologico alto” nell’area. Tutti gli enti territoriali coinvolti si sono opposti. Il Mase ha superato queste contrarietà vincolando il via libera a prescrizioni stringenti: stralcio di lotti e file di pannelli per creare corridoi ecologici, compensazioni pari ad almeno il 30% dell’area dei campi, una no-build zone attorno al Ponte 21 Archi, un progetto paesaggistico da rifare e obblighi di scavo archeologico preventivo.

Il divario tra autorizzazioni e impianti operativi

I numeri del permitting solare italiano mostrano un’accelerazione marcata. Con Spinazzola salgono a 13 i progetti sopra 200 MW con VIA positiva. Eppure solo 1 è già in esercizio. Il rapporto è di 1 a 13: meno dell’8% dei mega-impianti autorizzati ha superato la fase di costruzione e allaccio.

Questo scarto segnala che il freno alla crescita della capacità rinnovabile non è più soltanto amministrativo. Superata la barriera della VIA, restano da affrontare i nodi delle aste, dei contratti di rete, della catena di fornitura e dell’accettazione territoriale nella fase di cantiere. Il caso Spinazzola, con il parere negativo unanime degli enti locali, mostra quanto il consenso resti fragile anche dopo il decreto ministeriale.

Che cosa significa per lo scenario energetico italiano

L’autorizzazione di un impianto da quasi 600 MW in Puglia conferma che la taglia media dei progetti continua a salire, spinta dalla necessità di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione e dalla maturazione della tecnologia agrivoltaica. Il combinato disposto tra la grande dimensione e le prescrizioni ambientali sta plasmando un modello di sviluppo in cui la superficie occupata è compensata da corridoi ecologici e aree di rinaturalizzazione.

Rimane aperta la questione della traduzione delle autorizzazioni in elettricità immessa in rete. Se il tasso di realizzazione dei grandi impianti resta basso, il contributo del fotovoltaico utility-scale al mix elettrico nazionale rischia di restare inferiore alle attese, spostando il peso della transizione sul segmento distribuito e sulle comunità energetiche. Il decreto su Spinazzola è un passo avanti nel permitting. Il vero test sarà il cronoprogramma dei cantieri.