Con un limite dello 0,8% della SAU regionale — il più basso consentito dalla norma nazionale — e un’estensione selettiva delle procedure semplificate all’agrivoltaico, il Veneto sceglie la strada del controllo pubblico sulla geografia degli impianti. Il disegno di legge “Individuazione delle ulteriori aree idonee e disciplina in materia di impianti per la produzione di energia alimentati da fonti rinnovabili”, presentato il 10 luglio 2026 dagli assessori Massimo Bitonci (Energia) e Marco Zecchinato (Enti locali), traduce in numeri precisi l’obiettivo di 5.828 MW di potenza rinnovabile aggiuntiva da installare entro il 2030. Per gli operatori del settore, il provvedimento disegna un perimetro regolatorio fatto di vincoli quantitativi, superfici prioritarie e condizioni tecniche stringenti, in un momento in cui la corsa ai terreni per il fotovoltaico a terra sta ridisegnando gli equilibri tra energia e agricoltura in tutta Italia.
Il vincolo SAU: 6.681 ettari e un monitoraggio in tempo reale
Il cuore del ddl sul fronte agricolo è il tetto massimo regionale: i nuovi impianti rinnovabili — compresi quelli agrivoltaici — potranno occupare al massimo 6.681,84 ettari, pari allo 0,8% della Superficie Agricola Utilizzata veneta, che conta 835.231 ettari complessivi. La cifra scelta corrisponde alla soglia minima prevista dal decreto legislativo 190/2024, chiudendo di fatto la porta a interpretazioni espansive da parte dei proponenti.
A livello comunale il limite sale al 2% della SAU locale, con la possibilità per i singoli Comuni di spingersi fino al 3% esclusivamente per impianti destinati all’autoconsumo industriale o alle Comunità energetiche rinnovabili. Non si tratta di automatismi: l’elevazione richiede un provvedimento comunale specifico, che introduce un elemento negoziale nel rapporto tra sviluppatori e amministrazioni locali.
La vera novità per chi segue le dinamiche autorizzative è il sistema regionale di monitoraggio della SAU, alimentato dai dati del Fascicolo Aziendale e del Sistema Informativo della Politica Agricola. Zecchinato lo descrive come uno strumento che “consentirà di conoscere in tempo reale quanta superficie agricola viene interessata dagli impianti e di verificare il rispetto delle soglie fissate dalla legge”. In concreto, ogni ettaro autorizzato sarà contabilizzato su una piattaforma interoperabile con quella nazionale, riducendo il rischio di sforamenti cumulativi — uno dei punti deboli emersi in altre Regioni dove il monitoraggio è rimasto ex post.
Dove si potrà installare: il primato delle superfici antropizzate
La strategia spaziale del Veneto è esplicita: spingere gli impianti verso aree già trasformate, riducendo al minimo il consumo di suolo agricolo non compromesso. La lista delle ulteriori aree idonee per fotovoltaico e sistemi di accumulo co-ubicati include:
- siti e impianti della Superstrada Pedemontana Veneta;
- aree di pertinenza di opere pubbliche e impianti di interesse pubblico;
- interporti e zone portuali a vocazione industriale;
- cave e miniere non più sfruttate con avvenuta ricomposizione ambientale.
Per gli impianti di accumulo non co-ubicati e gli elettrolizzatori, le aree idonee aggiuntive comprendono le zone adiacenti a stazioni elettriche esistenti entro 300 metri e le aree interne a impianti industriali o di produzione elettrica già autorizzati. Il ddl introduce però anche fasce di tutela: 500 metri dai beni paesaggistici, culturali e siti UNESCO, e — specificamente per gli accumuli non co-ubicati — 1 chilometro dai recettori sensibili come strutture sanitarie, scolastiche e luoghi di culto.
Agrivoltaico: PAS estesa a 5-12 MW con vincoli rigorosi
Uno dei passaggi più rilevanti per gli sviluppatori riguarda l’agrivoltaico. La Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) viene estesa agli impianti con potenza compresa tra 5 e 12 MW, ma a condizioni stringenti: il soggetto attuatore deve essere un imprenditore agricolo ai sensi dell’articolo 2135 del Codice civile con Fascicolo Aziendale aggiornato, e deve presentare una dichiarazione asseverata che attesti il mantenimento di almeno l’80% della Produzione Lorda Vendibile, una relazione agronomica con piano colturale e un sistema di monitoraggio della continuità dell’attività agricola.
La Regione si riserva inoltre la definizione di criteri per verificare la continuità dell’attività agricola e il rispetto delle prescrizioni autorizzative, anche attraverso controlli a campione. È un impianto che cerca di rispondere alle tensioni tra sviluppo rinnovabile e tutela del comparto agricolo, ma che carica i proponenti di oneri documentali e tecnici non trascurabili — un fattore che potrebbe selezionare gli operatori con maggiore strutturazione tecnico-agronomica.
Per completezza, il ddl estende la procedura semplificata anche agli impianti a biomassa, biogas e biometano fino a 3 MW, con richiami al piano regionale dei rifiuti per la frazione biomassa-rifiuto e disciplina specifica per la biomassa non classificata come rifiuto in aree agricole.
Un modello di governance regionale sotto VAS
La Giunta regionale avrà il compito di definire i criteri per la valutazione delle istanze autorizzative, con l’obiettivo dichiarato di equilibrare interesse pubblico e tutela dell’ambiente, del paesaggio e del patrimonio storico-architettonico. Zecchinato ha precisato che il piano sarà sottoposto a valutazione ambientale strategica e a consultazione pubblica, passaggi che aprono spazi di interlocuzione per gli stakeholder industriali e associativi.
La scelta veneta si presenta come un tentativo di pianificazione integrata che cerca di evitare sia la deregolazione localizzativa sia il blocco amministrativo che ha frenato le rinnovabili in altre realtà regionali. I 5,82 GW da raggiungere in meno di quattro anni rappresentano un target ambizioso: considerando che il limite SAU regionale di 6.681 ettari dovrà ospitare — insieme alle superfici antropizzate — tutta la nuova capacità, la partita si giocherà sulla densità di potenza installabile per ettaro e sulla capacità di sfruttare le aree non agricole individuate dal ddl. La Pedemontana Veneta e le cave ricomposte diventano improvvisamente asset strategici non solo per chi sviluppa, ma per l’intero sistema elettrico regionale.
