L’annuale Rapporto sulle Energie Rinnovabili (RER 2025) dell’Energy & Strategy Group del POLIMI presentato il 27 maggio 2025 nel corso di un evento dedicato segnala che lo scorso anno è stato un anno record con l’installazione di capacità di energia rinnovabile per 5,7 GW, soprattutto fotovoltaica, che tuttavia è nettamente inferiore a quella che sarebbe necessaria (9 GW) per gli obiettivi del PNIEC, e che rischia di essere stata una “vampata” di breve durata se non si pone fine ai ritardi normativi nell’approvazione dei decreti incentivanti e di misure “abilitanti” che stanno causando problematiche per gli impianti di grande taglia.
Dopo il rimbalzo del 2022 e il record di installazioni del 2023, il settore delle energie rinnovabili si assesta su volumi elevati, registrando un aumento complessivo del 16% rispetto all’anno precedente: per la seconda volta consecutiva, infatti, nel solo fotovoltaico le nuove installazioni superano i 5 GW, stabilendo un inedito “livello di regime” e portando la potenza totale annuale a 6.027 MW (+15%). Anche l’eolico segna un’inversione di tendenza, con 612 MW (+26%) di nuova potenza dopo la contrazione del 2023, pur rimanendo marginale nel mix italiano, sia per volumi installati che per diffusione geografica, contrariamente a Germania, Spagna e Francia. Tuttavia, l’Italia è ancora lontana da una traiettoria di crescita compatibile con l’obiettivo al 2030 di raddoppiare la capacità totale installata (dai 50 GW attuali a 107 GW), ottenibile solo aggiungendo ogni anno il 40% in più rispetto ai volumi attuali.
È quanto emerge dall’edizione 2025del Renewables Energy Report (RER) dell’Energy&Strategy (E&S) Group della School of Management del Politecnico di Milano (POLIMI), presentato il 27 maggio 2025 nel corso di un evento dedicato che ha visto confrontarsi numerose aziende partner, che analizza anche in dettaglio la situazione geografica.
Il Nord mantiene il primato diinstallazioni e di capacità fotovoltaica, ma mostra un generale rallentamento rispetto al 2023, in particolare nelle regioni più industrializzate. Il Lazio si distingue per un balzo in avanti di quasi 1.000 MW e anche il Sud e le Isole registrano una solida crescita, seppur su una base di partenza inferiore.L’eolico invece mantiene una netta concentrazione al Sud e nelle Isole, mentre il Nord si caratterizza per un sostanziale immobilismo.
“Il problema non è più tanto tecnologico o economico, quanto autorizzativo e infrastrutturale: a fine 2024 risultavano oltre 161 GW di richieste in attesa, ma tempi lunghi e colli di bottiglia sulla rete stanno rallentando l’effettiva messa a terra dei progetti– ha commentatoDavide Chiaroni, Vicedirettore di E&S e responsabile dell’Osservatorio sulle rinnovabili –Il mercato però si sta ridefinendo: il numero di impianti installati è in calo mentre la taglia media è in crescita, segno di una sempre maggiore focalizzazione su progetti di scala industriale o commerciale. Gli impianti con potenza superiore a 1 MW hanno contribuito per oltre il 43% alla nuova potenza fotovoltaica, quasi il doppio rispetto all’anno precedente, riflettendo un contesto normativo e finanziario che favorisce la realizzazione di impianti di taglia medio-grande”.
Nel residenziale,la fine del Superbonus ha lasciato un vuoto evidente. Gli strumenti attualmente disponibili – come ilDecreto CACER– risultano più complessi, meno generosi e meno capaci di attivare investimenti su larga scala. Il passaggio da incentivi automatici a meccanismi con elevata burocrazia ha ridotto l’appeal del fotovoltaico domestico, nonostante la domanda resti viva in alcune aree.
Il segmento commerciale-industriale mantiene una certa continuità con il passato: loScambio sul Posto(ancora in vigore fino a settembre 2025) e ilRitiro Dedicatopermettono di valorizzare l’energia in modo diretto, mentre ilFER X transitorio offre accesso a tariffe incentivanti fino a 1 MW. Tuttavia, la nuova offerta di strumenti – tra cui l’Energy Release– resta in fase sperimentalee non è ancora chiaro se sarà in grado di stimolare investimenti su larga scala.
Nel compartoutility scale, l’interesse delmercato si è chiaramente riattivato. La fine del FER 1 ha coinciso con il ritorno alla saturazione delle aste, grazie a tariffe più competitive (~75 €/MWh). Il nuovo meccanismo FER X, nella sua versione transitoria, ha già previsto contingenti significativi (10 GW per il FV e 4 GW per l’eolico) e una metodologia più dinamica per definire il prezzo. Tuttavia, la versione “a regime” del FER X, attesa per il 2026, non è ancora stata pubblicata, lasciando un vuoto di visione di medio periodo.
Sotto ilprofilo economico, la redditività degli impianti dipende ancora da pochi fattori chiave: producibilità, CAPEX e taglia dell’impianto. Per ilfotovoltaico utility-scale, l’LCOE nei siti migliori può attestarsi su 55-65 €/MWh, mentre impianti piccoli e in zone poco favorevoli superano i 90 €/MWh. Per l’eolico onshore, si oscilla tra 70 e 95 €/MWh. Gli scenari di investimento analizzati nel rapporto confermano il ruolo centrale degli incentivi: con il FER X, l’IRR per il fotovoltaico può spaziare tra 3,8% e 12,8%, mentre per l’eolico onshore si colloca tra -0,2% e 8%. Valori che diventano interessanti, ma solo se accompagnati da buone condizioni tecniche e operative. Senza incentivo, la vendita merchant non è sufficiente e i PPA– pur attenuando la volatilità –producono IRR più modesti, raramente superiori al 6% per il FV e al 4% per l’eolico.
Un’adeguataleva finanziaria può migliorare la sostenibilità economica dei progetti, portando in alcuni casi l’IRR sopra la soglia minima per l’investibilità, ma restaun’opzione praticabile solo in contesti bancabili e su impianti ben strutturati.
Nonostante i progressi del biennio 2023– 2024,l’Italia non è ancora su una traiettoria compatibile con il target 2030:dovremmo installare il 40% in più ogni anno rispetto ai volumi attuali. Il problema non è più tanto tecnologico o economico, quanto autorizzativo e infrastrutturale: a fine 2024, risultano oltre 161 GW di richieste in attesa, ma tempi lunghi e colli di bottiglia sulla rete rallentano l’effettiva messa a terra dei progetti.
“In questo quadro, le rinnovabili restano il pilastro della strategia climatica, ma il contesto politico e regolatorio appare oggi più fluido e meno coeso– ha sottolineatoVittorio Chiesa, Direttore di Energy&Strategy –A livello europeo, il dibattito sulClean Industrial Dealpunta anche su tecnologie non-FER, mentre in Italia è tornata centrale la discussione sul nucleare, segno che lo spazio politico delle rinnovabili non è più scontato. In più, sul piano normativo l’assenza del decreto FER X definitivo alimenta incertezza sugli orizzonti post-2025. Serve quindi una nuova fase di politica industriale e istituzionale, capace di semplificare e armonizzare le procedure autorizzative, accompagnare gli operatori con strumenti chiari, stabili e proporzionati, coordinare efficacemente le azioni tra Stato, Regioni e operatori di rete. Solo così sarà possibile trasformare l’interesse del mercato in nuova capacità installata e avvicinarsi agli obiettivi di transizione e sicurezza energetica”.