Il sole che non sfruttiamo

Nel 2025, l’Italia ha installato 6,4 gigawatt di solare. Può sembrare tanto, ma l’anno prima ne aveva installati 6,8. In un anno in cui l’urgenza climatica e la crisi geopolitica avrebbero dovuto spingere il piede sull’acceleratore, l’Italia ha allentato la presa. È tra i pochi grandi mercati europei ad aver installato meno nel 2025 rispetto al 2024. Questo dato è la fotografia di un Paese che ha tantissimo sole a disposizione e che sceglie, giorno per giorno, di non usarlo, proprio mentre i fondi e le riforme del PNRR dovrebbero spianare la strada al cambiamento. Le ragioni sono due, strettamente intrecciate: un sistema di autorizzazioni che funziona come una diga, e un dibattito politico sugli strumenti di mercato che rischia di smantellare proprio quello che funziona. 

In questo articolo analizzeremo il “collo di bottiglia” burocratico e faremo chiarezza su strumenti cruciali come il Testo Unico (D.Lgs. 190/2024) e le aste FER X e FER Z. Scopriremo perché il futuro della nostra indipendenza energetica e il calo dei prezzi in bolletta dipendano non solo dalla tecnologia, ma dalla capacità politica di superare la dipendenza dal gas e rendere finalmente efficienti i processi di semplificazione previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza. 

Un collo di bottiglia chiamato iter autorizzativo 

Se le rinnovabili sono oggi economicamente competitive (il fotovoltaico, a parità di condizioni, ha costi di generazione spesso inferiori a quelli del gas) perché non si installano più velocemente? La risposta è quasi integralmente amministrativa. In Italia, un grande impianto eolico impiega in media oltre 7 anni per ottenere tutte le autorizzazioni necessarie. In Spagna, dopo la riforma energetica del 2024, lo stesso tipo di progetto viene approvato in meno di 2 anni. Il divario è dovuto squisitamente all’architettura istituzionale. 

Nei soli mesi di aprile e maggio 2025, in Italia solo 23 progetti hanno ottenuto un parere ambientale positivo, mentre oltre 1.600 megawatt di capacità sono stati respinti. Questo a fronte di dati che ci dicono che ogni anno di ritardo ha un prezzo: circa 150-200 milioni di euro in più per ogni gigawatt non installato, pagati in gas importato che continua a dettare i prezzi dell’elettricità. Non è un costo astratto, ma qualcosa che incide direttamente sulle bollette delle famiglie e nei conti delle imprese, che pagano l’energia significativamente di più rispetto ai loro concorrenti in altri Paesi europei. 

L’obiettivo della riforma prevista dal PNRR (semplificare le procedure autorizzative per le rinnovabili, attraverso il Testo Unico D.Lgs. 190/2024) era esattamente questo. Il report di The Good Lobby sulle Riforme del PNRR documenta però che tale riforma è ancora “in corso”: il mercato resta appesantito dall’incertezza giuridica, e i contenziosi davanti a TAR, Consiglio di Stato e Corte Costituzionale proliferano. Il paradosso è che la semplificazione ha in alcuni casi aumentato l’instabilità percepita, perché ogni modifica normativa riapre fronti di contenzioso già chiusi. 

FER X e FER Z: cosa sono davvero (e perché importa) 

C’è un secondo terreno, meno visibile ma altrettanto cruciale, su cui si gioca il futuro delle rinnovabili italiane: quello dei meccanismi di mercato. E qui vale la pena fermarsi un momento, perché il dibattito pubblico è spesso confuso da una parola (“incentivi”) che porta a equivoci di fondo. 

FER X e FER Z sono aste competitive attraverso cui i produttori di energia rinnovabile si aggiudicano un Contratto per Differenza (CfD) con il Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Non si tratta di incentivi nel senso tradizionale perché non c’è un premio fisso pagato dallo Stato indipendentemente dai prezzi di mercato. Il meccanismo funziona così: lo Stato garantisce al produttore un “prezzo di riferimento” (strike price), determinato in asta competitiva. Se il prezzo di mercato scende sotto quel livello, il GSE integra la differenza. Se il prezzo di mercato sale sopra, il produttore restituisce l’eccesso. 

Questo schema a doppio senso ha due effetti che devono essere compresi insieme. Primo: consente ai produttori di pianificare investimenti su orizzonti di 15-20 anni con un rischio finanziario molto ridotto. Chi sa già quale sarà il suo ricavo medio può offrire prezzi più bassi in asta, e così il costo dell’energia rinnovabile per i consumatori si abbassa. Il FER X ha prodotto proprio questo risultato: aste competitive con prezzi medi in calo costante. 

Secondo effetto, spesso ignorato nel dibattito sugli “extra profitti”: il CfD è esattamente il meccanismo che li previene. Quando i prezzi del gas esplodono (come è avvenuto tra il 2021 e il 2023) i produttori di rinnovabili senza contratto CfD vendono al prezzo di mercato (fissato dal gas) incassando margini enormi a fronte di costi di produzione quasi nulli. Quei profitti straordinari vanno agli azionisti, non ai consumatori. Un produttore sotto CfD, invece, li restituisce al GSE, che li ridistribuisce in bolletta. Gli “extra profitti” di cui si parla tanto, in sostanza, premiano chi ha scelto di non prendere i contratti CfD. 

In breve: il FER X non è un sussidio alle rinnovabili: è un’assicurazione sul prezzo dell’energia per i consumatori italiani.” 

Il rischio FER Z e il gas lock-in 

Qui entra il FER Z. Alcune voci, anche in ambito governativo, propongono di indebolire il FER X a suo favore, orientandosi verso un meccanismo che offre meno certezza di prezzo a lungo termine per i produttori. Il problema è che, senza quella certezza, il costo del capitale per i nuovi impianti sale, le banche prestano a condizioni peggiori, e i prezzi offerti in asta aumentano. Il risultato finale? Energia rinnovabile più cara per tutti, non meno cara. 

Dal 1987, anno in cui l’Italia uscì dal nucleare con un referendum, il gas naturale è diventato progressivamente il pilastro del sistema elettrico italiano. Una scelta che negli anni è diventata un vincolo: emanciparsi dal gas infatti richiede non solo nuovi impianti ma una revisione profonda della governance, del mercato, delle infrastrutture. 

In un momento in cui l’Italia ha già perso terreno sull’installazione (e mentre il meccanismo della capacità continua a incentivare nuovi investimenti in centrali a gas ciclo combinato pianificati fino al 2040) indebolire il FER X, strumento che funziona, sarebbe un errore di politica energetica difficile da correggere. 

Conclusioni 

Nel 2025, l’Unione europea ha nel complesso raggiunto il suo obiettivo solare per quell’anno. L’Italia è tra i pochi Paesi che hanno installato meno nell’anno rispetto all’anno precedente, una controtendenza che segnala un problema di politica industriale e regolazione. Nel frattempo la Spagna, con i prezzi all’ingrosso 32% sotto la media UE, continua ad attrarre investimenti, a ridurre le bollette e a costruire competitività economica. L’energia più economica non è solo una questione ambientale: è un vantaggio competitivo per le imprese italiane sul mercato globale. 

Infine, la dipendenza dal gas non solo è un problema economico e ambientale ma anche una fragilità geopolitica. L’Italia importa gas da zone soggette a instabilità cronica. Ogni ritardo nella transizione è un ritardo nel guadagnare la nostra autonomia energetica. 

Il sole che abbiamo in abbondanza non basta perché ci vuole anche la volontà di usarlo.