Nel 2025, dopo tre anni di crescita continua e sostenuta, sono diminuite in Italia le installazioni da energia rinnovabile: 7,2 GW di nuova potenza, in calo del 6% rispetto ai 7,6 GW del 2024 (per un totale di 81,7 GW di capacità installata): è quanto emerge dalla ricerca “Renewable Energy Report 2026” redatto dall’Energy&Strategy della School of Management del Politecnico di Milano.
A tenere maggiormente è stato il fotovoltaico (5,6 GW), grazie ai grandi impianti che dal 2024 hanno preso sempre più piede fino a coprire il 50% della potenza totale.
Ancora poche le installazioni da eolico (562 MW nel 2025, per il 95% da grandi impianti concentrati in Puglia, Basilicata e Campania), nonostante abbiano una produzione più distribuita anche di notte e nei mesi invernali e possano mitigare la non programmabilità di queste fonti.
Il rallentamento delle installazioni compromette il raggiungimento degli obiettivi fissati dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima per il 2030.
Il piano prevede una capacità totale di 131 GW, richiedendo un incremento di 49 GW rispetto ai livelli attuali, per arrivare a una produzione annua di 228 TWh derivante principalmente da fotovoltaico ed eolico.
Raggiungere questo traguardo richiederebbe una crescita del 75% circa rispetto ai 130 TWh registrati nel 2025.
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Rinnovabili, lo stallo riguarda anche i vicini europei
La contrazione del mercato europeo deriva da molteplici fattori normativi e strutturali. In Italia, lo stallo degli impianti di piccola taglia è legato alla riduzione delle detrazioni fiscali e all’eliminazione dello scambio sul posto.
Le installazioni di grandi dimensioni hanno invece subito un rallentamento a causa della minore capacità supportata dal decreto FER 1 e dell’attesa per gli esiti dell’asta FER X Transitorio, resi noti a dicembre 2025.
Il rallentamento non riguarda esclusivamente il territorio nazionale. Le politiche successive al Green Deal hanno causato una flessione delle installazioni anche in Germania.
Il ritardo nel percorso di decarbonizzazione accomuna, seppur con proporzioni differenti, l’Italia, la Germania e la Spagna.
Per centrare gli obiettivi fissati, il sistema italiano deve accelerare il ritmo delle installazioni del 46%, mentre per la Germania la crescita necessaria raggiunge il 63% a fronte di target più ambiziosi.
Le stime contenute nel RER26 evidenziano come, mantenendo l’attuale ritmo di sviluppo di fotovoltaico ed eolico (scenario BAU), la capacità installata al 2030 si fermerebbe a 78 GW.
La crisi energetica in corso potrebbe dare slancio alle energie rinnovabili
Valore che risulta significativamente inferiore ai 107 GW previsti dal Pniec, riflettendo l’impatto del rallentamento registrato nel 2025.
La crisi energetica in corso potrebbe tuttavia agire da stimolo, ribadendo la necessità di ridurre la dipendenza dall’estero e di contenere i prezzi dell’elettricità attraverso una maggiore produzione interna.
Per invertire la rotta è necessario intervenire con tempestività sulla struttura del sistema energetico, spiega Vittorio Chiesa, direttore e fondatore di E&S.
“La cura è la stessa da tempo, ma ora occorre essere davvero tempestivi: creare un sistema di regole stabile, intervenendo nella messa a punto del FER X ‘a regime’ e dando certezza almeno sino al 2035 di contingenti e meccanismi di determinazione del prezzo di asta per favorire gli investimenti; velocizzare le autorizzazioni, immettendo le necessarie risorse per far funzionare le commissioni di valutazione e, rispetto alle connessioni, sfoltire le domande in essere e garantire agli operatori più pronti un sistema coerente con i tempi di investimento; tornare a un’interpretazione delle aree idonee in cui il contributo dei territori dipenda da potenzialità e caratteristiche delle fonti di energia disponibili”, spiega.
I segnali positivi: crescita dei PPA, interventi sull’installato, forte sviluppo degli accumuli
Il Report evidenzia segnali incoraggianti che testimoniano la vitalità del settore, trainata principalmente dalle dinamiche di mercato.
Un indicatore rilevante è rappresentato dai Power Purchase Agreement (PPA), che nel 2025 hanno raggiunto 1,8 GW, registrando un incremento del 60% rispetto all’anno precedente.
Il risultato posiziona l’Italia come il secondo mercato europeo dopo la Spagna, confermando una maggiore convergenza tra domanda e offerta. Secondo un sondaggio condotto da E&S, il 70% delle imprese intervistate intende sottoscrivere un PPA nei prossimi tre anni, riconoscendo la flessibilità di questi contratti nel sostenere sia nuovi progetti (greenfield) sia impianti esistenti (brownfield).
Un ulteriore elemento positivo riguarda la gestione degli impianti attivi. Oltre due terzi degli operatori ha pianificato interventi di ammodernamento entro il 2030, con una crescita stimata della produzione superiore al 10%.
Un approccio che indica il passaggio da una visione speculativa a una focalizzata sull’efficienza energetica. Entro il 2030, circa 9 GW di potenza da impianti fotovoltaici ed eolici raggiungeranno i vent’anni di attività; gli interventi di revamping potrebbero generare incrementi di potenza fino al 140% per l’eolico e al 70% per il fotovoltaico.
Il comparto dei sistemi di accumulo ha registrato un’espansione straordinaria, con la capacità installata passata dai 720 MWh del 2021 ai quasi 18 GWh del 2025.
Nello stesso periodo, il numero di impianti è salito da 75.000 a 884.000. Le analisi dell’Osservatorio attribuiscono questa crescita a una redditività dei sistemi con accumulo ormai pari a quella degli impianti semplici.
L’integrazione nativa delle batterie nelle nuove installazioni rappresenta inoltre una garanzia per la stabilità delle infrastrutture di rete. Si segnala infine il successo del DM Agrivoltaico, dove sono stati ammessi 1,76 GW di progetti a fronte di un contingente di 740 MW.
L’ampia partecipazione, favorita dai contributi in conto capitale, conferma il ruolo strategico del settore agricolo nello sviluppo della generazione distribuita.
Efficacia delle misure di supporto e costi della filiera rinnovabile
Il Report analizza alcuni interventi normativi che, nonostante le finalità dichiarate, hanno mostrato un’efficacia contenuta.
Il DL Energia risulta in parte depotenziato dalla crisi energetica attuale. Le simulazioni condotte da E&S sulle misure di supporto non indicano risultati incoraggianti: l’adesione al nuovo meccanismo “spalma incentivi” comporterebbe, per un impianto da 1 MW, una riduzione del Net Present Value compresa tra il 3% e il 9% circa.
L’ipotesi di una fuoriuscita anticipata e volontaria dal Conto Energia, finalizzata a un rifacimento integrale del sito, produrrebbe esiti economici ancora più critici rispetto allo “spalma incentivi”. In questo scenario, il valore dell’NPV al 2040 subirebbe una contrazione stimata tra il 10% e il 17%.
Emergono criticità anche nelle misure destinate al sostegno delle filiere industriali europee.
Nella procedura competitiva del FER X Transitorio per impianti fotovoltaici con componenti non cinesi (bando NZIA), sono stati ammessi incentivi per 1,11 GW, distribuiti su 88 impianti, a fronte di un contingente disponibile di 1,6 GW.
Il prezzo medio dell’energia offerto in questa categoria è risultato superiore di circa 10 €/MWh rispetto ai bandi standard. Il divario riflette i maggiori costi di approvvigionamento e le difficoltà logistiche legate all’utilizzo di fornitori non abituali.
Sebbene sia necessaria una politica industriale coordinata a livello nazionale ed europeo per le rinnovabili, l’impiego del prezzo dell’energia come leva di sostegno industriale appare, in questa fase, una strategia rischiosa.
Incertezze normative e ostacoli allo sviluppo delle rinnovabili
Il rallentamento delle installazioni è aggravato dall’introduzione di nuovi fattori di incertezza che condizionano il mercato.
Un elemento critico è rappresentato dal percorso delle aree idonee, divenuto terreno di scontro tra Stato e Regioni. Questa conflittualità ha allontanato l’obiettivo originario di definire zone strategiche per la crescita delle rinnovabili.
A ciò si aggiunge la riforma delle connessioni che, pur basandosi su presupposti tecnici validi, impone nel breve termine una profonda revisione delle procedure autorizzative.
Suscita perplessità anche l’evoluzione normativa dal FER X al FER Z, i cui meccanismi presentano punti aperti che preoccupano specialmente i piccoli e medi operatori.
La complessità degli strumenti di supporto per le imprese costituisce un ulteriore ostacolo. Le regole definitive per l’Energy Release 2.0 sono state pubblicate solo a novembre 2025, lasciando tempi estremamente ridotti per la sottoscrizione dei contratti entro la scadenza del 31 gennaio 2026.
Per quanto riguarda il piano Transizione 5.0, il meccanismo è stato interrotto anticipatamente il 6 novembre 2025 a causa dell’esaurimento dei fondi. La disponibilità economica è stata infatti ridotta da 6,237 miliardi a 2,5 miliardi di euro in seguito alla rimodulazione delle risorse del PNRR.
