Energia rinnovabile in Italia: stato dell’arte e obiettivi 2030

Nel 2024 le fonti rinnovabili hanno coperto il 43,4% della produzione elettrica italiana, secondo i dati preliminari del Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Un risultato vicino alla media UE del 45%, ma ancora distante dal target del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC 2030): almeno il 65% di elettricità da rinnovabili entro il decennio.

Il mix energetico rinnovabile attuale

L’idroelettrico rimane la fonte rinnovabile più rilevante in termini di capacità installata: 22,7 GW nel 2024 (fonte: Terna, Rapporto Statistico 2024). Il fotovoltaico ha superato i 35 GW di potenza cumulata, con nuove installazioni per 6,8 GW solo nel 2024 — il dato annuo più alto mai registrato in Italia. L’eolico on-shore ha toccato 12,2 GW, mentre l’eolico off-shore è ancora marginale (0,03 GW).

La produzione complessiva da rinnovabili nel 2024 è stata di circa 178 TWh su 408 TWh totali. L’energia geotermica contribuisce per circa 6 TWh, concentrata quasi interamente in Toscana (campi geotermici di Larderello e Monte Amiata). Le bioenergie (biogas, biomasse, bioliquidi) hanno prodotto 18 TWh, con un trend in lieve calo per la revisione degli incentivi nel settore.

I target PNIEC 2030 e lo scarto attuale

Il PNIEC aggiornato (versione giugno 2024, trasmesso alla Commissione UE) fissa obiettivi ambiziosi: 131 GW di capacità rinnovabile totale al 2030, contro i circa 72 GW attuali. Il gap da colmare è di quasi 60 GW in meno di sei anni — una sfida che richiede un tasso di installazione annuo di circa 8-10 GW, superiore agli storici italiani fino al 2022.

I numeri. Nel 2023 l’Italia ha installato circa 5,8 GW — il valore record fino ad allora. Raddoppiare quel ritmo nel giro di pochi anni richiede non solo incentivi, ma una semplificazione delle autorizzazioni che finora ha rappresentato il collo di bottiglia principale del settore.

I numeri. Nel 2023 l’Italia ha installato circa 5,8 GW — il valore record fino ad allora. Raddoppiare quel ritmo nel giro di pochi anni richiede non solo incentivi, ma una semplificazione delle autorizzazioni che finora ha rappresentato il collo di bottiglia principale del settore.

I principali ostacoli identificati dal MASE (Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica) sono tre: iter autorizzativi lenti (media 5-7 anni per impianti di grande taglia), vincoli paesaggistici e contestazione locale (effetto NIMBY), e carenza di personale tecnico qualificato per l’installazione di impianti distribuiti. Il decreto “Aree Idonee” (D.Lgs. 190/2024) ha tentato di semplificare le procedure, ma la piena attuazione dipende dalla mappatura regionale, ancora incompleta in 8 Regioni su 20.

Il ruolo del fotovoltaico distribuito

Il fotovoltaico di piccola taglia (impianti fino a 200 kW) ha rappresentato il 41% delle nuove installazioni 2024. Le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), introdotte dal D.Lgs. 199/2021 e operative con i decreti attuativi del 2024, stanno iniziando a dispiegare effetti: a marzo 2026 risultano costituite circa 380 CER in Italia, con una potenza aggregata stimata di 120 MW (fonte: GSE, aggiornamento trimestrale).

Il modello CER consente ai membri di condividere l’energia prodotta localmente e ricevere una tariffa incentivante sull’energia condivisa (tariffa premio GSE di circa 110 €/MWh per impianti fino a 200 kW). È una modalità che si sta diffondendo soprattutto nei comuni montani e nelle aree rurali del Mezzogiorno.

Eolico e grandi impianti: i nodi irrisolti

L’eolico on-shore è bloccato da anni in molte Regioni per via di moratorie locali o iter autorizzativi bloccati. Tra il 2020 e il 2024, il tempo medio di rilascio dell’Autorizzazione Unica per un parco eolico è stato di 6,2 anni (fonte: ANEV, Associazione Nazionale Energia del Vento, 2025). Nello stesso periodo, la Germania ha ridotto i tempi a meno di 3 anni grazie alla riforma del 2023.

L’eolico off-shore è potenzialmente strategico per l’Italia (1.500 km di costa favorevole, vento medio superiore a 7 m/s in Adriatico e Canale di Sicilia), ma al 2026 nessun impianto off-shore commerciale è ancora operativo. Tre progetti galleggianti (floating wind) sono in fase di Valutazione di Impatto Ambientale: Rimini Off-shore (600 MW), Gela Wind (400 MW) e Capo Carbonara (250 MW).

Le prospettive al 2030 e i meccanismi di supporto

Il sistema degli incentivi per le grandi FER si basa sulle Aste FER gestite dal GSE. Le aste FER X (2024-2025) hanno assegnato circa 5,8 GW di nuova capacità rinnovabile, con prezzi di aggiudicazione per l’eolico on-shore intorno a 82 €/MWh e per il fotovoltaico utility-scale intorno a 68 €/MWh — entrambi in calo rispetto ai valori 2022 grazie alla riduzione dei costi tecnologici.

Per raggiungere il target 2030, l’Italia dovrà accelerare sia sul fronte autorizzativo che su quello infrastrutturale: la rete di trasmissione nazionale (RTN) gestita da Terna necessita di investimenti per circa 22 miliardi di euro entro il 2030 per gestire l’incremento della generazione distribuita e le variazioni di carico legate all’intermittenza delle fonti solari ed eoliche.

La rete elettrica italiana: il collo di bottiglia della transizione

Aumentare la capacità rinnovabile senza ammodernare la rete di trasmissione equivale a costruire autostrade senza raccordi. Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale (RTN), ha pubblicato il Piano di Sviluppo 2024 con investimenti previsti per 22 miliardi di euro entro il 2033. Le opere prioritarie sono il Tyrrhenian Link (cavo sottomarino Sicilia-Sardegna-Campania, 970 km, 3,7 GW di capacità) e l’Adriatic Link (cavo Abruzzo-Marche-Veneto, 1.000 MW).

Il Tyrrhenian Link permetterà di trasportare l’energia solare prodotta in eccesso in Sicilia verso il Nord, riducendo i fenomeni di curtailment (taglio della produzione rinnovabile per saturazione della rete). Nel 2023 il curtailment di energia rinnovabile in Sicilia ha raggiunto il 15% della produzione potenziale — energia sprecata per mancanza di infrastrutture di trasmissione.

La rete di distribuzione (BT e MT, gestita da Enel Distribuzione e altri DSO locali) necessita anch’essa di investimenti massicci per la digitalizzazione: smart meter di seconda generazione, sensori di rete, sistemi di automazione delle cabine secondarie. Il Regolamento ARERA 2023 impone agli DSO piani di investimento nella rete intelligente con obiettivi misurabili entro il 2030, con penali in caso di mancato raggiungimento.

Il solare agrivoltaico: la frontiera dell’integrazione territorio-energia

L’agrivoltaico — installazione di pannelli fotovoltaici su terreni agricoli mantenendo la funzione produttiva del suolo — è identificato dal PNIEC come una delle soluzioni per raggiungere i target rinnovabili senza sacrificare terreno agricolo. Le linee guida MASE del 2022 definiscono i parametri minimi: altezza minima dei pannelli (2,1 m), distanza tra le file (sufficiente a permettere i macchinari agricoli), e monitoraggio delle rese colturali.

In Italia esistono al 2026 circa 80 MW di impianti agrivoltaici avanzati (conformi alle linee guida MASE), con un potenziale stimato di 1.000 GW teorici su tutto il territorio agricolo nazionale — evidentemente non tutto sfruttabile, ma il bacino realistico è di 100-200 GW entro il 2050 secondo le stime CNR-IRSA. I benefici agronomici documentati includono riduzione dell’evapotraspirazione colturale (fino al 20%), minori stress termici per le colture sensibili, e riduzione del fabbisogno irriguo.

Bioenergie e geotermia: le fonti stabili del mix rinnovabile

A differenza di solare ed eolico, le bioenergie e la geotermia producono energia in modo programmabile, indipendente dalle condizioni meteorologiche. Le bioenergie (biogas da digestione anaerobica, biomasse solide, bioliquidi) hanno prodotto circa 18 TWh nel 2024, ma il settore è in ristrutturazione: molti impianti a biogas agricolo hanno perso gli incentivi del vecchio Conto Energia e stanno riconvertendosi al biometano, più redditizio per l’immissione in rete del gas.

La geotermia italiana, concentrata in Toscana, produce circa 6 TWh/anno con una disponibilità vicina al 90% (fonte: Enel Green Power, Report Geotermia 2024). Il potenziale per espandere la geotermia a bassa entalpia (geotermia superficiale, utilizzata dalle pompe di calore geotermiche) è elevato in molte aree della Pianura Padana e del Centro Italia, ma la normativa autorizzativa è ancora frammentata tra normativa mineraria e urbanistica.