Il dl Bollette ha introdotto milestone finanziarie più stringenti per liberare l’arretrato di richieste di connessione

Un criterio di milestone finanziarie più stringente per assicurarsi uno slot di rete. È questo il dettaglio tecnico-regolatorio che sta ridefinendo le regole del gioco per gli sviluppatori fotovoltaici in Italia. Stando a quanto emerso dall’appuntamento di Solarplaza Italy dello scorso 3 luglio, le nuove regole sulle milestone finanziarie introdotte dal dl Bollette stanno liberando l’arretrato di richieste di connessione che da anni intasava la rete di trasmissione, imponendo un filtro selettivo che separa i progetti solidi da quelli meramente speculativi. La capacità fotovoltaica operativa del paese è ormai ben oltre i 40 GW, e il mercato sta cambiando natura: non più una corsa ad accaparrarsi capacità a qualunque costo, ma una selezione basata sulla solidità progettuale.

In questo scenario, gli asset che spuntano le valutazioni più alte sono quelli ready-to-build con connessioni già assicurate — le cosiddette Stmg (Soluzione Tecnica Minima Generale) o Stmd (Soluzione Tecnica Minima Dettagliata), i due livelli di preventivazione con cui Terna quantifica i costi e le condizioni di allaccio. Un progetto che arriva sul mercato con la Stmd già approvata non è più una scommessa: è un impianto che ha superato la fase istruttoria e può entrare in costruzione. Il premio che gli investitori riconoscono a questi asset è il segnale più chiaro che la finanza ha smesso di finanziare chilowatt teorici e ha cominciato a prezzare la concretezza esecutiva.

Il nuovo spartiacque delle connessioni

La riforma contenuta nel dl Bollette ha alzato l’asticella in modo netto: chi vuole prenotare capacità di rete deve dimostrare di avere i mezzi finanziari per arrivare fino in fondo, non solo l’intenzione. Il meccanismo è semplice nella logica ma dirompente negli effetti: le vecchie regole permettevano di accaparrarsi uno slot con garanzie minime, creando una coda di progetti che bloccavano capacità senza mai tradursi in cantieri. Le nuove milestone finanziarie costringono gli sviluppatori a mettere sul tavolo impegni economici verificabili — e chi non li ha, esce dalla fila.

Il risultato è un mercato che si sta ripulendo da solo. L’arretrato di richieste sta calando, e parallelamente si sta consolidando un ecosistema di operatori con progetti finanziabili e tempi certi. Non è una dinamica indolore — per i piccoli sviluppatori con pipeline speculative l’accesso alla rete diventa proibitivo — ma sta producendo un parco progetti più sano, dove ogni MW in coda ha una probabilità molto più alta di trasformarsi in MW installato. Questa selezione, però, non avviene nel vuoto: si inserisce in un quadro più ampio fatto di fabbisogno di accumulo e meccanismi d’asta che completano l’architettura degli incentivi.

Accumulo e aste: la partita parallela

Se la rete diventa più selettiva, dall’altro lato si aprono opportunità per chi ha progetti concreti. È il caso del MACSE, il meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio gestito da Terna, che sta lavorando su aste per accumulo con un fabbisogno modellizzato di 42 GWh complessivi entro il 2030, secondo le stime del TSO. L’accumulo non è più un’appendice del fotovoltaico ma il suo complemento indispensabile: senza batterie in grado di assorbire i picchi di produzione nelle ore centrali, ogni GW installato rischia di scontrarsi con i limiti di saturazione della rete.

Parallelamente, il Decreto FER X Transitorio ha garantito fino alla fine del 2025 un regime di promozione per impianti solari, eolici, idroelettrici e a gas residuo, fungendo da ponte verso il regime definitivo del FER X. Un meccanismo transitorio che, nel suo arco di validità, ha offerto una rete di sicurezza a chi aveva progetti sufficientemente maturi da partecipare alle aste. Eppure, nonostante questi strumenti, i numeri del 2025 raccontano una storia diversa da quella che ci si aspetterebbe da un mercato in espansione lineare.

43 GW e un primato perso

I dati del 2025 sono un campanello d’allarme. Secondo Terna, a fine anno l’Italia aveva raggiunto più di 43 GW di capacità solare installata complessiva, un patrimonio che colloca il paese tra i grandi del fotovoltaico europeo. Nel solo 2025, stando ai dati di Terna e Italia Solare, sono stati allacciati 6.437 MW di nuova capacità fotovoltaica. Cifre assolute di tutto rispetto, che però raccontano solo metà della storia.

L’altra metà è nel posizionamento competitivo. Secondo il rapporto di SolarPowerEurope, l’Italia è scivolata al quarto posto nella classifica europea per nuove installazioni solari nel 2025, superata dalla Francia. I 6,4 GW italiani rappresentano un calo del 5% rispetto all’anno precedente, in un contesto in cui la contrazione del mercato europeo sta mettendo a rischio gli obiettivi al 2030. Non è un tonfo, ma è un sorpasso che ha un significato preciso: la somma della capacità installata non basta più a garantire il primato se il ritmo delle nuove connessioni rallenta mentre i concorrenti accelerano.

Il paradosso è tutto qui: l’Italia ha la base installata, ha meccanismi di asta e accumulo tecnicamente ben disegnati, ha una riforma delle connessioni che sta ripulendo il mercato. Ma i numeri dicono che tutto questo non si sta ancora traducendo in un’accelerazione. Anzi, il paese sta perdendo il passo rispetto a chi fino a pochi anni fa guardava dal basso. La disciplina introdotta con le milestone finanziarie va nella direzione giusta — selezionare i progetti che hanno gambe per camminare — ma il tempo per trasformare questa selezione in volumi all’altezza della concorrenza europea non è illimitato.

Per chi installa e gestisce, il messaggio è chiaro: la solidità progettuale paga, le scorciatoie speculative non trovano più spazio, ma la finestra per recuperare il terreno perso rispetto alla Francia e agli altri mercati in crescita si sta chiudendo. Il trade-off è concreto: più rigore progettuale oggi significa meno rischi di saturazione della rete domani, ma nella corsa europea il cronometro è già partito da un pezzo.