Category: Energia e rinnovabili

Il progetto Elmed prevede un cavo sottomarino da 220 chilometri tra Sicilia e Tunisia

Ieri Terna e STEG, i gestori delle reti elettriche di Italia e Tunisia, hanno affidato a Hitachi Energy un contratto da circa 770 milioni di euro per costruire le stazioni di conversione del progetto Elmed. I 600 megawatt in corrente continua che attraverseranno il Canale di Sicilia non sono più un’ipotesi: con questo ordine, l’interconnessione esce dalla carta ed entra nella fase in cui si tagliano lamiere, si avvolgono trasformatori e si preparano i siti di cantiere a Partanna e Mlaabi.

Per chi guarda solo la posa del cavo, il dettaglio può sfuggire. Ma in un collegamento sottomarino di questa lunghezza – circa 220 chilometri – la parte che fa davvero la differenza non è il conduttore posato sul fondale, bensì l’elettronica di potenza alle due estremità. Sono le stazioni di conversione a decidere se l’energia fluisce, in che direzione e con quali perdite. Il contratto appena firmato mette nero su bianco la scelta tecnologica: Elmed userà la trasmissione in corrente continua ad alta tensione, l’unica opzione sensata quando devi spingere centinaia di megawatt sotto il mare senza mandare in crisi il controllo di frequenza delle due reti interconnesse.

Il cuore tecnico dell’interconnessione

Spieghiamo perché. Un cavo in corrente alternata trifase lungo 220 chilometri accumulerebbe una capacità parassita tale da generare correnti reattive insostenibili, riducendo la potenza utile trasportabile e obbligando a costose stazioni di compensazione intermedie – impossibili in mare aperto. Con l’HVDC questo problema sparisce: la corrente continua non ha frequenza, non produce potenza reattiva e perde meno energia per effetto Joule a parità di sezione. Il prezzo da pagare è tutto concentrato nei terminali, dove l’elettronica di potenza deve raddrizzare la corrente alternata in continua a un’estremità e invertire il processo all’altra.

È qui che entrano in gioco i 770 milioni di euro del contratto Hitachi Energy. Le due stazioni – a Partanna, in provincia di Trapani, e a Mlaabi, nel nord-est della Tunisia – non sono semplici cabine di smistamento. Ospiteranno convertitori a tiristori o IGBT in configurazione back-to-back, sistemi di raffreddamento, quadri di controllo e protezione, e tutto il sistema di isolamento in grado di reggere tensioni continue dell’ordine delle centinaia di kilovolt. L’affidamento diretto a Hitachi Energy, uno dei tre fornitori globali che dominano il mercato HVDC insieme a Siemens Energy e GE Vernova, dice anche che i tempi tecnici sono maturi: non siamo di fronte a un prototipo, ma a un prodotto commerciale collaudato.

Dal sogno Desertec alla strategia europea

Dietro i numeri c’è una visione che cambia. Già nel 2009, la DESERTEC Foundation e 12 partner industriali fondarono l’iniziativa privata Dii, con l’obiettivo di coprire il 15% del fabbisogno elettrico europeo con il solare del Nord Africa. Quel progetto, ambizioso ma velleitario, si scontrò con i costi dell’HVDC di allora, con l’instabilità politica post-Primavera Araba e con la mancanza di un quadro regolatorio transfrontaliero. Dii si ridimensionò, Desertec arretrò sulla carta, e l’idea di un ponte elettrico mediterraneo rimase nei cassetti per oltre un decennio.

Elmed segna una discontinuità netta. Non è solo un progetto più piccolo e circoscritto – 600 MW contro i gigawatt ipotizzati allora – ma è il primo a rompere il tabù politico del finanziamento europeo fuori dai confini dell’Unione. La discontinuità politica si misura però con i soldi. Attraverso il programma Connecting Europe Facility, la Commissione Europea ha impegnato 307 milioni di euro: è la prima volta che l’UE finanzia un’infrastruttura energetica con un paese extra-UE. Il resto dei 1,42 miliardi di costo complessivo è coperto da un consorzio di banche di sviluppo – Banca Mondiale, BEI, BERS, la tedesca KfW – e dall’inquadramento del progetto nel Piano Mattei italiano e nella strategia REPowerEU, che punta a diversificare le forniture energetiche integrando più rinnovabili nella rete.

Non è un caso che la DESERTEC Foundation rilevi come ELMED sia solo la seconda linea elettrica tra Europa e Africa ad essere stata approvata e finanziata. In quindici anni, dalla Carta del Sahara ai cavi posati, il passo è stato lentissimo. Ora l’asticella si sposta: il continente africano non è più visto soltanto come fornitore di gas via tubo, ma come potenziale esportatore di elettroni puliti.

Cosa cambia sul campo per Tunisi e per chi installa

L’infrastruttura è ordinata, le stazioni sono in costruzione. Per la Tunisia l’interconnessione significa accesso concreto ai mercati energetici europei e un canale di esportazione per l’elettricità rinnovabile che il paese potrà generare nei prossimi anni, con ricadute in valuta pregiata e attrazione di investimenti internazionali. Per i system integrator e i trader energetici europei, invece, Elmed apre una rotta inedita: un flusso bidirezionale di 600 MW che, nei momenti di overgeneration solare in Nord Africa o eolica in Sicilia, potrà spostare energia dove serve, senza passare per colli di bottiglia continentali.

Due sponde, una sola frequenza di scambio. Con le stazioni HVDC ordinate, la Tunisia entra materialmente nella rete elettrica europea. Chi opera tra rinnovabili e trading energetico deve cominciare a fare i conti con un nuovo flusso di elettroni dal Nord Africa.

Il costo del combustibile scende ma le tariffe finali continuano a salire

L’anomalia di Manhattan

I numeri vengono dall’uso delle risorse che l’agenzia statistica del Dipartimento dell’Energia pubblica ogni mese. Il gas a New York City non solo è rimasto stabilmente sotto il carbone per tutto aprile 2026, ma ha anche mostrato una traiettoria discendente: 19,90 $/MWh a marzo, 17,12 $/MWh ad aprile. Per chi segue i mercati dell’energia, è il segno di un’infrastruttura del gas che nella costa orientale statunitense ha raggiunto una maturità tale da comprimere i costi della materia prima ben al di sotto del combustibile solido che per decenni è stato il pilastro della generazione elettrica americana.

Ma il paradosso è solo apparente. Il costo del combustibile è una voce del prezzo finale dell’elettricità, non l’unica. Trasmissione, distribuzione, manutenzione delle reti, oneri di sistema: sono componenti che negli ultimi anni hanno assorbito una quota crescente della bolletta, specie in aree ad alta densità come il Nordest. Il gas può anche costare la metà del carbone, ma se l’infrastruttura che porta i kilowattora dal generatore al contatore si fa più costosa,
il segnale di prezzo al consumo può puntare in direzione opposta a quella del combustibile.

La mappa dei rincari

Allargando lo sguardo oltre Manhattan, il quadro si fa più nitido. Ad aprile 2026 la generazione netta di elettricità negli Stati Uniti è cresciuta del 3,2% rispetto allo stesso mese del 2025. Tutte le regioni hanno registrato un incremento anno su anno, con una sola eccezione: la Florida, unico stato a segnare una flessione della produzione. La domanda tira, insomma, e l’offerta la segue. Ma i prezzi non scendono: quarantuno stati su cinquanta, più il Distretto di Columbia, hanno visto aumentare il costo dell’elettricità al dettaglio.

È qui che entra in gioco la sezione dell’EPM dedicata ai ricavi medi per kilowattora, saliti da 13,09 a 13,88 centesimi in dodici mesi. Un incremento del 6% che, proiettato su scala nazionale, si traduce in miliardi di dollari aggiuntivi prelevati dalle tasche dei consumatori residenziali, commerciali e industriali. Non è un fenomeno concentrato in una singola area geografica né legato a un’unica fonte di generazione: è una pressione diffusa, che attraversa i confini statali e i settori di consumo.

Il dato della Florida aggiunge un tassello interessante. In un contesto di crescita generalizzata della generazione, lo stato del Sud-est ha prodotto meno elettricità dell’anno precedente, eppure rientra tra i quarantuno territori con rincari in bolletta. Il che suggerisce dinamiche di prezzo che non dipendono solo dai volumi generati, ma da come e dove l’energia viene distribuita, immagazzinata e fatturata all’utente finale.

Il segnale per chi mette in campo i kW

La fotografia scattata dall’Electric Power Monthly non è soltanto una statistica per analisti di mercato: è un avviso per progettisti, facility manager e chiunque abbia in mano la scheda tecnica di un impianto fotovoltaico o di un sistema di accumulo e stia facendo due conti sul ritorno dell’investimento. Con il prezzo medio al dettaglio a 13,88 centesimi per kilowattora e una tendenza al rialzo confermata su base nazionale, il costo evitato da un impianto in autoconsumo si allarga. Il paradosso di New York — gas a sconto, bolletta in salita — racconta una verità scomoda per il consumatore allacciato alla rete: il combustibile può costare poco, ma il servizio elettrico nel suo complesso no. Per chi progetta sistemi puliti, ogni punto percentuale di rincaro è un argomento in più da mettere nel business case.

Il prossimo aggiornamento dell’EPM è atteso per il 23 luglio 2026. Tra un mese sapremo se la tendenza dei prezzi al dettaglio si consolida o se aprile è stato un picco isolato. Quel che è certo è che la forbice tra costo del combustibile e costo del servizio continua ad allargarsi, e chi oggi dimensiona un impianto — che sia da 3 kW su un tetto residenziale o da 300 kW su una copertura industriale — ha un dato in più per calcolare il risparmio reale di un sistema autonomo, al riparo dalla volatilità di una bolletta che sale anche quando la materia prima costa meno.

La capacità produttiva europea nel 2030 potrebbe fermarsi a 52 GW, meno della metà del fabbisogno stimato

Nel 2030, stando alle stime S&P Global, la domanda europea di moduli fotovoltaici potrebbe toccare circa 110 GW all’anno. È una cifra che racconta più di qualsiasi dichiarazione politica: l’Europa avrà fame di pannelli, tanti, e in fretta. Ma se quei pannelli dovrà comprarli quasi tutti all’estero, la transizione energetica rischia di somigliare più a un trasloco di dipendenza che a una conquista di autonomia.

Il miraggio dei 110 GW

I numeri sono testardi. Anche nell’ipotesi più ottimistica — tutti i progetti di fabbrica annunciati realizzati, nessun intoppo, nessun passo indietro — la capacità produttiva europea di moduli nel 2030 si fermerebbe a 52 GW. Di questi, appena 29 GW sarebbero dentro i confini dell’Unione a 27. Meno della metà di ciò che servirà. Il resto è un buco, e quel buco ha già un nome: Cina.

Oggi il rapporto tra ciò che l’Europa produce e ciò che installa è già sbilanciato: nel 2025 l’Ue aveva una capacità annua di 12,2 GW di moduli, contro circa 65 GW installati. Il delta lo hanno coperto le importazioni. Proiettare quella proporzione al 2030 significa accettare, nei fatti, che la manifattura europea resti una comprimaria. Non è un incidente di percorso. È la conseguenza di scelte che l’Industrial Accelerator Act, nella forma in cui è stato discusso finora, non sembra in grado di correggere.

Assemblare un modulo in Europa costa più che in Cina. Non è un dettaglio: è la ragione strutturale per cui, senza un intervento che incida davvero sui differenziali di costo, ogni target produttivo resta una dichiarazione d’intenti senza gambe.

Chi vince nella guerra dei prezzi?

Chi pensa che la partita si giochi sul campo dei profitti farebbe bene a guardare i bilanci. Nella prima metà del 2025, i primi dieci produttori mondiali di moduli fotovoltaici hanno spedito il 75% del totale globale. Insieme, hanno registrato una perdita netta complessiva di 2,2 miliardi di dollari. Dominano il mercato e perdono soldi. È il paradosso di una sovrapproduzione che schiaccia i prezzi verso il basso, rendendo la vita impossibile a chiunque provi a competere senza le stesse economie di scala — o senza sussidi massicci.

E allora chi sta vincendo questa partita? Di certo non i produttori europei, che hanno già avvertito la Commissione: l’Industrial Accelerator Act rischia di “mancare il bersaglio”. Il problema non è solo la quantità di fondi o la rapidità delle autorizzazioni. È una questione di definizioni. Per l’Industrial Accelerator Act, “Made in EU” non significa prodotto nell’Unione: si estende a qualsiasi paese con cui Bruxelles ha un accordo di libero scambio. Una formula che allarga il perimetro quanto basta per annacquare il senso stesso di “produzione europea” e per lasciare intatti i flussi di importazione da paesi dove i costi restano più bassi.

Nel frattempo, la crisi da sovrapproduzione sta frenando gli investimenti in innovazione in Cina. Già a maggio 2025 si registravano segnali di rallentamento nella corsa tecnologica cinese, proprio mentre l’Europa avrebbe bisogno di recuperare terreno. È un’ironia amara: il gigante che domina il mercato inizia a tirare il fiato proprio quando il continente che vorrebbe emanciparsi non ha ancora costruito le gambe per camminare da solo.

E se qualcuno pensa che i progetti europei bastino a invertire la rotta, basta guardare alla Francia. Era il 2024 quando Carbon annunciò la sua gigafactory come progetto di grande interesse nazionale. Poi, l’abbandono ufficiale, con la società che ha citato le incertezze sulle misure di sostegno al Made in EU. Non è un caso isolato: è il sintomo di un meccanismo che promette più di quanto mantenga.

Un ritardo che costa caro

Tre anni di ritardo nell’attuazione dell’Industrial Accelerator Act, e l’Europa rischia di restare indietro di un intero ciclo tecnologico rispetto alla Cina. Lo ha scritto Wood Mackenzie lo scorso marzo, e non servono iperboli per capire cosa significhi: un ciclo tecnologico nel fotovoltaico può valere anni di vantaggio in efficienza e costi. Perderlo significa ripartire ogni volta da zero, o quasi.

Eppure, basterebbe poco per misurare ciò che è in gioco. Ember ha fatto un calcolo che andrebbe incorniciato sulle scrivanie di chi legifera: una singola spedizione di moduli fotovoltaici può generare 10 TWh di elettricità in vent’anni. Per produrre la stessa quantità con gas naturale liquefatto servirebbe una nave metaniera ogni anno, per l’intero periodo. Ogni container di pannelli che l’Europa non produce è una nave di GNL che deve comprare. Ogni anno. Per vent’anni.

La domanda, a questo punto, non è retorica: riuscirà l’Europa a produrre i moduli che installa, o sarà per sempre cliente della Cina? Con un intero ciclo tecnologico di ritardo, e con un atto legislativo che fatica a diventare realtà, la risposta non è affatto scontata.

La Consulta ha dichiarato illegittimi i vincoli della legge regionale sarda, lasciando in sospeso 270 MW di progetti agrivoltaici

Immaginate di essere un agricoltore della provincia di Oristano con un progetto agrivoltaico da 10 ettari, finanziamento già approvato, tutto pronto per cantierizzare. A maggio il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica vi concede la Valutazione di Impatto Ambientale. Poche settimane dopo, la Corte costituzionale annulla quel decreto insieme ad altri cinque, per un totale di 270 MW, perché il ministero era in “fuorigioco” rispetto alle competenze regionali. Poi la Regione prova a fare ordine con una legge, la numero 20 del 2024, ma oggi, 26 giugno, arriva un altro colpo: la Consulta, con l’ordinanza n. 115, dichiara illegittime alcune parti di quella legge. Il risultato è un pareggio che non sblocca nulla: la Regione esulta, ma per gli investitori il cerchio resta chiuso.

L’indecisione non è solo sarda. Basta guardare le notizie delle ultime settimane per capire che il disordine sulle aree idonee è nazionale e rischia di far deragliare centinaia di progetti. Cerchiamo di mettere in fila i fatti per capire come siamo arrivati a questo punto e, soprattutto, cosa può fare oggi chi ha in tasca un investimento già pronto.

Il ping-pong sardo e la vittoria di nessuno

La vicenda parte da lontano, ma il momento decisivo è lo scorso 26 maggio, quando la Corte costituzionale annulla sei decreti di Via ministeriali per circa 270 MW di agrivoltaico. Il Mase li aveva autorizzati mentre era ancora in vigore la legge regionale, ma per la Consulta lo Stato non può sostituirsi alle Regioni in materia di governo del territorio. A quel punto la Sardegna corre ai ripari con la legge n. 20 del 2024, che prova a definire dove si può e dove non si può installare. Ma oggi la stessa Corte, con l’ordinanza n. 115, smonta alcuni pezzi di quella legge, lasciando in piedi un impianto ambiguo.

Le due parti in causa leggono la sentenza in modo opposto. La Regione parla di vittoria, ma l’avvocata Germana Cassar dello studio Dla Piper, che assiste alcuni sviluppatori, è netta: «restano illegittimi i vincoli aprioristici». In soldoni: un divieto scritto su carta senza una valutazione concreta del territorio non può reggere. È un pareggio che non fa bene a nessuno – né agli agricoltori che vogliono integrare reddito con il fotovoltaico, né alle imprese che hanno già speso soldi in progettazione. E mentre la nebbia normativa non si dirada, i 270 MW bloccati restano lì, a ricordare che ogni mese di stallo è energia che non si produce.

La mappa del disordine: regioni a confronto

Pensare che il pasticcio sardo sia un caso isolato sarebbe un errore. Nei giorni scorsi, QualEnergia ha tenuto traccia di una serie di notizie che disegnano un mosaico regionale a diverse velocità e con molte zone d’ombra: in Toscana, il 19 giugno il testo unico sulle aree idonee si è arenato su un nodo che riguarda l’agrivoltaico; in Sicilia, il 12 giugno, si è fatto un passo avanti sull’idroelettrico e uno indietro sulla prassi autorizzativa; in Emilia-Romagna, sempre il 12 giugno, la nuova legge presenta zone grigie che già fanno prevedere un’ondata di contenziosi; in Abruzzo, una legge è stata pubblicata il 18 maggio, ma è presto per dire se reggerà all’eventuale vaglio della Consulta.

Il caso più caldo, però, è l’Umbria. L’11 giugno è stato depositato un ricorso contro le aree non idonee definite dalla Regione, e quella partita potrebbe pesare molto al di là dei confini regionali. Perché se la Corte costituzionale dovesse pronunciarsi sul caso umbro, potrebbe stabilire un principio chiaro: cosa può e cosa non può fare una Regione quando dice “qui no”. Un chiarimento del genere sarebbe il primo mattone di un’architettura normativa finalmente coerente, dopo anni in cui ogni Regione ha legiferato in ordine sparso e spesso in contrasto con gli indirizzi nazionali. Fino ad allora, però, l’incertezza resta un costo fisso per chiunque progetti nuove installazioni.

Scegliere la strada meno incerta

Davanti a questo quadro, imprenditori e cittadini che vogliono investire nel solare si chiedono: conviene aspettare che tutte le leggi siano consolidate o è meglio scegliere subito una regione dove le regole sono già scritte e non sono sotto attacco? Aspettare ha un costo: i bandi Fer-X, gli incentivi del PNRR e le tariffe dedicate hanno scadenze, e ogni mese che passa senza che l’impianto entri in funzione è produzione persa. D’altro canto, mettere i pannelli in una regione dove la legge potrebbe essere smontata dalla Corte il giorno dopo la posa della prima struttura significa esporsi a un rischio quasi esistenziale.

Guardando alle regioni con leggi già formali e senza ricorsi pendenti, il panorama non è ampio. L’Abruzzo, con la legge pubblicata il 18 maggio, offre per ora il quadro più stabile, ma anche lì mancano i test dei tribunali. In Emilia-Romagna, invece, le zone grigie sono talmente estese che molti sviluppatori già prevedono di dover ricorrere ai tribunali amministrativi prima ancora di scavare le fondamenta. E in Sardegna, come abbiamo visto, nemmeno l’intervento della Regione ha spento l’incendio. La scelta, quindi, è più simile a una scommessa informata: chi oggi decide di investire in una regione con norme chiare potrebbe ritrovarsi avvantaggiato quando, finita la stagione dei ricorsi, molti altri territori saranno ancora bloccati.

Nel frattempo, il sole continua a splendere. E chi aveva già cominciato a costruire, magari in una regione che aveva fatto i compiti per tempo, potrebbe scoprirsi in una posizione di forza quando la polvere giudiziaria si poserà.

Il 12% di donne e il 7% di under 35 rivelano un corpo tecnico poco attrattivo per i giovani

Nel 2025 l’Italia ha toccato quota 2.594 energy manager nominati, il numero più alto degli ultimi vent’anni. Leggendo il dato al rialzo si potrebbe pensare a un sistema che finalmente ingrana. Ma basta scorrere le tabelle per accorgersi che il cruscotto segnala un’anomalia: solo 50 comuni capoluogo su 109 ne hanno uno. Dieci regioni su venti restano scoperte. E appena il 12% di questi professionisti è donna. Dietro la cifra-record si nasconde un corpo tecnico dalla presenza incerta proprio dove servirebbe di più: negli enti pubblici e tra le nuove generazioni.

La spinta tecnica: perché le certificazioni contano

Il dato che colpisce, scavando sotto la superficie delle nomine, è l’aumento dei professionisti in possesso di una certificazione formale. Lo scorso anno i soggetti nominati e certificati sono saliti a 490, con un incremento del 9% rispetto al 2024. Non è un dettaglio burocratico: la certificazione – tipicamente legata allo standard ISO 50001 o ai percorsi di accreditamento come Esperto in Gestione dell’Energia (EGE) – indica che l’energy manager non si limita a esistere sulla carta, ma possiede competenze verificabili in materia di diagnosi, monitoraggio e ottimizzazione dei consumi. In uno scenario dove le diagnosi energetiche obbligatorie per le grandi imprese e i meccanismi di incentivazione (come i certificati bianchi) richiedono firme qualificate, la differenza tra un incaricato nominale e un professionista certificato si misura in kilowattora reali.

Questa impennata della richiesta di energy manager non è casuale. Il motore normativo che spinge da qualche anno è la Direttiva (UE) 2023/1791, adottata il 13 settembre 2023, che ha rivisto al rialzo gli obblighi di efficienza energetica per gli Stati membri. La direttiva rafforza il ruolo delle figure tecniche dedicate alla gestione dell’energia all’interno delle organizzazioni pubbliche e private, agganciando la riduzione dei consumi a target vincolanti. In Italia, dove già la legge 10 del 1991 aveva introdotto la figura dell’energy manager, l’impulso europeo sta producendo un effetto di stratificazione: da un lato crescono le nomine obbligatorie (soggetti che per legge devono designare un responsabile, come i grandi consumatori di energia), dall’altro aumentano anche quelle volontarie. Nel 2025 le nomine volontarie sono state 829, circa un terzo del totale. Un segnale che qualcosa si muove anche fuori dal perimetro degli obblighi. Eppure, siamo ancora lontani da una diffusione sistemica.

Il paradosso dei comuni e il soffitto di vetro

Nel 2024 l’Italia aveva già registrato un incremento, con 2.571 energy manager nominati e una crescita del 4% rispetto al 2020. Ma è il 2025 a offrire la fotografia più nitida delle fratture. Il settore pubblico locale, che gestisce il patrimonio edilizio più energivoro del Paese (scuole, uffici, palazzetti, illuminazione pubblica), resta un deserto tecnico. Meno della metà dei comuni capoluogo ha nominato un energy manager. Significa che in 59 città capoluogo non c’è un tecnico formalmente incaricato di tenere sotto controllo i consumi energetici dell’ente, di redigere un piano di efficientamento o anche solo di verificare le bollette con criteri industriali. Lo stesso vale per dieci regioni, che pur avendo competenze su trasporti, sanità ed edilizia residenziale pubblica, non hanno ritenuto necessario dotarsi di questa figura.

Poi c’è la questione anagrafica e di genere. Gli under 35 rappresentano appena il 7% del totale, un numero così basso da far pensare che la professione fatichi a parlare ai neolaureati in ingegneria e architettura. Le donne sono il 12%: 222 su circa 2.600. Non si tratta di quote rosa, ma di un indicatore di attrattività. Se una figura professionale emergente, legata alla transizione energetica – uno dei settori su cui l’Europa investe di più – non intercetta giovani e non sfonda il soffitto di vetro di genere, il rischio è di costruire un corpo tecnico sottodimensionato rispetto alla domanda che verrà. La legge 10 del 1991 esiste da trentacinque anni. Cosa ha impedito finora ai comuni di applicarla con continuità? Le risposte possibili sono tre: la carenza di fondi dedicati nei bilanci comunali, la mancanza di un obbligo stringente con sanzioni efficaci, e una sottovalutazione culturale del risparmio energetico come leva di bilancio.

Dal 1991 al 2026: il futuro dell’energy manager

La figura dell’energy manager è nata in Italia con la legge 10 del 1991, che ne ha stabilito l’obbligo per i soggetti con consumi superiori a determinate soglie. Fin dall’inizio, l’idea era di creare una rete di tecnici capaci di presidiare i flussi energetici come si presidia un bilancio finanziario. Nel tempo, però, la norma ha funzionato a corrente alternata: ampia adesione tra le imprese energivore, disinteresse quasi totale nella pubblica amministrazione. La Direttiva (UE) 2023/1791 ha rimesso ordine nelle priorità, agganciando la gestione dell’energia a obiettivi climatici vincolanti. Ma una direttiva europea, per quanto ben scritta, non si traduce automaticamente in assunzioni nei municipi o in percorsi di certificazione accessibili.

Guardando al 2026, la domanda aperta è se i comuni colmeranno il divario accumulato. Le risorse ci sarebbero: il PNRR e i fondi di coesione prevedono linee specifiche per l’assistenza tecnica agli enti locali in materia di energia. Ma senza un energy manager interno, anche la capacità di spendere quei fondi – progettando interventi, seguendo i cantieri, verificando i risultati – resta limitata. Il record di nomine del 2025 è un segnale utile, ma la vera transizione energetica passa per la presenza quotidiana di competenze tecniche nei municipi, non solo nei consigli di amministrazione delle grandi aziende. E per riuscirci servono più donne e più giovani disposti a giocare questa partita.

Oltre il 70% dell’energia prodotta è già stata assegnata a grandi clienti industriali tramite contratti privati

Ieri, giovedì 25 giugno 2026, in Sicilia la spagnola Iberdrola ha tagliato il nastro di Iberdrola Fenix, 243 megawatt di fotovoltaico a terra. È il più grande impianto solare mai costruito in Italia, il primo a superare la soglia dei 200 MW in un unico sito, con una produzione annua stimata di circa 400 gigawattora. Più del doppio del precedente detentore del record nazionale, il Parco Solare Troia, realizzato da European Energy Italy in Puglia e fermo a 103 MW. Numeri che, letti nel perimetro domestico, autorizzerebbero toni trionfali.

Ma basta spostare lo sguardo qualche centinaio di chilometri oltre confine perché la scala dell’impresa si ridimensioni bruscamente. Il Witznitz Solar Park, in Germania, inaugurato nel 2024 su un ex sito minerario di lignite vicino a Lipsia, arriva a 650 MW di potenza — quasi il triplo di Fenix — con oltre 1,1 milioni di moduli distribuiti su circa 500 ettari. Già nel 2015, la Francia ospitava il parco di Cestas, in Nuova Aquitania, sviluppato da Neoen: 300 MW che all’epoca rappresentavano il massimo della capacità installata in Europa. L’Italia del sole, quella che per irraggiamento potrebbe competere con chiunque, non aveva mai superato i 200 MW in un singolo impianto fino a ieri. E quando finalmente ci riesce, scopre di aver costruito un’opera che altrove sarebbe considerata nella media.

Il gigante italiano che in Europa è un nano

Conviene tenere a mente questi numeri per non cedere alla retorica del “finalmente anche noi”. Il salto dal Parco Solare Troia a Iberdrola Fenix è reale: 103 MW contro 243, più del doppio. Ma è un salto che l’Italia compie con anni di ritardo rispetto a economie comparabili, in un settore — il fotovoltaico utility-scale — dove la taglia degli impianti è un indicatore grezzo ma eloquente della maturità del sistema-Paese. La Germania non ha solo il Witznitz Solar Park: ha una filiera, un quadro autorizzativo e una capacità di attrarre capitali che rendono possibili progetti di quella scala. La Francia, undici anni fa, aveva già acceso Cestas. Noi siamo arrivati a 243 MW nel 2026, e li celebriamo come un traguardo storico. Lo sono, in senso anagrafico: ma è la storia di un ritardo, non di un primato.

E poi c’è la domanda che i comunicati non affrontano: a cosa serve, esattamente, questa potenza? Perché dietro i pannelli, l’energia ha già un padrone. Oltre il 70% della produzione annua stimata — circa 280 dei 400 GWh — è già stata allocata tramite contratti PPA (Power Purchase Agreement) di lungo termine a clienti industriali. Il resto, una quota minoritaria, finirà sul mercato. L’impianto Fenix non è stato pensato per immettere elettricità pulita nella rete a beneficio della collettività: serve grandi consumatori privati che si assicurano energia a prezzo stabile per anni.

PPA: l’energia promessa all’industria

Se il record dimensionale lascia perplessi, la destinazione dell’energia chiarisce meglio la posta in gioco. I contratti PPA di lungo termine sono strumenti legittimi, anzi indispensabili per rendere bancabili i grandi progetti rinnovabili: garantiscono flussi di cassa prevedibili, attirano finanziatori, riducono l’esposizione alla volatilità dei prezzi all’ingrosso. Ma delineano anche una geografia precisa dei beneficiari. Qui non stiamo parlando di un parco che alimenta migliaia di famiglie o che contribuisce in modo diffuso alla decarbonizzazione dei consumi residenziali. Stiamo parlando di un’infrastruttura che nasce per servire una domanda industriale concentrata, verosimilmente energivora, con contratti blindati che escludono il resto del sistema.

Non è illegittimo, ma è politicamente rilevante. Perché la transizione energetica, quando assume questa forma, smette di essere una politica pubblica e diventa un servizio privato, erogato da un operatore spagnolo a una platea selezionata di clienti italiani. Il cittadino che osserva i pannelli spuntare sulle campagne siciliane può legittimamente chiedersi: quell’elettricità arriverà mai a casa mia? O servirà ad abbassare la bolletta di qualcun altro?

Sole pubblico, benefici privati?

La domanda diventa più scomoda quando si guarda a chi ha pagato il conto. Il progetto Iberdrola Fenix è stato finanziato dalla Banca Europea per gli Investimenti con la Garanzia Archimede di Sace. In altre parole, un’istituzione pubblica europea e il braccio assicurativo dello Stato italiano hanno messo le spalle al rischio di credito, rendendo possibile un’opera che servirà prevalentemente contratti industriali privati. È il paradosso di una certa idea di transizione: il pubblico si accolla il rischio, attiva leve finanziarie pubbliche, sblocca iter autorizzativi — e il beneficio primario si concentra nelle mani di pochi grandi consumatori e dell’utility che li serve.

Non è un’anomalia italiana. In tutta Europa i PPA corporate stanno crescendo come meccanismo dominante per lo sviluppo di nuova capacità rinnovabile, scalzando progressivamente i regimi di incentivazione tariffaria che avevano caratterizzato la prima ondata del fotovoltaico. Ma se la transizione si finanzia con soldi pubblici e si realizza con energia destinata a privati, qualcuno dovrà pure spiegare dove sta il ritorno collettivo. Non basta piantumare 60.000 specie autoctone o gestire in modo sostenibile le acque meteoriche sui 400 ettari del sito — interventi di mitigazione e compensazione pur necessari — per chiudere il cerchio. Quelle sono condizioni autorizzative, non una risposta alla questione distributiva.

Intanto in Sicilia i pannelli si moltiplicano. La regione, per irraggiamento e disponibilità di suolo, è diventata il principale bacino per i grandi progetti fotovoltaici italiani. Ma la domanda di fondo resta senza una risposta convincente: dopo l’inaugurazione, dopo i comunicati, dopo i record che record non sono, quale elettricità arriverà davvero nelle case degli italiani? E a quale prezzo? L’impianto Fenix è un passo avanti necessario — servono gigawatt, non megawatt, per centrare gli obiettivi climatici che l’Italia ha sottoscritto in sede europea. Ma è un passo che solleva più interrogativi di quanti ne risolva: la transizione energetica italiana sarà una corsa a due velocità, con i profitti dell’industria garantiti dal sole pubblico e le bollette dei cittadini ancora appese alla volatilità del gas?