Nuova Zelanda: allaccio in un giorno, mentre in Italia i costi extra gravano su ogni installazione.
A luglio 2026, la domanda di energia elettrica italiana ha toccato 32,5 TWh, il massimo mensile di sempre. Con la rete sotto pressione, ogni megawattora fotovoltaico in più vale doppio. Ma mentre Wellington ha scelto di togliere ostacoli, Roma continua ad aggiungerne. Il divario non è solo normativo: è economico, e si misura nei tempi e nei costi di installazione.
Un allacciamento in un giorno non è un azzardo: è un calcolo del rischio
Lo studio neozelandese punta a fare della Nuova Zelanda il contesto più semplice al mondo per il fotovoltaico, mantenendo standard di qualità e sicurezza. Le quindici raccomandazioni neozelandesi arrivano con scadenze massime di 18 mesi e l’indicazione dell’ente responsabile. Per un impianto fotovoltaico in Nuova Zelanda, l’autorizzazione all’allacciamento passerà da una media di 10 giorni lavorativi a uno. Il pacchetto prevede anche l’esenzione dai permessi edilizi per uniformare le regole locali ed eliminare autorizzazioni superflue. Il piano include la riforma delle ispezioni, che passa dall’obbligatorietà a un sistema condizionato al rischio effettivo, alla taglia di impianto e alla presenza di installatori accreditati. Si aggiunge la legalizzazione dei kit solari plug-in, come i pannelli da balcone collegabili direttamente alle prese domestiche.
Il muro italiano non è solo normativo, è anche matematico
In Italia, invece, le linee guida VVFF per il fotovoltaico su edifici, aggiornate a settembre 2025, comportano aumenti dei costi di realizzazione di almeno il 10%, con stime fino al 30%. Sul fotovoltaico a terra, alcune Regioni applicano rigidamente il principio di invarianza idraulica del DLgs 190/2024, trattando la superficie dei moduli come copertura che sigilla il suolo. Questa interpretazione errata comporta extra costi per l’invarianza idraulica stimati in 10-15 k€/MW. Per le Comunità Energetiche Rinnovabili, tra la Direttiva RED II del 2019 e il decreto CACER del 2024 sono passati cinque anni. Le Comunità Energetiche Rinnovabili italiane restano sotto i 500 MW installati, contro un obiettivo di 5 GW al 2027. Sul fronte agrivoltaico, la normativa agrivoltaica italiana tra Correttivo Testo Unico FER, DL 175/2025 e decreti regionali sulle aree idonee rende residuale un impianto tradizionale a terra.
I numeri di luglio dicono che il solare cresce, ma la burocrazia frena
Nei primi sette mesi del 2026, la produzione fotovoltaica italiana è aumentata del 19,5% rispetto allo stesso periodo del 2025. A fine luglio 2026, la quota del fotovoltaico sulla domanda elettrica italiana ha raggiunto il 17,5%, contro il 15,1% di un anno prima e il 12,3% del 2024. Nello stesso periodo, la produzione congiunta di fotovoltaico ed eolico ha toccato 47,4 TWh, record assoluto per i primi sette mesi. Sono numeri che raccontano un potenziale enorme: se ogni installazione richiedesse la metà dei permessi, il 19,5% diventerebbe facilmente un 30%.
Per chi installa oggi in Italia, il trade-off è brutalmente concreto: ogni kW su tetto costa almeno il 10% in più per via delle linee guida VVFF; ogni MW a terra si porta dietro 10-15 k€/MW di extra costi per l’invarianza idraulica; una Comunità Energetica ha già aspettato cinque anni solo per avere il decreto attuativo. La Nuova Zelanda non sta abbassando la sicurezza: sta rimuovendo i passaggi che non aggiungono informazione. L’Italia fa il contrario. E paghiamo la differenza in bolletta, mentre il termometro sale.
