L’Europa si trova di nuovo a fare i conti con un’emergenza energetica. L’azione militare condotta da Stati Uniti e Israele contro l’Iran alla fine di febbraio 2026 e le successive rappresaglie hanno determinato una significativa volatilità nei mercati globali dell’energia, con una brusca impennata dei prezzi di petrolio e gas. Il prezzo di riferimento del gas naturale TTF è balzato da 38 a 54 euro per megawattora nel giro di poche settimane, segnando il maggior rialzo mensile dal settembre 2021. Lo spettro del 2022 è tornato.
Eppure qualcosa è cambiato — e qualcosa, invece, non è cambiato affatto. Rispetto a quattro anni fa il sistema europeo è strutturalmente più solido. Le forniture di gas sono più diversificate, il coordinamento tra Stati membri è migliorato e le rinnovabili pesano di più nel mix. Questo riduce il rischio di scarsità fisica, ma non elimina l’esposizione ai prezzi globali: è il fattore durata a trasformare una crisi lontana in un problema economico concreto. La vera vulnerabilità italiana ed europea non è congiunturale: è strutturale. Il meccanismo del prezzo marginale nei mercati elettrici fa sì che sia la fonte più costosa — quasi sempre il gas — a determinare il prezzo all’ingrosso dell’elettricità. Dall’inizio del 2026 il gas ha fissato il prezzo dell’elettricità per il 15% delle ore in Spagna, il 40% in Germania, il 42% nei Paesi Bassi. In Italia questa quota arriva all’89%. La Penisola, più di qualsiasi altro grande paese europeo, paga l’elettricità al prezzo del gas. Ogni tensione geopolitica che tocca i mercati del gas si trasforma, quasi automaticamente, in un aumento in bolletta. ARERA ha già comunicato che nel secondo trimestre del 2026 la bolletta elettrica per i clienti vulnerabili aumenterà dell’8,1%.
Il commissario europeo all’Energia Dan Jørgensen ha scritto agli Stati membri invitandoli a valutare misure di riduzione della domanda, ammonendo che la dipendenza dai combustibili fossili importati è una vulnerabilità importante e che occorre fare tutto il possibile per generare più energia da fonti rinnovabili. È un messaggio che suona familiare — perché è lo stesso del 2022. Il percorso è chiaro: più rinnovabili installate, più accumulo, più rete, più elettrificazione dei consumi finali. Ma richiede decisioni che vadano oltre il ciclo dell’emergenza — autorizzazioni più rapide, investimenti infrastrutturali di lungo periodo, segnali di prezzo coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione.
LE RINNOVABILI IN ITALIA
Nel 2025 le nuove installazioni rinnovabili in Italia hanno registrato un calo, interrompendo quattro anni consecutivi di crescita. Le fonti rinnovabili hanno comunque coperto il 41,1% della domanda elettrica nazionale, con una produzione complessiva di circa 128 TWh. Lo scorso anno sono stati installati 7.191 MW di capacità rinnovabile aggiuntiva (-3,9% vs 2024):
- Fotovoltaico: +6.437 MW
- Eolico: +608 MW
- Geotermico & biomasse: +125 MW
- Idroelettrico: +22 MW
Facendo riferimento a un periodo più esteso, tra il 2021 ed il 2025 le Regioni dove sono stati installati più di 2.000 MW sono state solo cinque: Lombardia, Sicilia, Lazio, Veneto e Puglia.
Fig.1: Capacità FER aggiuntiva installata tra gen-21 e dic-25, per regione (MW)
Fonte: Terna
Il decreto DM Aree Idonee (giugno 2024) fissa per ciascuna Regione una potenza aggiuntiva minima da raggiungere entro il 2025 a partire dal 2021. Il consuntivo al 31 dicembre 2025 mostra un surplus aggregato di +1.605 MW rispetto al target, con però una distribuzione fortemente disomogenea: le Regioni in surplus più marcato sono Lazio (+1.339 MW), Lombardia (+692 MW), Friuli Venezia Giulia (+322 MW) e Piemonte (+382 MW). Tra le Regioni in deficit spicca la Sardegna (-376 MW) , seguita da Calabria (-338 MW), e Puglia (-220 MW) — tre Regioni ad alto potenziale rinnovabile dove i nodi autorizzativi, infrastrutturali e di consenso agli impianti rimangono irrisolti.
Fig. 2: Differenza fra capacità installata da gen-21 a dic-25 e obiettivi DM Aree Idonee, per regione (MW)
Fonte: Terna
Questo schema spaziale è problematico: la generazione si concentra nelle Regioni dove la rete di trasmissione è già più densa, mentre le aree a maggiore potenziale (Sud e Isole) restano sottoutilizzate per vincoli di connessione e capacità di trasporto.
Sebbene i target regionali del DM Aree Idonee siano stati rispettati fino al 2025, il dato di installato di 7.191 MW sarebbe però da confrontare con i 12.000+ MW/anno necessari per centrare gli obiettivi al 2030 del PNIEC aggiornato. Appare evidente dunque il gap fra la situazione corrente e gli obiettivi di decarbonizzazione europei, nonché dall’impennata strutturale nell’installazione di rinnovabili che sarebbe necessaria per arginare questa nuova crisi energetica.
Se c’è un settore su cui si concentra l’attenzione degli operatori per il 2026, è quello degli accumuli. Il settore ha raggiunto circa 884.400 sistemi in esercizio alla fine del 2025, per una potenza totale di 7,4 GW e una capacità di 17,8 GWh. Secondo un sondaggio condotto sui circa 200 manager e investitori che hanno partecipato alla seconda edizione della Italian EnergTech Conference 2026, gli operatori del settore hanno identificato l’integrazione dello stoccaggio nei portafogli energetici come la priorità strategica principale per il 2026. La logica è chiara: senza accumulo, una rete sempre più ricca di solare ed eolico — fonti intermittenti per definizione — diventa difficile da gestire.
IL RECEPIMENTO DELLA RED III
Sul fronte legislativo, il 2026 si è aperto con una novità concreta e attesa da tempo. Con la pubblicazione in Gazzetta Ufficiale n. 15 del 20 gennaio 2026 del Decreto Legislativo 9 gennaio 2026, n. 5, l’Italia ha completato il recepimento della Direttiva UE 2023/2413 (RED III), entrata in vigore il 4 febbraio 2026, il cui ritardo aveva già causato l’avvio di una procedura di infrazione europea.
Il decreto non si limita a un recepimento formale della RED III, ma realizza un riallineamento strutturale della normativa nazionale, con effetti diretti su progettazione, autorizzazione, incentivazione e gestione degli impianti FER. Con i suoi 51 articoli organizzati in 6 capi, tocca edilizia, industria, trasporti, biomasse e idrogeno, e introduce un capitolo dedicato alle cosiddette “zone di accelerazione” per le fonti rinnovabili.
Per il settore industriale il decreto introduce un incremento medio annuo dell’utilizzo di fonti rinnovabili pari ad almeno 1,6 punti percentuali nel periodo 2026-2030, includendo anche gli usi non energetici. Per quanto riguarda l’idrogeno, la sfida è ambiziosa: entro il 2030 il 42% dell’idrogeno utilizzato per fini industriali dovrà essere di tipo RFNBO (idrogeno verde), quota destinata a salire al 60% entro il 2035. Un obiettivo che riguarda in modo diretto i settori più difficili da decarbonizzare: siderurgia, chimica, industria pesante e trasporto pesante.
Inoltre, il 5% della nuova capacità rinnovabile installata entro il 2030 dovrà provenire da tecnologie innovative, come l’eolico offshore galleggiante, il fotovoltaico ad alta efficienza, il solare termodinamico, la geotermia avanzata e le energie marine.
Per i trasporti, la quota di energia rinnovabile dovrà arrivare al 29% entro il 2030, includendo biocarburanti avanzati, carburanti sintetici rinnovabili (RFNBO) e idrogeno verde, soprattutto nei settori difficili da elettrificare come aviazione, navigazione e trasporto pesante.
Per ciò che concerne la mobilità elettrica, a partire dal 30 giugno 2026 tutti i punti di ricarica standard non accessibili al pubblico, sia nuovi che oggetto di sostituzione, dovranno essere certificati alla norma tecnica CEI 021 per le funzionalità smart. Il decreto punta così su una rete di ricarica intelligente e bidirezionale (Vehicle-to-Grid), capace di interagire con la rete elettrica anziché semplicemente assorbirne energia.
Una delle novità più attese dagli operatori riguarda i tempi e le procedure. Il decreto introduce le zone di accelerazione FER, con iter autorizzativi semplificati e tempi certi, riconoscendo gli impianti rinnovabili come opere di interesse pubblico prevalente. Viene data attenzione anche al patrimonio impiantistico esistente: particolare rilievo è attribuito a repowering, revamping e ammodernamento degli impianti esistenti, per aumentare rapidamente la produzione senza nuovo consumo di suolo.
CONSIDERAZIONI FINALI
Sono molteplici i fattori che determineranno la resilienza del sistema energetico italiano alla nuova crisi del Golfo. In primo piano vi sono sicuramente le risposte emergenziali di tamponamento dei consumi, che andranno a definirsi a breve. Un altro aspetto rilevante è la capacità del sistema di accogliere rinnovabili autorizzando nuovi impianti fotovoltaici, eolici e sistemi di accumulo. La partita è complessa: oltre alla pianificazione e alle politiche a obiettivi servono autorizzazioni più rapide, investimenti infrastrutturali di lungo periodo e segnali di prezzo coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione.
