L’Italia delle rinnovabili cresce, ma viaggia a velocità diverse. Il fotovoltaico traina le nuove installazioni, l’eolico fatica a superare gli ostacoli autorizzativi, l’idroelettrico è preda della stagionalità e gli accumuli acquistano un ruolo decisivo. Sullo sfondo comunità energetiche e idrogeno aprono nuove possibilità per l’industria e i territori.
Ma il punto è trasformare questa crescita in energia disponibile quando serve, riducendo la dipendenza dal gas e l’esposizione di famiglie e imprese alle oscillazioni dei prezzi. Su questo fronte, l’Italia è ancora a metà del cammino. Secondo Terna, il colosso della rete elettrica guidato dall’ad Pasqualino Monti, le rinnovabili coprono di media quasi la metà della domanda elettrica italiana (il 41% nel 2025, con punte nel maggio 2026 del 52,8%). Ma se si considera l’intero consumo energetico, includendo trasporti e riscaldamento, la quota resta intorno a un quinto, come ha ricordato Paolo Angelini, dg della Banca d’Italia, in un recente intervento su energia e competitività. La distanza tra questi due numeri indica quanto lavoro resti da fare nell’elettrificazione dei consumi nonostante in campo ci siamo pesi massimi come Enel, Edison, Erg, Plenitude e anche le utility, insieme a imprese tecnologiche come De Nora ed Energy Dome. «Rispetto agli obiettivi del Pniec abbiamo fatto passi da gigante negli ultimi tre anni, installando capacità per 6-7 GW all’anno», spiega al Giornale Alessandro Marangoni, ad della società di ricerca Althesys, «ma è un balzo ancora insufficiente a fronte degli obiettivi al 2030, che necessiterebbero di 10 GW annui».
La fotografia presentata all’Italian Renewables Investment Forum da Althesys mostra circa 62 GW complessivi tra fotovoltaico ed eolico: 47,7 GW attribuibili al solare e circa 14 al vento.
Il riferimento al 2030 è di circa 107 GW, con 79,3 GW fotovoltaici e 28,1 eolici. Per il vento significa, sostanzialmente, che bisogna raddoppiare la capacità. Diverso il caso del settore idrico, che conserva un ruolo fondamentale anche grazie alla flessibilità degli impianti a bacino (il suo contributo equivale ad un quarto della produzione) ma è penalizzato della disponibilità idrica, assai scarsa quest’anno.
Una crescita intermittente, quelle delle varie fonti in campo, che nel 2026 sta incontrando nuovi rallentamenti anche sul fronte progettuale: sono 495 le operazioni censite nel mercato delle rinnovabili, il 24% in meno rispetto allo stesso periodo del 2025, per una potenza complessiva delle iniziative di 9,5 GW, in calo del 46%. Tutti indicatori dell’attività progettuale e industriale, da distinguere dalla capacità effettivamente entrata in esercizio, ma che destano preoccupazione.
Tra gli ostacoli si fanno sentire il mancato avvio delle aste Fer X e la limitata disponibilità delle connessioni alla rete. È qui che entrano in gioco le batterie. Ad agosto 2026 i sistemi di accumulo installati hanno raggiunto 8 GW di potenza e 19 GWh di capacità energetica. Le richieste di connessione sono arrivate a 283 GW: un segnale dell’interesse degli operatori per queste soluzioni che consentono di conservare parte dell’elettricità prodotta nelle ore di maggiore disponibilità e restituirla quando aumenta il fabbisogno.
È una capacità di integrazione da cui dipende sempre più il valore economico delle rinnovabili. Non solo: Bankitalia indica nei tetti dei capannoni una grande opportunità per raddoppiare la capacità fotovoltaica, con investimenti tra 30 e 36 miliardi di euro. E vede nei contratti di fornitura di lungo periodo una possibilità per rendere più prevedibili i ricavi dei produttori e i costi delle imprese acquirenti. A chiudere il cerchio, geotermia e biometano, che se ben integrati possono ancora dare una mano al sistema.
E il futuro? La vera leva arriverà dall’innovazione e dalla tecnologia.
«Si sono fatti molti progressi sul fotovoltaico, con pannelli a maggiore resa per metro quadrato e pannelli bifacciali, e si lavora a impianti eolici che producano anche con bassa ventosità», sottolinea Marangoni. «La svolta verrà però dall’efficienza energetica e grazie al sostegno dell’intelligenza artificiale potremo sfruttare al meglio tecnologie e reti», aggiunge. «Un’innovazione che potrebbe cambiare lo scenario è l’ibridizzazione, cioè l’unione di diverse fonti accoppiabili come fotovoltaico ed eolico. Il sole produce nelle ore diurne, mentre il vento può contribuire anche di notte. La loro combinazione può ridurre la variabilità del sistema» ma, ammonisce il ceo, «la continuità richiede anche accumuli, reti adeguate e consumi più flessibili. È su questa combinazione - sperimentata attualmente in Spagna e Portogallo - che si misurerà il prossimo avanzamento dell’Italia: trasformare i nuovi gigawatt in una fornitura più affidabile e conveniente per il sistema produttivo».
Su un piano laterale si colloca, infine, l’idrogeno verde, prodotto attraverso elettrolisi alimentata da elettricità rinnovabile. È un vettore energetico destinato soprattutto agli impieghi industriali difficili da elettrificare direttamente. Il suo sviluppo richiede di far crescere insieme produzione, infrastrutture e domanda: la strategia nazionale evidenzia il divario di costo e la necessità di costruire un mercato capace di assorbire l’offerta. Il suo contributo va quindi valutato nella sostituzione degli usi fossili, evitando di sommarlo all’elettricità rinnovabile impiegata per produrlo.