Il fotovoltaico spinge le rinnovabili e fa scendere i prezzi dell’energia del 18% nel 2024

“Le rinnovabili non sono solo una scelta ambientale, ma una leva concreta per abbattere il costo dell’energia”. Così Andrea Cristini, Presidente di ANIE Rinnovabili, sintetizza l’impatto che le fonti rinnovabili – e in particolare il fotovoltaico – stanno avendo sul sistema elettrico italiano.

Nel 2024 infatti per la prima volta, le FER (Fonti Energetiche Rinnovabili) hanno soddisfatto il 42% del fabbisogno elettrico nazionale, contribuendo a una sensibile riduzione dei costi dell’energia per famiglie e imprese.
Lo scorso anno la capacità di generazione ha registrato un incremento vicino al 29%, trainato da un aumento del 25% nelle nuove installazioni e da un’impennata del repowering, che ha toccato un +68%. A guidare questo sviluppo è stato in modo netto il fotovoltaico, responsabile del 90% della nuova potenza installata e del 97% degli interventi di potenziamento sugli impianti esistenti.

Il nuovo Osservatorio FER di ANIE Rinnovabili, realizzato sulla base dei dati Terna, conferma non solo un’accelerazione della capacità installata, ma anche un’evoluzione qualitativa nel mix impiantistico e nella composizione del mercato.

Il prezzo medio dell’elettricità sul Mercato del Giorno Prima è sceso del 18% rispetto al 2023, passando da 127,4 a 108,5 €/MWh. Un calo che riflette il crescente peso della generazione rinnovabile – più competitiva, più distribuita e sempre più strategica.

Il fotovoltaico guida la transizione e abbatte i costi dell’energia

Il 2024 ha visto la messa in servizio di 6.664 MW di nuova potenza da fonti rinnovabili.

Il fotovoltaico si è confermato protagonista assoluto con 5.999 MW installati, pari a circa il 90% del totale, mentre l’eolico ha contribuito con 612 MW. Bioenergie (25 MW) e idroelettrico (28MW) si muovono su volumi più contenuti.

Il dato significativo è però l’influenza diretta che l’aumento della produzione da FER ha avuto sulla formazione del prezzo dell’energia. Secondo l’analisi di ANIE, l’incremento della produzione fotovoltaica ha ridotto sensibilmente il prezzo unico nazionale (PUN) nelle fasce orarie in cui le rinnovabili coprono una quota maggiore del carico.

È l’effetto del “merit order”, per cui le tecnologie rinnovabili che hanno un costo marginale più basso rispetto alle centrali termoelettriche, sono in grado di determinare il prezzo di mercato. In pratica, più energia rinnovabile entra in rete, più scende il prezzo dell’elettricità. Il meccanismo è chiaro: spingere il fotovoltaico non solo accelera la decarbonizzazione, ma rende anche il sistema più economico per tutti.

Utility Scale in crescita, ma serve più velocità per raggiungere il PNIEC

L’analisi della distribuzione delle nuove installazioni evidenzia come il rallentamento del residenziale, penalizzato dallo stop al Superbonus (-27%), sia stato compensato da un forte incremento degli impianti commerciali e soprattutto utility scale.

In particolare considerando le diverse tecnologie:

• per l’eolico crescono gli impianti di potenza > 10 MW;
• l’idroelettrico è trainato da impianti di potenza tra 1 e 10 MW;
• le bioenergie hanno soprattutto taglie ≤ 1 MW;
• il fotovoltaico, cresce nelle applicazioni utility.

Gli impianti di grande taglia, superiori a 1 MW, sono cresciuti del 150%, grazie anche a un miglioramento degli iter autorizzativi. È un segnale di maturità del mercato e di fiducia nella capacità del fotovoltaico di sostenere l’equilibrio del sistema elettrico nazionale.

Tuttavia, il ritmo attuale – pur significativo – non è sufficiente. Con 7.480 MW totali considerando anche repowering e dismissioni, l’Italia resta al di sotto della soglia dei 10 GW annui necessari per centrare gli obiettivi del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima al 2030. È necessario dare continuità agli strumenti normativi e rendere strutturale la semplificazione dei processi autorizzativi, potenziare le infrastrutture di rete e incentivare la realizzazione di impianti nei siti già compromessi.

La produzione complessiva da FER nel 2024 è cresciuta del 14%, con un balzo del 31% dell’idroelettrico e un +17% per il fotovoltaico. E se è vero che l’eolico ha segnato un leggero calo del 6%, il saldo è comunque positivo. Per la prima volta le rinnovabili hanno coperto più del 40% del fabbisogno elettrico.

L’Italia ha raggiunto i 73,5 GW di potenza rinnovabile installata distribuiti su quasi 1,9 milioni di impianti. Un patrimonio tecnologico, economico e ambientale che ha già iniziato a dare i suoi frutti, ma che ha bisogno di uno scatto ulteriore per diventare il vero motore della transizione energetica

Come sono andati fotovoltaico, eolico, idroelettrico e bioenergie nel 2024

Il fotovoltaico ha consolidato la sua posizione di leadership nel mix rinnovabile nazionale, toccando i 5.999 MW di nuova potenza installata, con una crescita del 23,5% rispetto al 2023. L’espansione è stata trasversale a tutte le taglie impiantistiche: il 27% della potenza è arrivato da installazioni residenziali superiori ai 20 kW, pari a oltre 267 mila nuovi impianti, mentre il segmento commerciale e industriale ha contribuito con il 30% grazie a 13.277 impianti sotto 1 MW. Le applicazioni utility scale hanno rappresentato il 19% con 335 impianti tra 1 e 10 MW e, infine, il 24% è stato generato da impianti large utility oltre i 10 MW, in cui rientrano 40 nuovi impianti. Complessivamente, nel 2024 sono stati collegati 281.412 impianti fotovoltaici, con un picco di attivazioni nel quarto trimestre (1.638 MW). Il ritmo medio mensile si è attestato su 500 MW, segnando un aumento del 6% sull’anno precedente.

Anche l’eolico ha ritrovato slancio dopo un 2023 opaco, mettendo a segno un incremento del 52% e raggiungendo 612 MW di nuova potenza installata. I nuovi impianti sono stati 84, ma la capacità si è concentrata in larga parte su grandi progetti: il 90,4% della potenza deriva infatti da appena 17 impianti superiori ai 10 MW.

L’idroelettrico, pur segnando una flessione del 10% nelle nuove installazioni, con 28 MW su 59 impianti, mostra segnali di riequilibrio. Le dismissioni, che nel 2023 erano arrivate a 116 MW, si sono drasticamente ridotte a 1 MW, suggerendo una fase di maggiore stabilità per il comparto.

Nel campo delle bioenergie si osserva una dinamica contrastante. Da un lato, le nuove installazioni salgono a 25 MW (+47%) grazie all’entrata in esercizio di 88 impianti. Dall’altro, si registra un ritorno alle dismissioni (52 MW), che porta il bilancio netto in territorio negativo, con una perdita complessiva di 27 MW.

Normativa in evoluzione e mercato in tensione: il 2024 tra incertezze e nuove opportunità

Il 2024 è stato un anno intenso per il comparto delle energie rinnovabili anche sul fronte normativo. Una serie di provvedimenti ha infatti generato un clima di instabilità che ha inciso sulla dinamica di mercato, in particolare nel segmento del fotovoltaico residenziale. La fine del Superbonus e della cessione del credito ha infatti ridotto sensibilmente la spinta all’installazione di piccoli impianti domestici. Una dinamica che potrebbe peggiorare ulteriormente con la cessazione dello “scambio sul posto” prevista da ARERA per settembre 2025. Le aspettative riposte nel decreto CACER non si sono pienamente concretizzate, complice la lentezza nella sua operatività e alcune criticità normative che ne limitano l’efficacia.

Nel contesto normativo, il DL Agricoltura ha posto nuovi vincoli sull’uso delle superfici agricole per il fotovoltaico, ad eccezione dei progetti PNRR, mentre il DM Aree Idonee continua a rappresentare un nodo irrisolto, anche per l’incertezza legata al recepimento regionale. Solo poche Regioni si sono mosse concretamente, in attesa di pronunce giurisdizionali che chiariscano i margini di intervento. L’inerzia normativa, sommata all’impugnazione delle leggi regionali – come nel caso della Sardegna – ha spostato il dibattito dai tavoli tecnici a quelli legali, ostacolando la messa a terra degli investimenti.

Non mancano, tuttavia, segnali positivi. Sono stati pubblicati il DM FER 2, dedicato alle tecnologie innovative come l’eolico offshore, e il DM FER X Transitorio per quelle mature, con contingenti da 10 e 4 GW rispettivamente per fotovoltaico ed eolico onshore. Tuttavia, si attende ancora l’attivazione delle aste e la definizione delle tariffe da parte di ARERA per gli impianti sotto 1 MW. I bandi PNRR per agrisolare e agrivoltaico hanno riscosso un buon successo, ma restano vulnerabili a eventuali restrizioni normative regionali.

Il settore C&I ha inizialmente rallentato a causa dell’incertezza legata al Piano Transizione 5.0, arrivato in ritardo e con requisiti operativi complessi. Nonostante ciò, la spinta all’autoconsumo e la necessità di proteggersi dalla volatilità dei mercati energetici stanno stimolando nuove forme di investimento, come confermato dall’elevata domanda (oltre 70 TWh) registrata nell’asta Electricity Release da parte di oltre 3.000 imprese energivore.

Infine, le misure che dovrebbero facilitare gli iter autorizzativi, come il Testo Unico FER e il DL Ambiente, mostrano ancora evidenti difficoltà applicative. Il primo sta generando problemi gestionali nel passaggio di competenze dallo Stato alle Regioni, mentre il secondo non è riuscito a superare l’impasse generato dai ritardi del Ministero della Cultura sulle autorizzazioni VIA. Anche il piano europeo per sostenere la manifattura green, con il fondo da 1,7 miliardi di euro e il Piano Transizione 5.0 per promuovere tecnologie Made in Europe, stenta a decollare. Tutti guardano ora all’implementazione del Net Zero Industry Act, il cui impatto concreto sarà determinante nei prossimi mesi.

In un quadro regolatorio ancora frammentato e in costante mutazione, le rinnovabili restano però una leva strategica, non solo per la transizione energetica, ma anche per la sicurezza e la competitività del sistema-Paese

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