Fotovoltaico, eolico, accumulo: sono le tre tecnologie su cui BayWa r.e. costruisce la propria presenza nel mercato italiano degli impianti per le energie rinnovabili. Un mercato che il gruppo valuta tra i più promettenti d’Europa, ma che continua a scontare ritardi strutturali nelle procedure autorizzative e un quadro normativo instabile. Ne abbiamo discusso con Alessandra Toschi, AD di BayWa r.e. Italia, a margine della fiera KEY Energy 2026.
Il modello di business: dal greenfield alla cessione
BayWa r.e. opera secondo un modello integrato di sviluppo che copre l’intera filiera del progetto rinnovabile: dall’identificazione del sito alla progettazione esecutiva, dallo sviluppo tecnico-normativo all’ottenimento delle autorizzazioni – sia le principali sia quelle secondarie (le vediamo meglio più avanti) – fino alla costruzione e all’installazione degli impianti. La fase conclusiva prevede la vendita dell’asset, che tuttavia può avvenire in qualsiasi stadio del ciclo di vita del progetto, in funzione delle condizioni di mercato e della strategia commerciale del gruppo.
Questo schema operativo è replicato in tutti i Paesi europei in cui BayWa r.e. è presente. L’Italia, pur non essendo omogenea rispetto agli altri mercati del continente, si distingue per l’elevato potenziale di crescita nel settore delle rinnovabili. Tuttavia l’incertezza normativa e regolatoria rappresenta un freno costante agli investimenti, generando cicli alternati di accelerazione e rallentamento nei programmi di sviluppo.
Fotovoltaico, eolico, accumulo: una pipeline da oltre 40 progetti, ma i tempi di autorizzazione restano critici
Nonostante le complessità, BayWa r.e. mantiene in Italia una pipeline attiva di oltre 40 progetti. Il gruppo ha definito obiettivi precisi in termini di GW installati, ma il raggiungimento dei target – in particolare per il comparto eolico – risulta problematico: il tasso di crescita effettivo si è rivelato significativamente inferiore alle previsioni.
Fotovoltaico, eolico, accumulo: BayWa r.e. Italia a KEY 2026
Le tempistiche di sviluppo pesano in modo determinante sull’intera pianificazione. Per un impianto eolico sono necessari mediamente sei o sette anni dalla fase di scouting alla messa in esercizio; per il fotovoltaico il percorso si accorcia a circa quattro anni. Il differenziale dipende dall’intrinseca complessità tecnica e valutativa dell’eolico, che richiede approfondite analisi di impatto ambientale e paesaggistico, particolarmente stringenti per gli impianti onshore.
Un ulteriore fattore di incertezza è introdotto dai continui aggiustamenti normativi. Se da un lato il Governo ha tentato di razionalizzare l’iter autorizzativo tramite strumenti regolatori dedicati, dall’altro il recente decreto DL Bollette ha generato nuova confusione interpretativa sugli impatti attesi nel breve-medio periodo.
Sul piano territoriale, la frammentazione amministrativa accentua le difficoltà. Le Regioni detengono il potere di bloccare impianti già approvati a livello nazionale: l’autorizzazione principale è di competenza regionale, ma a questa si aggiungono decine di autorizzazioni secondarie erogate da enti diversi, ciascuna afferente a specifici ambiti – archeologico, stradale, ferroviario, idrico – con iter propri e tempi non coordinati.
Alessandra Toschi
La riduzione del costo dell’energia per consumatori finali e imprese deve essere una priorità sistemica: ne va della competitività del Paese. Ma questo obiettivo deve essere perseguito attraverso misure strutturali. La crescita della capacità installata da fonti rinnovabili è una delle leve più efficaci per sganciare il sistema energetico italiano dalla volatilità del prezzo del gas.
Fine vita degli impianti: revamping, repowering e gestione del territorio
La scelta del sito per un impianto fotovoltaico o eolico richiede analisi approfondite tese a individuare il miglior compromesso tra massimizzazione della resa energetica e minimizzazione dell’impatto paesaggistico. Per l’eolico, la visibilità dai centri abitati è un parametro valutativo primario, ma va tenuto conto anche che al termine della vita utile dell’impianto la demolizione delle torri consente il ripristino quasi totale del sito originario.
Per gli impianti fotovoltaici, invece, la prassi consolidata prevede operazioni di revamping dopo 10-20 anni di esercizio: sostituzione degli inverter, che degradano più rapidamente rispetto ai moduli, e sostituzione parziale dei pannelli più usurati con componenti di nuova generazione, caratterizzati da efficienze di conversione superiori grazie al progresso tecnologico. In alternativa o in aggiunta, è possibile intervenire con un repowering, operazione finalizzata all’aumento della potenza complessiva dell’impianto.
Alessandra Toschi
Analoghe operazioni di repowering sono attuabili anche sugli impianti eolici, mediante la sostituzione delle turbine esistenti – tipicamente macchine di taglia ridotta installate nei cicli precedenti – con aerogeneratori di potenza e altezza maggiori. Il risultato è una riduzione del numero di macchine installate a parità o incremento di potenza, con un impatto visivo sul paesaggio inferiore: poche torri di grande dimensione sparpagliate sul territorio risultano esteticamente meno invasive di una moltitudine di macchine più piccole e ravvicinate.
Accettazione sociale e scelte tecnologiche: il doppio asse della sostenibilità
Il processo di radicamento territoriale di BayWa r.e. va oltre la fase progettuale. Il gruppo adotta un approccio sistematico di coinvolgimento delle comunità locali, costruendo un dialogo preventivo sugli aspetti tecnici, ambientali ed economici di ciascun progetto. Per favorire l’accettazione sociale, BayWa r.e. realizza opere di utilità pubblica connesse a temi di efficienza energetica e tutela ambientale: installazione di impianti di illuminazione pubblica a LED, fornitura di veicoli elettrici per la raccolta differenziata, programmi di formazione nelle scuole sull’energia rinnovabile e la sostenibilità.
Sul versante tecnologico, la strategia di BayWa r.e. si orienta verso soluzioni mature e validate. Il gruppo non esclude l’innovazione – che viene testata in impianti pilota dedicati – ma la scelta delle tecnologie da adottare nei progetti principali è condizionata anche dalle preferenze degli istituti finanziatori. Questi ultimi privilegiano tecnologie con un solido track record operativo, in grado di offrire garanzie di performance nel lungo periodo, a tutela della bancabilità del progetto e del ritorno sull’investimento.