Durante la fiera KEY 2026, il Comitato Tecnico Scientifico di KEY ed elemens hanno organizzato la conferenza “EPC e Finanza: la nuova fase delle rinnovabili”, articolata in tre panel: istituzionale, EPC (Engineering, Procurement, and Construction) e bancario. Al panel istituzionale – moderato da Tommaso Barbetti, Partner di elemens – hanno partecipato Federico Boschi, Capo Dipartimento Energia MASE, Davide Valenzano, Direttore Regolazione e Mercato GSE, e Mauro Caprabianca, Responsabile Pianificazione Territoriale Terna. Il secondo panel, moderato da Roberto Pasqua, CEO EDP Italia, ha visto salire sul palco Alessandra Toschi, Director Baywa r.e. Italia, Valerio Natalizia, CEO Eco, Giuseppe Artizzu, CEO Nhoa, Alberto Gatta, Head of Construction IVPC.
Turbolenza, crescita e DL Bollette
In un contesto segnato da instabilità geopolitica e da forti oscillazioni dei prezzi dell’energia fossile, le rinnovabili assumono un ruolo sempre più strategico. Secondo i dati raccolti da elemens, la crescita del fotovoltaico è stata costante dal 2020, con 9 GW autorizzati nel 2024 – in aumento rispetto ai 7 GW del 2023 – mentre nel 2025 le autorizzazioni hanno raggiunto i 9,5 GW, valore rilevante ma che segnala un rallentamento del ritmo di espansione. L’eolico ha registrato un andamento irregolare: 0,5 GW nel 2022, 1,6 GW nel 2023, 1,2 GW nel 2024 e 1,5 GW nel 2025, con potenze strutturalmente inferiori al solare e una concentrazione geografica quasi esclusiva nel Sud Italia.
In questo quadro si inserisce il dibattito sul DL Bollette e sull’eventuale eliminazione dell’ETS (Emission Trading System), il meccanismo europeo che impone un costo alle emissioni delle centrali termoelettriche, riversandolo sul prezzo finale dell’energia. L’ETS dovrebbe in teoria incentivare la transizione energetica, ma il conflitto in Ucraina ne ha amplificato gli effetti distorsivi: secondo il governo italiano, l’ETS incide per circa un quarto sul costo dell’elettricità nel Paese. Il DL Bollette introduce misure per attenuare la volatilità dei prezzi, che deriva dalle dinamiche di dispacciamento tra fotovoltaico – con il suo picco nelle ore centrali – termoelettrico, idroelettrico e sistemi BESS, e che in condizioni di sovrapproduzione rinnovabile può spingere il prezzo a valori negativi.
DL Bollette: il punto di vista delle istituzioni
Al centro del dibattito istituzionale si colloca l’Articolo 6 del DL Bollette, che punta a ridurre i costi di produzione elettrica da gas e a migliorare il funzionamento del mercato all’ingrosso. La misura può alleggerire le bollette nel breve periodo, ma rischia di favorire le fonti fossili a scapito delle rinnovabili.
Il MASE ha risposto con il meccanismo FER Z, nuovo strumento di incentivazione basato su contratti per differenza a due vie. A differenza dei sistemi precedenti, FER Z non incentiva il singolo impianto ma profili di produzione aggregati, favorendo l’integrazione con i sistemi di accumulo e spostando la logica dall’allocazione centralizzata tramite aste a una determinata dal mercato, dove gli operatori scelgono il mix di fonti in grado di catturare il maggior valore. L’obiettivo è proseguire nella decarbonizzazione senza generare rendite ingiustificate. Sulla questione ETS, il MASE è netto: lo strumento, nella configurazione attuale, non è adatto a guidare la decarbonizzazione – il prezzo della CO2 dovrebbe almeno raddoppiare rispetto ai livelli correnti per abilitare tutte le tecnologie necessarie. FER Z responsabilizza pienamente gli operatori rinnovabili affinché evitino di produrre energia quando i prezzi sono negativi, una flessibilità che fotovoltaico ed eolico, a differenza del termoelettrico, possono esercitare con rapidità.
Autorizzazioni e ostacoli per gli impianti rinnovabili
L’autorizzazione è solo una tappa intermedia: prima di aprire un cantiere occorre acquisire titoli aggiuntivi che richiedono in media 12-18 mesi, con possibili allungamenti in caso di ritrovamenti archeologici o variazioni progettuali imposte dagli enti competenti. Il D.Lgs. 190/2024 ha cercato di anticipare alcune verifiche già in fase autorizzativa, avvicinando il progetto definitivo a un livello esecutivo, senza però eliminare l’incertezza.
Le aziende con progetti EPC devono anticipare gli ordini dei componenti prima della chiusura definitiva dell’iter, sostenendo rischi distribuiti asimmetricamente tra proprietario, contractor e istituto finanziatore. In caso di ritardo di origine autorizzativa, la responsabilità ricade sul proprietario; negli altri casi, il contratto EPC prevede clausole negoziate con meccanismi di condivisione delle penali. Nei finanziamenti bancari e nei PPA la rigidità è maggiore: i ritardi attivano automaticamente le penali contrattuali. L’esperienza di Baywa r.e. insegna che nessun elemento va dato per scontato e che la probabilità di slittamenti deve essere incorporata sin dalla pianificazione.
Eolico: meglio il repowering o ex novo?
Il parco eolico italiano è mediamente datato e il repowering è ormai centrale nel dibattito industriale. La risposta alla domanda se convenga ammodernare o costruire ex novo è quasi sempre la stessa: il repowering costa di più. Rinnovare integralmente un sito eolico equivale a realizzare due progetti distinti: demolizione del vecchio impianto e installazione del nuovo. Di solito le infrastrutture esistenti (strade, piazzole, cavidotti) vanno rifatte perché sono inadeguate alle turbine di nuova generazione, che hanno potenze unitarie spesso doppie o triple rispetto alle macchine originali.
Parte dei costi può essere recuperata rivendendo sul mercato dell’usato i componenti smontati, mentre è fondamentale prolungare l’operatività del vecchio impianto il più a lungo possibile prima dello shutdown. Il vantaggio principale del repowering rimane quello autorizzativo: essendo già presente un titolo concessorio, si evita l’iter completo da zero, con tempi complessivi sensibilmente ridotti rispetto alla costruzione di un nuovo sito.
La cybersecurity degli impianti rinnovabili e la direttiva NIS2
Gli impianti di produzione energetica non sono immuni dagli attacchi informatici. Gruppi di cybercriminali – e in alcuni casi attori statali – prendono di mira questi sistemi per alterarne il funzionamento, causare guasti gravi o destabilizzare l’intera rete elettrica nazionale.
La direttiva NIS2 (Network and Information Security 2) impone obblighi stringenti di resilienza informatica alle infrastrutture critiche, articolate su 16 settori tra cui quello energetico. Chiunque gestisca un grande impianto di generazione, un sistema di accumulo o una rete elettrica deve rispettare requisiti tecnici e organizzativi che coprono l’identificazione delle vulnerabilità, la mappatura delle minacce, la minimizzazione dell’impatto di un attacco e la rapidità di ripristino. Di più, la compliance deve estendersi all’intera supply chain.
La tecnologia più esposta è lo storage elettrochimico (BESS): le batterie sono centrali per il bilanciamento della rete e il mantenimento di frequenza e fase, e la loro architettura su tre livelli di gestione elettronica – celle, corrente e potenza – le rende particolarmente vulnerabili a intrusioni sofisticate. Acquisire competenze interne o affidarsi a consulenti specializzati nella compliance NIS2 non è più una scelta rinviabile per gli operatori del settore.