Investimenti in rinnovabili tra €8 e i €10 miliardi nel 2026, dicono operatori. Cosa farà la differenza?

L’Italia è oggi uno dei mercati europei, se non il mercato, che sta attirando maggiore attenzione da parte degli investitori nel settore delle rinnovabili e delle infrastrutture energetiche. Lo dice Carlo Montella, co-founder e managing partner di Green Horse, a pv magazine Italia.

“Le ragioni sono molteplici, ma questo dato è utile per chiarire un punto chiave: la differenza tra uno scenario di investimenti da €8 miliardi e uno da oltre €10 miliardi nel 2026 non dipenderà tanto dall’appetito degli investitori, quanto dalla capacità del sistema di trasformare la pipeline autorizzata in cantieri effettivi”, ha detto Montella, riferendosi a un sondaggio condotto sui circa 200 manager e investitori che hanno partecipato alla seconda edizione della Italian EnergTech Conference 2026 di settimana scorsa.

Gli operatori energetici italiani stimano infatti che gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili (batterie comprese) in Italia saranno compresi tra gli €8 e oltre i €10 miliardi nel 2026.

“Come emerge anche dal sondaggio che abbiamo diffuso tra i partecipanti al nostro evento, il fattore determinante sarà la stabilità del quadro regolatorio. L’attuale fase di evoluzione normativa sta generando un livello crescente di incertezza operativa, che incide direttamente non solo sulle tempistiche di sviluppo dei progetti, ma anche sulla loro bancabilità e sulla capacità degli investitori di pianificare allocazioni di capitale nel medio-lungo periodo. In prospettiva, questa incertezza rischia di influire anche sulla permanenza dei capitali internazionali nel Paese”, ha detto Montella.

Il sondaggio conferma che la combinazione di tecnologie rinnovabili e di stoccaggio sarà il principale motore degli investimenti quest’anno. Il 34,8% degli intervistati ha identificato infatti l’integrazione dello stoccaggio nei portafogli energetici come la priorità strategica principale per il 2026. Seguono il rafforzamento delle capacità di previsione e analisi (14,5%), il potenziamento della resilienza del sistema e delle capacità di supporto alla rete (10,9%), il miglioramento delle operazioni di trading e di mercato a breve termine (8%) e lo sviluppo della copertura a lungo termine e dell’ottimizzazione dei contratti (8%).

Montella conferma quanto detto già da avvocati, analisti e politici a pv magazine: nel 2026 il focus del settore dovrà andare oltre la semplice crescita dei GW installati.

“La vera sfida sarà gestire un sistema sempre più esposto a volatilità dei prezzi e congestioni di rete, con effetti potenzialmente strutturali in termini di curtailment, cannibalizzazione e prezzi negativi. Non possiamo assumere che quanto già accaduto in altri mercati europei, come la Spagna (caratterizzata da prezzi negativi ricorrenti e da una rete non pienamente attrezzata a gestire l’elevata capacità installata) non possa verificarsi anche in Italia. Questo rappresenta un chiaro segnale di allerta, sia per il sistema Paese sia per gli operatori”, ha detto Montella.

Per gli operatori, le principali sfide riguarderanno la gestione della volatilità dei prezzi, e l’integrazione tra rinnovabili e storage, dice il managing partner di Green Horse. Per il sistema Paese, le sfide principali saranno la congestione della rete, il persistere dell’incertezza regolatoria e la mancanza di una politica energetica stabile e coerente. Rimane per esempio la necessità di fornire indicazioni chiare e tempestive sulle tempistiche delle prossime aste (Fer X, Macse, capacity market).

“Stiamo già osservando un’evoluzione chiara verso competenze avanzate di trading, market intelligence e risk management, che diventeranno un fattore competitivo centrale. In parallelo, il tema della domanda elettrica assumerà un ruolo decisivo. Solo una crescita strutturale dell’elettrificazione dei consumi finali, inclusi mobilità elettrica, industria e data center, potrà sostenere nel lungo periodo l’espansione delle rinnovabili e garantire l’equilibrio del sistema”.

Alfonso Ortal, CEO di Verdian, ha poi spiegato a pv magazine Italia che il calendario fittissimo della Commissione europea, che presenterà nei prossimi mesi diverse strategie e piani d’azione in campo energetico, riflette un necessario passaggio da obiettivi climatici generici a quadri d’azione concreti che integrino la produzione di energia rinnovabile con soluzioni flessibili, quali lo stoccaggio, la risposta alla domanda e la digitalizzazione della rete.

“Lo consideriamo un’opportunità per l’Europa di assumere un ruolo di leadership non solo nella diffusione delle energie rinnovabili, ma anche nella progettazione di una rete resiliente, efficiente e adeguata alle dinamiche energetiche del XXI secolo. Per quanto riguarda la sicurezza energetica, questo è diventato un tema urgente date le attuali tensioni geopolitiche e la possibile interruzione della catena di approvvigionamento per le fonti energetiche più tradizionali. Agire rapidamente e garantire un approvvigionamento energetico rinnovabile accessibile, affidabile e sicuro in Europa dovrebbe essere un tema chiave nell’agenda politica europea”, ha detto Ortal.

“Gli sviluppatori e gli operatori devono bilanciare continuamente l’autoconsumo in loco con i vincoli di esportazione della rete, gestire il rischio di riduzione in reti congestionate e allocare dinamicamente la capacità su più flussi di entrate, come i mercati all’ingrosso, i servizi di bilanciamento e i servizi ausiliari. Ciò richiede sistemi avanzati di gestione dell’energia, previsioni accurate e sofisticati algoritmi di ottimizzazione in grado di rispondere in tempo reale ai segnali di prezzo, alle condizioni della rete e ai vincoli normativi”.

Ortal sottolinea che, dal punto di vista della complessità, la regolamentazione rimane frammentata tra gli Stati membri.

“I processi di autorizzazione spesso non sono progettati per gli impianti ibridi, il che porta a incertezze sulla classificazione degli impianti, sulle regole di connessione alla rete, sulle licenze e sulle tariffe applicabili. I progetti co-localizzati devono ancora affrontare un trattamento normativo poco chiaro in materia di stoccaggio, in particolare per quanto riguarda la sua classificazione come generazione, consumo o entrambi. Le regole di mercato possono anche limitare l’accumulo di valore, restringendo la partecipazione dello stoccaggio ai mercati all’ingrosso, di bilanciamento e dei servizi ausiliari quando abbinato alla generazione”.

La co-locazione consente comunque, sottolinea Ortal, un migliore utilizzo delle connessioni alla rete, riduce le limitazioni e accelera i tempi di realizzazione dei progetti nelle reti congestionate. Ma le tempistiche variano notevolmente a seconda della configurazione del progetto e del contesto normativo e di mercato locale.

“Nel breve termine, prevediamo che il PV+BESS dominerà l’implementazione ibrida. Il solare più lo stoccaggio rispondono direttamente alle esigenze attuali del sistema: mitigazione della riduzione, flessibilità e capacità di spostare la generazione verso periodi di maggior valore. I progetti ibridi fotovoltaico+eolico, sebbene concettualmente interessanti, devono affrontare ostacoli strutturali maggiori: i cicli di autorizzazione eolica sono più lunghi, i requisiti ambientali e relativi al territorio sono più complessi e, cosa fondamentale, non aggiungono dispacciabilità se non abbinati allo stoccaggio. Per questi motivi, prevediamo che gli ibridi fotovoltaico+eolico si diffonderanno più lentamente e emergeranno principalmente in casi specifici in cui l’efficienza della co-locazione supera questi vincoli”.

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