La Relazione ARERA n. 301/2026/I/EFR, Analisi degli strumenti di sostegno alle fonti rinnovabili in termini di effetti sulla collettività. Anno 2025, pubblicata il 6 agosto 2026, offre una lettura aggiornata del rapporto tra politiche di sostegno alle energie rinnovabili e oneri economici sopportati dal sistema elettrico.
Il dato centrale è rilevante: nel 2025 il costo netto degli strumenti incentivanti ha raggiunto circa 9,272 miliardi di euro, riferiti a oltre 52 TWh di energia incentivata. L’importo cresce rispetto al 2024, pur in presenza di prezzi dell’energia più elevati e della progressiva uscita di alcuni regimi storici.
Il quadro regolatorio letto attraverso la Relazione ARERA
L’Autorità non si limita a quantificare la spesa. La Relazione ricostruisce l’evoluzione degli strumenti di sostegno, distinguendo le principali categorie regolatorie: feed in tariff, feed in premium fisso, feed in premium variabile a una via, incentivi sostitutivi dei certificati verdi e feed in premium a due vie, riconducibile ai Contract for Difference.
La distinzione è essenziale perché ciascun modello trasferisce in modo diverso il rischio di mercato tra produttori, clienti finali e sistema. I meccanismi più risalenti garantiscono spesso ricavi poco sensibili al prezzo dell’energia. Gli strumenti più recenti, invece, tendono a compensare gli scostamenti rispetto a un valore di riferimento, con effetti più simmetrici quando i prezzi all’ingrosso aumentano.
Produzione rinnovabile e trasformazione del mercato elettrico
Nel 2024 le fonti rinnovabili hanno coperto circa il 50% della produzione elettrica nazionale. Nel 2025 la quota è scesa al 48%, principalmente per ragioni legate alle condizioni produttive, ma la potenza installata ha continuato ad aumentare.
Il fotovoltaico ha registrato nel 2025 un incremento di circa 6,4 GW. L’eolico ha aggiunto ulteriori 0,6 GW. La potenza complessiva da fonti rinnovabili è così arrivata a 83,5 GW.
Il peso delle fonti non programmabili
La crescita di fotovoltaico ed eolico incide ormai sulla gestione della rete e sulle dinamiche del mercato. In alcune aree del Mezzogiorno e nelle isole la produzione rinnovabile può superare il fabbisogno locale, rendendo necessari interventi di modulazione o distacco degli impianti.
La Relazione evidenzia anche lo spostamento dei picchi di prezzo verso le ore preserali. In quella fascia la produzione fotovoltaica diminuisce, mentre la domanda resta elevata. Il fenomeno conferma che l’aumento della capacità rinnovabile deve essere accompagnato da accumuli, flessibilità e strumenti di gestione della domanda.
La composizione dei 9,272 miliardi di euro di incentivi
La voce economicamente più consistente resta collegata ai primi Conti Energia fotovoltaici, che assorbono circa 5,7 miliardi di euro. Si tratta del nucleo storico più oneroso del sistema di sostegno, ancora determinante nel calcolo complessivo degli oneri.
Seguono i prezzi minimi garantiti per biomasse, biogas e bioliquidi, pari a circa 1,7 miliardi di euro. Le tariffe onnicomprensive incidono per circa 1,3 miliardi di euro. Gli incentivi sostitutivi dei certificati verdi comportano una spesa di circa 562 milioni di euro.
Un dato di segno diverso riguarda i meccanismi a due vie, che nel 2025 hanno prodotto un saldo negativo pari a 35 milioni di euro. In termini pratici, ciò si è tradotto in un beneficio per la collettività, favorito dai maggiori prezzi di mercato.
Bioenergie e aumento della spesa
Secondo ARERA, i prezzi minimi garantiti riconosciuti alle bioenergie hanno avuto un ruolo decisivo nell’aumento dei costi rispetto al 2024. Tale componente ha compensato gli effetti favorevoli derivanti dall’incremento dei prezzi elettrici e dalla naturale scadenza di parte degli incentivi più datati.
Dai regimi storici ai contratti a due vie
Il sistema di incentivazione si trova in una fase di passaggio. Gli incentivi sostitutivi dei certificati verdi sono destinati a esaurirsi entro il 2028. Nello stesso orizzonte temporale dovrebbero azzerarsi anche le tariffe previste dalla legge n. 244/2007.
Il venir meno di tali strumenti ridurrà progressivamente il peso dei regimi più onerosi. Parallelamente, i modelli fondati su meccanismi a due vie assumono maggiore rilievo, poiché tendono a stabilizzare i ricavi degli operatori e, al tempo stesso, a limitare l’esposizione dei clienti finali alle oscillazioni più estreme del mercato.
Autoconsumo diffuso e comunità energetiche
La Relazione dedica attenzione anche alle configurazioni di autoconsumo diffuso e alle comunità energetiche. A giugno 2026 risultavano oltre 4.800 configurazioni ammesse o in corso di ammissione, con una potenza complessiva superiore a 418 MW e quasi 48 mila clienti associati.
L’incidenza economica attuale è ancora contenuta, ma il profilo regolatorio è significativo. Questi modelli spostano parte della valorizzazione dell’energia dal solo incentivo alla dimensione locale del consumo, favorendo l’uso dell’energia prodotta in prossimità dei punti di prelievo.
La traiettoria della spesa fino al 2031
ARERA stima per gli anni successivi un fabbisogno annuo compreso tra 7 e 8 miliardi di euro fino al 2031. La riduzione attesa dipende soprattutto dalla cessazione graduale dei regimi più costosi e dall’affermazione di strumenti maggiormente coerenti con le logiche di mercato.
Resta però una variabile strutturale: la capacità del sistema elettrico di assorbire e valorizzare la produzione rinnovabile. Senza adeguati investimenti in accumuli, flessibilità di rete e risposta della domanda, l’aumento della produzione potrebbe tradursi in maggiori limitazioni operative degli impianti e in ulteriori costi indiretti.
Il punto operativo per imprese e consumatori
La Relazione ARERA n. 301/2026/I/EFR segnala che il tema degli incentivi alle rinnovabili non riguarda soltanto il livello della spesa, ma anche la qualità degli strumenti regolatori. Per gli operatori del settore diventa decisiva la compatibilità tra investimenti, accesso agli incentivi e rischio di mercato. Per i clienti finali, invece, il dato essenziale resta l’impatto degli oneri di sostegno sul costo complessivo dell’energia.
Il passaggio dai regimi storici ai nuovi modelli di sostegno sarà quindi misurato su due piani: contenimento dell’onere per la collettività e capacità di integrare nel sistema elettrico una quota crescente di produzione non programmabile.