Fotovoltaico: Italia frenata da vincoli e burocrazia (e gli altri corrono)

C’è un modo semplice per misurare quanto un Paese crede davvero nella transizione energetica: guardare a quanti giorni servono, in pratica, per trasformare un tetto in una piccola centrale elettrica. Da questo punto di vista, Italia e Nuova Zelanda non sono solo agli antipodi geograficamente. Lo sono, in questi giorni, anche sul piano normativo.

La svolta neozelandese: 15 raccomandazioni, scadenze vincolanti

Il 30 luglio il Ministry for Regulation neozelandese ha pubblicato i risultati della revisione “Improving the solar installation process”, avviata mesi fa con l’obiettivo dichiarato di rendere il Paese, come si legge nel documento ministeriale, il luogo più semplice al mondo in cui installare un impianto fotovoltaico, mantenendo però inalterati gli standard di qualità e sicurezza.

Il lavoro non è nato a tavolino: il Ministero ha raccolto survey e interviste lungo tutta la filiera, dagli installatori ai distributori di rete, e ha messo a confronto il sistema neozelandese con quello di alcuni stati australiani che hanno già introdotto semplificazioni analoghe. Ne sono uscite 15 raccomandazioni, ciascuna con un ente responsabile dell’attuazione e una scadenza massima di 18 mesi. Tra le misure più concrete:

• Connessioni alla rete quasi immediate: i tempi di autorizzazione all’allacciamento da parte dei distributori dovranno scendere da una media di 10 giorni lavorativi a un solo giorno.
• Meno permessi edilizi: regole uniformate a livello nazionale per eliminare le autorizzazioni urbanistiche non necessarie sugli impianti residenziali standard.
• Ispezioni proporzionate al rischio: addio al controllo obbligatorio su ogni impianto prima della connessione, sostituito da verifiche calibrate su rischio reale, taglia dell’impianto e affidabilità dell’installatore.
• Kit solari plug-in legalizzati: via libera ai piccoli impianti fai-da-te, come i pannelli da balcone, collegabili direttamente alle prese domestiche.

Il Ministero stima che l’insieme delle misure possa generare un beneficio netto compreso fra 28 e 50 milioni di dollari neozelandesi in dieci anni, grazie a un sistema più efficiente e a minori costi di conformità.

In Italia la direzione è opposta

È questo il paragone che ha spinto Fabrizio Bonemazzi, CEO di e-casaitalia e presidente di una Comunità Energetica Rinnovabile attiva su più cabine primarie in Veneto, a scrivere su QualEnergia.it un’analisi pubblicata il 20 agosto scorso. Mentre Wellington accorcia i tempi, osserva Bonemazzi, l’Italia negli stessi mesi ha imboccato la direzione contraria, aggiungendo vincoli invece di rimuoverli.

Gli esempi citati non sono aneddotici. Le linee guida antincendio dei Vigili del Fuoco di settembre 2025 per gli impianti su edificio hanno fatto lievitare i costi di realizzazione, con stime che arrivano fino al 30% negli edifici soggetti a Certificato di Prevenzione Incendi — categoria che comprende anche un condominio con una semplice rimessa auto coperta. A complicare il quadro contribuiscono le interpretazioni non uniformi dei tecnici locali, che spesso finiscono per scoraggiare del tutto l’intervento.

A ottobre 2025 è arrivato il parere del Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici sugli impianti a terra con inseguimento monoassiale: in Italia, a differenza del resto d’Europa, i sistemi di sicurezza attiva contro il vento estremo non possono essere considerati ai fini della verifica strutturale, un criterio pensato per altri tipi di dispositivi meccanici che penalizza costi e competitività del solare italiano.

Si aggiunge l’applicazione rigida, da parte di alcune Regioni, del principio di invarianza idraulica previsto dal Dlgs 190/2024: i moduli fotovoltaici vengono equiparati a una copertura che sigilla il suolo, un’assimilazione che secondo gli operatori del settore non riflette la realtà fisica dell’impianto e che genera extra costi stimati in 10-15mila euro per MW, oltre a ridurre la potenza installabile per ogni ettaro disponibile.

Il capitolo forse più pesante riguarda l’agrivoltaico. Il Correttivo al Testo Unico FER, il DL 175/2025 e i decreti regionali sulle aree idonee compongono un impianto normativo, nazionale e regionale, di complessità tale da rendere di fatto residuale la possibilità di realizzare un tradizionale impianto fotovoltaico a terra. Una soluzione nata come opzione da valutare caso per caso rischia così di trasformarsi in un obbligo di fatto, con maggiori costi di investimento e gestione, vincoli pluriennali sulle colture e minore potenza installabile a parità di superficie.

Il caso delle Comunità Energetiche

Il dato più eloquente, secondo Bonemazzi, riguarda però le Comunità Energetiche Rinnovabili. A cinque anni dalla direttiva europea RED II, che risale al 2019, e a oltre due dal decreto CACER che ne ha definito le regole operative in Italia, la potenza installata resta ben al di sotto dell’obiettivo di 5 GW fissato per il 2027: i dati del GSE fotografano una crescita lenta, passata dai circa 69 MW del 2024 a poco più di 170 MW alla fine del 2025, un ritmo che il settore giudica insufficiente rispetto ai target dichiarati. Germania e Spagna, nello stesso periodo, sono cresciute a ritmi decisamente più sostenuti.

Una scelta politica

Il metodo neozelandese — ascolto strutturato della filiera, obiettivi misurabili, scadenze vincolanti per ogni amministrazione coinvolta — non richiede tecnologie o risorse fuori dalla portata italiana. È, come sottolinea Bonemazzi nel suo intervento, una scelta politica e amministrativa prima ancora che tecnica. Non si tratta di inseguire il primato mondiale della semplicità normativa: basterebbe, scrive, entrare nella top ten.

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