Red III, regole doppie sulla qualificazione. Le imprese: serve un transitorio. Mase, via la transizione dal piano 2026-2028

E’ passato poco più di un mese dal consiglio dei ministri che ha sancito il recepimento, finalmente, della direttiva europea sulle rinnovabili. La famosa Red III. Eppure, come avevamo scritto su questo giornale il 9 gennaio (si veda l’articolo qui accanto), in attesa della pubblicazione in Gazzetta ufficiale gli addetti ai lavori già lamentavano la certificazione di obiettivi al ribasso sui consumi lordi. Oggi, intanto, il decreto entra in vigore e un’altra questione messa sul banco degli imputati riguarda le regole sulla qualificazione degli operatori. In una lettera mandata ieri ai ministri dell’Ambiente, Gilberto Pichetto Fratin, e delle Imprese e del made in Italy, Adolfo Urso, Cna e Confartigianato hanno chiesto senza mezzi termini un “intervento correttivo”. A preoccupare le piccole e medie imprese, infatti, è l’aggiunta nel decreto italiano di un “sistema di qualificazione” parallelo alla normativa in vigore per la progettazione, installazione e manutenzione degli impianti tecnologici, inclusi quelli alimentati da fonti rinnovabili”.

Cosa non va nel decreto sulla Red III

Le maggiori criticità “riguardano la qualificazione dei soggetti che operano nel settore delle energie rinnovabili”. In particolare, “il decreto introduce di fatto un sistema di qualificazione aggiuntivo e parallelo (…)” rispetto “a quanto richiesto dalla direttiva europea, in contrasto con i principi di semplificazione, proporzionalità e coerenza normativa”. Insomma, non è una novità ma ancora una volta anziché sburocratizzare si va nella direzione opposta. E infatti, secondo Cna e Confartigianato, “gli effetti sono duplicazione degli adempimenti a carico delle imprese già abilitate, nuovi oneri economici e organizzativi non sostenibili e un grave rischio di incertezza applicativa”. Le due associazioni, infine, hanno chiesto “l’attivazione di un tavolo di confronto interministeriale per correggere il provvedimento eliminando gli eccessi regolatori e per prevedere un congruo periodo transitorio per non compromettere la tenuta del settore impiantistico e non pregiudicare gli obiettivi della direttiva sulla transizione energetica”.

Il Pd attacca ancora l’immobilismo del governo

Queste difficoltà delle imprese sono state ribadite anche in un’interrogazione a Mase e Mimit presentata dal senatore Pd Antonio Misiani. “Alcune disposizioni del provvedimento, in particolare gli articoli 37 e 38 – spiega in un comunicato – , introducono un sistema di qualificazione aggiuntivo e parallelo rispetto a quello già previsto dal DM 37 del 2008, determinando una duplicazione di adempimenti, costi e obblighi formativi a carico di decine di migliaia di imprese, soprattutto micro e piccole, operanti nel settore dell’impiantistica”. Secondo Misiani, “si tratta di scelte che vanno oltre quanto richiesto dalla normativa europea, in contrasto con i principi di semplificazione, proporzionalità e coerenza normativa, e che rischiano di produrre effetti fortemente penalizzanti su un comparto essenziale per il raggiungimento degli obiettivi della transizione energetica del Paese. Le osservazioni avanzate dalle associazioni di categoria nel corso delle audizioni parlamentari non sono state recepite. L’entrata in vigore del decreto, fissata al 4 febbraio, in assenza di provvedimenti attuativi e di indicazioni operative, rischia ora di determinare il blocco dell’attività di numerose imprese e un rallentamento degli investimenti sulle fonti rinnovabili”. Di qui, la richiesta al governo – accusato sempre dal Pd di immobilismo e di non avere visione sulla transizione verde – “se sia a conoscenza delle criticità segnalate e quali iniziative urgenti intenda adottare per evitarne le conseguenze, anche attraverso l’attivazione di un tavolo di confronto interministeriale con le organizzazioni rappresentative del settore, la semplificazione degli articoli 37 e 38 e il riconoscimento delle qualificazioni professionali già in essere, evitando duplicazioni e oneri ingiustificati. Un’analoga interrogazione verrà presentata alla Camera dei deputati dall’onorevole Vinicio Peluffo, al fine di sollecitare un intervento rapido e coordinato del Governo”.

I ritardi rispetto alle big d’Europa: tutti i numeri

Ma le difficoltà dell’esecutivo nel governare concretamente la transizione sono tante. Sempre ieri, dall’indagine conoscitiva svolta in Senato sulle fonti pulite e gli accumuli l’associazione delle imprese dell’eolico Anev ha ricordato che questa risorsa “ha raggiunto in Italia nel 2024 una capacità installata di circa 13 gigawatt assicurando una produzione per circa 23 terawattora. Questo ha comportato una riduzione delle emissioni pari a circa 17 mln di tonnellate e un risparmio di petrolio di 34 milioni di barili. Il Pniec – ha spiegato Mauro Anticoli – traccia un’importante traiettoria di crescita al 2030: sono infatti previsti 28,1 GW di capacità istallata, 64 TWh di produzione. Nonostante i progressi registrati, il sistema elettrico italiano presenta ancora dei ritardi rispetto alle altre economie europee con una quota di produzione da fonti rinnovabili di poco superiore al 40% rispetto al 60% della Germania e del 56% della Spagna. Tale ritardo si riflette in una perdurante dipendenza dal gas naturale che continua a svolgere un ruolo dominante nella formazione del prezzo dell’energia elettrica”.

Le soluzioni: eolico, solare (con le Cer) e accumuli

Tanto l’Anev quanto Enea e Rse hanno messo in fila le vere leve strategiche su cui puntare per uscire dal guado. Secondo Anev l’autoproduzione da fonti rinnovabili e i sistemi di accumulo rappresentano una leva strategica “per rafforzare la resilienza nazionale”. Questi benefici sono ancora “migliori nel contesto di una elettrificazione dei consumi finali”, ha aggiunto Anticoli spiegando che appare evidente come il rafforzamento dell’autoproduzione da fonti rinnovabili e la diffusione di sistemi di accumulo costituiscano la leva imprescindibile per superare le attuali criticità del sistema elettrico nazionale” “il persistente ritardo dell’Italia nel percorso di decarbonizzazione e la forte esposizione alla volatilità dei mercati rendono non più rinviabile un’accelerazione strutturale nello sviluppo delle fonti rinnovabili e delle infrastrutture”. “In questo quadro l’eolico onshore offshore rappresenta un pilastro”.

Per Rse basta guardare i numeri nel trend di questi anni. “L’energia fotovoltaica è quella più utilizzata nelle comunità energetiche. (…) Dal 2021 la potenza del fotovoltaico è cresciuta enormemente: sono stati realizzati impianti fotovoltaici al Nord Italia dove le ore di funzionamento si avvicinano alle 1000 ore, contro le oltre 1800 in Sicilia. E 97 TWh al 2030 è un obiettivo molto significativo. Le Cer – ha spiegato l’ad Franco Cotana – sono salite dalle 63 del 2020, oggi ufficialmente sono 1800, ma migliaia sono ancora in istruttoria. Il contributo Pnrr del 40% nel 2025 si è rivelato uno strumento di sostegno importante: aumentando di poco la potenza fotovoltaica realizzata con le Cer i benefici che derivano dal non perdere energia elettrica aumentano tantissimo. Infine, la comunità energetica serve anche a condividere stili di vita”, ha detto Cotana. Certo, “il coordinamento tra Stati e Regioni è fondamentale per coordinare lo sviluppo delle Comunità energetiche. Presto arriveremo al tetto dei 5 GW al 2027, ma bisogna programmare bene il percorso successivo”. Sul solare più in generale, “distribuendo gli impianto fotovoltaici in modo uniforme ridurrebbe la necessità di batterie da 74 GWh a 51, con un risparmio di 5,3 miliardi di euro. Le batterie non possono fare uno storage lungo perché invecchiano e perdono la carica. Rafforzare il ruolo delle Regioni e la nascita di nuove figure è molto importante”.

Proprio le batterie e gli accumuli sono il tema del presente e del futuro. Perché, ha detto Giulia Monteleoni (direttrice di Enea), “il sistema sarà caratterizzato sempre di più da una produzione decentralizzata da fonte rinnovabile”. L’agenzia prevede un 41% di penetrazione di Fer nella quota finale elettrica con una previsione del 63% nel 2030 e una previsione di richiesta di 120 GWh di accumuli. “Sarà quindi necessario un approccio duale per garantire la sicurezza di funzionamento del sistema”, ha proseguito Monteleoni. “Il sistema italiano è caratterizzato da piccoli impianti, più dell’86% è sotto i 10 kW che però coprono una potenza pari al 21% la cui differenza è coperta da pochi grandi impianti. L’accelerazione si è avuta nel 2010-2011 e una grande accelerazione nel 2022”. Sulle Cer, sono 597 quelle riconosciute e incentivate, con una potenza installata totale piuttosto ridotta 67,6 MW. “I dati sono di settembre 2025 ma a novembre si sono aggiunti grazie al contributo al Pnrr si sono aggiunti 3.343,8 MW di potenza installata nelle Comunità energetiche, in due mesi insomma si è passati da 67 MW a 3,3 GW”. Per Enea è “importante anche portare avanti i sistemi di accumulo elettrico, tra il 2024 e il 2025 si registra una sostanziale crescita dagli 11,5 ai 17 GW, crescita trainata dagli accumuli distribuiti. Ma è fondamentale portare avanti ricerca e innovazione”. E l’altro lato della medaglia resta sempre quello autorizzativo, da semplificare, insieme al repowering.

Infine, ma non certo per ordine d’importanza, secondo Cortexa (che riunisce le imprese dell’isolamento termico) “i cambiamenti introdotti dal recepimento della Direttiva Red III impongono l’integrazione dei sistemi Fer nei progetti di riqualificazione, con percentuali che variano dal 15% al 60%, a seconda che si tratti di un intervento di ristrutturazione di secondo o di primo livello, oppure di una nuova costruzione”. E nonostante la possibilità di scegliere gli ambiti di intervento, includendo anche quelli di ristrutturazione minore, ” viene imposto che una quota rilevante dei consumi sia coperta da energie da fonti rinnovabili, imponendo importanti investimenti sull’impianto, non accessibili a tutte le famiglie italiane”.

Il governo insiste sul nucleare e cancella la transizione dalle priorità

Un altro indizio concreto della distanza tra la realtà e il governo si rintraccia attorno al tema del nucleare. Nel nuovo piano strategico 2026-2028 del Mase, infatti, rispetto alla versione di un anno fa non si fa più menzione della transizione energetica ed ecologica né della sostenibilità. Al primo posto priorità a sicurezza energetica e neutralità tecnologica, incluso il tanto chiacchierato nucleare sostenibile. Seguono: sviluppo delle rinnovabili, reti e accumuli; decarbonizzazione ed economia circolare; “resilienza climatica” e “Rafforzamento della capacità amministrativa e della consapevolezza ambientale, nonché degli investimenti e del presidio dei dossier europei e internazionali”.

I dubbi accademici sugli smr

E a proposito di nucleare, nel nuovo round di audizioni tenute ieri alla Camera, sono stati diversi gli interventi che hanno messo in dubbio la sostenibilità degli small modular reactors. Alcuni esempi portati in dote da Legambiente: “In Argentina il progetto di smr Carem25 è stato abbandonato nel 2024 per un aumento dei costi del 600% – ha spiegato Eroe -. Il progetto di smr americano è stato valutato intorno ai 250 dollari al megawattora. L’smr in Cina è risultato più costoso del 200%, in Russia i due piccoli reattori galleggianti hanno superato i costi previsti del 300%. Gli small modular reactor hanno superato i costi del nucleare tradizionale prima ancora di entrare in produzione”. Secondo Katiuscia Eroe dell’associazione verde, “gli smr produrrebbero a parità di energia dal doppio al 300% di rifiuti in più rispetto alle centrali tradizionali. E da noi in Italia non abbiamo ancora risolto il problema del deposito delle scorie”. Per non parlare del problema di dove realizzare gli impianti.

Ma anche dal fronte accademico sono stati sollevati dubbi. Sergio Ulgiati, professore di chimica ambientale presso l’Università degli studi di Napoli Parthenope: “Il costo economico delle centrali nucleari è molto elevato e nei piani del governo installare 15-16 gigawatt, che servirebbero per far fronte alla decarbonizzazione, andrebbe a costare tra i 15 e i 20 miliardi di euro”. C’è poi la questione del mercato dell’uranio da attivare e dei tempi/costi di costruzione delle centrali: “Viaggiano tra i 6 e gli 8 anni, ma ci sono stati casi anche di 10 e 15 anni, per cui ci ritroviamo che l’investimento complessivo per il Piano nucleare è di 150-200 miliardi di euro”. Per il think tank Ecco, “il futuro di rinnovabili più nucleare non funziona economicamente” perché “l’impianto nucleare è proponibile finanziariamente solo se usato tanto, sempre tranne quelle poche settimane l’anno in cui deve essere manutenuto per cambiare il combustibile. Questo è un problema in un contesto come quello europeo in cui ci stiamo avvicinando a un sistema energetico che funziona in gran parte con le fonti rinnovabili”.

Secondo il Politecnico di Milano, invece, “il tema del nucleare pone il problema dal punto di vista dello smaltimento delle scorie e dei costi economici per arrivare al decommissioning e alla neutralizzazione dei rischi derivanti dalle scorie nucleari”. Inoltre, secondo quanto stabilito dalla Consulta nel 2012, per intervenire sul ripristino della norma abrogata con i referendum popolari occorre il “mutamento del quadro politico e della situazione di fatto”. Ma questa seconda condizione non si è realizzata.