Energy Release, market design e PNRR: cosa cambia ora

Nel 2029 oltre 4 miliardi di euro di risorse PNRR per agrivoltaico, biometano e CER potrebbero essere ancora in gioco. Chi lavora nell’energia in Italia non può permettersi di arrivarci impreparato.

Questa settimana normativa è una di quelle che spostano gli equilibri: Energy Release 2.0, correttivo al Testo Unico Rinnovabili, recepimento del market design europeo e ridisegno del PNRR energia. Tutto mentre reti e mercati diventano sempre più complessi e l’intelligenza artificiale entra in modo strutturale negli strumenti di previsione, dispacciamento e gestione dei rischi.

Questo articolo fa parte della serie “IA nel Settore Energetico Italiano: Transizione Verde”: userò le novità normative come filo conduttore, ma con un’attenzione precisa a una domanda pratica: come devono reagire oggi investitori, utility, ESCo e comunità energetiche, anche grazie all’IA, per trasformare queste regole in valore e non in burocrazia aggiuntiva?

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1. Energy Release 2.0: meno incertezza di prezzo, più complessità operativa

Energy Release 2.0 punta a dare stabilità di prezzo agli energy intensive e a spingere nuova capacità FER, ma chiede agli operatori una maturità gestionale molto più alta rispetto al passato.

Le 4 novità chiave per chi investe in rinnovabili

Il GSE, nel webinar del 25/11, ha chiarito alcuni punti che cambiano il modo di strutturare i progetti:

1. Contratto unico “anticipazione + restituzione”
   Non ci sono più logiche spezzate. L’operatore firma un unico schema che regola:

   • i flussi economici dell’energia anticipata;
   • gli obblighi di restituzione sull’energia prodotta nei 20 anni successivi.

2. Integrazione con il decreto FER X
   Il contratto Energy Release ingloba:

   • obbligo di partecipazione al mercato di bilanciamento;
   • obbligo di dispacciamento per gli impianti sopra soglia;
   • estensione del contratto per differenza (CfD) non solo all’energia effettivamente prodotta ma, in alcuni casi, anche alla producibilità attesa.

3. Meccanismi di contenimento e claw-back
   Vengono introdotti:

   • limiti ai benefici in condizioni di prezzi “anomali” per evitare extraprofitti;
   • una clausola di claw-back sul “vantaggio residuo” a fine periodo, con tre opzioni alternative per neutralizzare margini eccessivi dopo i 20 anni.

4. Deleghe e procedure competitive per la restituzione

   • Con un addendum l’assegnatario può delegare a terzi la realizzazione della nuova capacità rinnovabile e la restituzione dell’energia;
   • è prevista una procedura separata per individuare volontari che subentrino negli obblighi, se energivori, aggregatori o altri non riescono a coprire la restituzione.

Perché l’IA diventa quasi obbligatoria nell’Energy Release

Con il CfD esteso anche alla producibilità attesa, l’errore di previsione non è più un fastidio: è rischio economico puro.

Per chi sviluppa o finanzia impianti, questo significa che servono strumenti avanzati per:

• prevedere produzione rinnovabile: modelli di machine learning che usano anni di dati meteo e di generazione effettiva per fotovoltaico, eolico e idroelettrico;
• simulare scenari di prezzo: algoritmi che combinano forward, fondamentali di mercato, congestioni di rete e politiche climatiche;
• ottimizzare l’offerta sul mercato di bilanciamento: sistemi di trading algoritmico che integrano forecast di produzione e di consumo.

Chi si limita a previsioni “excel + media storica” rischia di trovarsi vincolato a volumi o profili di immissione non realistici, con penalità implicite. La norma spinge verso operatori data-driven, e qui l’IA non è orpello ma requisito competitivo.

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2. Testo Unico Rinnovabili: corsia più rapida, ma progetti più sofisticati

Il correttivo al d.lgs. 190/2024 (nuovo Testo Unico Rinnovabili) entra in vigore l’11/12/2025 e incide dove il sistema italiano soffre di più: tempi e incertezza autorizzativa.

Ambito esteso e nuove definizioni

Tre messaggi operativi importanti:

• il Testo Unico si applica ora in modo esplicito anche a sistemi di accumulo ed elettrolizzatori;
• vengono introdotte definizioni di “interventi edilizi”, “opere connesse”, “infrastrutture indispensabili” per provare a uniformare la lettura tra Regioni e Comuni;
• vengono chiariti i criteri per definire il “progetto unico”, evitando artifici di frazionamento eccessivo o, al contrario, accorpamenti non giustificati.

Questo è un punto in cui l’IA può aiutare in modo molto concreto:

• analisi automatica delle norme regionali e comunali;
• motori di regole che, dato un progetto, indicano se rientra o meno nel perimetro del progetto unico;
• sistemi di supporto alla decisione che suggeriscono il percorso autorizzativo ottimale.

Compensazioni territoriali e compatibilità urbanistica

Due cambiamenti vanno tenuti a mente in ogni business plan:

• le compensazioni territoriali restano tra lo 0,5% e il 3%, ma ora sono calcolate sul valore economico dell’intera vita dell’impianto, non solo sui primi 5 anni, ed escludono l’energia autoconsumata;
• per impianti in aree idonee o zone di accelerazione, gli interventi in PAS sono automaticamente compatibili con gli strumenti urbanistici ed edilizi.

Questo rende più prevedibili i costi e riduce il rischio di blocchi urbanistici in extremis. Ma obbliga a:

• modellare con accuratezza produzione attesa su 20–30 anni;
• differenziare tra energia immessa in rete e autoconsumo.

Di nuovo, qui l’IA può:

• supportare il calcolo dinamico delle compensazioni in funzione di scenari di produzione, degrado dei moduli FV, repowering futuro;
• alimentare dashboard previsionali condivise con enti locali, aumentando trasparenza e fiducia.

Repowering “fast track” e allegati aggiornati

Il correttivo introduce una corsia veloce per il repowering fino al 15% della potenza, con tetto a 300 MW, e tempi autorizzativi dimezzati. Se serve la VIA, la valutazione si concentra solo sull’incremento di potenza.

Negli allegati:

• Allegato A (attività libera): spazio maggiore per fotovoltaico flottante <10 MW su bacini artificiali, soglie più alte per accumuli, nuove soglie per eolico, possibilità di modifiche a impianti idroelettrici con +15% massimo di volumetrie/aree;
• Allegato B (PAS): nuova fascia per idroelettrico tra 500 kW e 1 MW su condotte esistenti e regole più semplici per installazioni su edifici senza alterazioni volumetriche.

Per sviluppatori e fondi questo significa una cosa semplice: pipeline di repowering e retrofit da riordinare subito, con priorità a:

• asset che rientrano nelle nuove soglie di attività libera o PAS;
• siti dove l’abbinamento FER + accumulo consente di sfruttare le nuove regole e competere meglio sui mercati.

Un utilizzo intelligente dell’IA qui è la selezione automatica del portafoglio: algoritmi che, dati tutti gli impianti di un operatore, individuano quelli che massimizzano il valore regolatorio e di mercato se sottoposti a repowering.

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3. Market design europeo, connessioni flessibili e ruolo dell’IA di rete

Il recepimento della direttiva UE 2024/1711 sul market design cambia in profondità il rapporto tra chi chiede connessioni e chi gestisce la rete.

Connessioni flessibili: più accessi, ma con regole più rigorose

La bozza di d.lgs, commentata da Terna, introduce il concetto di connessione flessibile (art. 7):

• il gestore di rete e il richiedente definiscono un profilo di potenza massima ammessa, in immissione e/o in prelievo;
• diventa possibile connettere impianti anche dove la capacità disponibile è inferiore alla potenza nominale richiesta.

Terna ha chiarito un punto essenziale: non deve esistere un obbligo di connessione rigido se non c’è la possibilità tecnica; e va mantenuto l’obbligo di installare un limitatore di potenza sul lato utente.

Tradotto: possiamo avere più connessioni, ma con profili dinamici e vincolati. Chi non è in grado di gestire in modo intelligente quei limiti rischia di trasformare la connessione in un “non diritto a produrre”.

Perché qui l’IA è la vera leva della transizione

Le connessioni flessibili funzionano solo se la gestione della potenza è predittiva e non solo reattiva.

Esempi pratici:

• impianti fotovoltaici con storage che modula l’immissione per restare sotto il limite di connessione massima, spostando parte dell’energia in orari meno congestionati;
• agrivoltaico che coordina irrigazione, consumo agricolo e immissione in rete;
• comunità energetiche rinnovabili (CER) che ottimizzano in tempo reale gli scambi tra membri per ridurre prelievi di picco.

L’IA qui serve a:

• prevedere carichi locali e produzione, zona per zona (il famoso approccio micro-zonale che Terna sta sviluppando);
• calcolare in anticipo quando e quanto tagliare la potenza per evitare congestioni, massimizzando però la valorizzazione economica dell’energia;
• orchestrare migliaia di risorse distribuite (impianti FV, pompe di calore, batterie domestiche) come un unico virtual power plant.

Chi si posiziona oggi con soluzioni di AI per la gestione di portafogli distribuiti diventa partner naturale di TSO/DSO, CER e grandi operatori.

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4. Nuovo PNRR energia: proroghe fino al 2029 e fondi in “facility” GSE

Il ridisegno del PNRR approvato a Bruxelles apre una finestra insperata per progetti che rischiavano di non farcela entro il 30/06/2026.

Proroghe e cifre in gioco

Secondo le anticipazioni del MASE:

• agrivoltaico, biometano e CER avranno tempo fino al 2029 per completare gli interventi;
• le risorse PNRR destinate a queste linee saranno trasferite al GSE in una facility dedicata;
• parliamo di circa:
  • 795,5 milioni di euro per le CER;
  • quasi 1,1 miliardi di euro per l’agrivoltaico;
  • oltre 2,2 miliardi di euro per il biometano.

Questo non significa “rilassarsi”: significa riaprire seriamente il file di molti progetti congelati per ritardi autorizzativi o problemi di allaccio.

Come l’IA può rendere bancabili CER, agrivoltaico e biometano

I soggetti che oggi cercano capitali per questi progetti devono presentare piani più robusti sotto tre profili:

1. Affidabilità dei flussi energetici

   • modelli di IA che stimano produzione e autoconsumo delle CER, considerando cicli stagionali, comportamenti degli utenti, elettrodomestici smart;
   • previsione di produzione agrivoltaica tenendo conto di ombreggiamenti, rotazioni colturali, cambiamento climatico locale.

2. Ottimizzazione dei ricavi

   • algoritmi che calcolano il mix ottimale tra autoconsumo, scambio sul posto locale, vendita al mercato, servizi ancillari;
   • nel biometano, modelli che stimano disponibilità di biomasse, resa e costi di logistica, riducendo il rischio di volatilità dell’alimentazione.

3. Monitoraggio e rendicontazione verso il GSE

   • piattaforme che estraggono automaticamente i dati da contatori e SCADA, li aggregano e generano report conformi alle regole PNRR;
   • sistemi di anomaly detection per individuare scostamenti di performance, frodi o malfunzionamenti prima che impattino sugli incentivi.

Chi unisce competenza normativa + strumenti di IA ha un vantaggio enorme nel dialogo con banche e investitori istituzionali: può dimostrare con numeri e scenari che il progetto è in grado di restare in pista fino al 2029.

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5. Cosa fare adesso: priorità pratiche per operatori e investitori

Mettiamo insieme i pezzi: Energy Release 2.0, Testo Unico Rinnovabili corretto, market design europeo e PNRR riscritto. Cosa dovrebbe fare concretamente un operatore italiano entro i prossimi 6-12 mesi?

5 mosse concrete (con e senza IA)

1. Mappare l’impatto regolatorio sul portafoglio

   • identificare gli impianti che possono beneficiare del repowering “fast track” (+15%);
   • valutare quali progetti rientrano in PAS o attività libera dopo l’aggiornamento degli allegati.

2. Rivedere i business plan con logica data-driven

   • aggiornare le curve di produzione e di prezzo con modelli previsionali basati su IA;
   • ricalibrare compensazioni territoriali e scenari di cash flow a 20–30 anni.

3. Preparare la partecipazione a Energy Release 2.0

   • simulare diversi profili di restituzione, usando algoritmi di ottimizzazione;
   • valutare se ha senso essere assegnatari diretti o “terzi subentranti” negli obblighi.

4. Costruire o acquistare un layer di “IA di rete”

   • piattaforme in grado di gestire connessioni flessibili, limiti di potenza, storage e domanda in modo coordinato;
   • strumenti di previsione micro-zonale in linea con l’evoluzione dei processi Terna/DSO.

5. Aggiornare la strategia PNRR fino al 2029

   • riaprire i progetti agrivoltaici, biometano e CER che sembravano spacciati per tempi;
   • dotarsi di sistemi di monitoraggio e rendicontazione automatizzata compatibili con le facility GSE.

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La realtà è più semplice di quanto sembri: la normativa non sta rallentando la transizione verde, la sta selezionando. Premia chi sa coniugare capitale, competenza legale e capacità di usare dati e intelligenza artificiale in modo serio.

Se lavori in utility, in una ESCo, in una CER o in un fondo infrastrutturale, la domanda non è “se” adottare strumenti di IA, ma dove iniziare perché siano allineati alla nuova cornice regolatoria.

Il prossimo passo? Costruire un modello unico dati–normativa–impianti: un “gemello digitale regolatorio” del tuo portafoglio, che ti permetta di vedere in tempo quasi reale come ogni decreto, delibera o bando PNRR cambia la redditività di ogni MW. Chi lo farà per primo in Italia avrà davvero un vantaggio decisivo nella transizione energetica.