Dai binari al fotovoltaico: nasce FS Energy, la società energetica di Ferrovie dello Stato
Il Gruppo Ferrovie dello Stato ha presentato l’aggiornamento del Piano strategico 2025/2029 e lo ha fatto rimarcando un punto: le infrastrutture rappresentano la priorità, in particolar modo quelle energetiche.
Per l’azienda guidata da Stefano Antonio Donnarumma, che oltre a gestire, progetta e realizza la rete ferroviaria e stradale italiana, l’energia è, infatti, parte integrante della politica industriale.
“Non puntiamo a connotarci come un’azienda energetica, ma a garantirci l’energia che ci serve al miglior prezzo possibile” ha dichiarato l’AD al Sole 24 Ore, specificando che lo scopo è soddisfare l’alto fabbisogno energetico del Gruppo.
Perchè creare una società energetica ad hoc
Ferrovie, ad oggi, risulta essere la più grande divoratrice di energia elettrica del Paese, consumando circa 7,5 terawattora all’anno, ovvero il 2% della domanda nazionale.
Da qui l’idea di fondare una nuova realtà che si occupi specificamente di questo. Viene così affidato ad “Fs Energy”, presieduta da Massimiliano Garri e guidata da Antonello Giunta, il compito di dirigere lo sviluppo di tutte le attività energetiche del Gruppo.
La scelta di costituire una società ad hoc nasce dunque dalla consapevolezza che Ferrovie dello Stato necessita di un approvvigionamento più oculato, in termini sia economici che di sostenibilità.
Il piano per le rinnovabili di Ferrovie dello Stato
La soluzione presentata prevede, tra le altre cose, un massiccio sviluppo delle rinnovabili.
Più nel dettaglio, Donnarumma ha parlato di voler installare oltre 1 GW di capacità rinnovabile entro il 2029 (circa 1,5 TWh nel caso del fotovoltaico) e raddoppiare il traguardo a 3 TWh entro il 2034, coprendo così il 40% dei consumi energetici del gruppo. Questo andrebbe ad incidere anche sui costi in bolletta.
“Per arrivare a due gigawatt servono almeno 1,3-1,5 miliardi di euro ai prezzi attuali”, ha spiegato Donnarumma. “Noi copriremo solo una parte: vogliamo coinvolgere altri operatori per non sottrarre capitale alla nostra missione principale, far viaggiare i treni. In più, il nuovo piano prevede costi inferiori rispetto al precedente”.
Contratti a lungo termine con gli operatori energetici
L’AD ha quindi evidenziato che dei 7.500 GWh annui necessari all’azienda, 275 GWh sono già stati assicurati tramite contratti di lungo termine. Recentemente è stata aggiudicata la prima gara pubblica, del valore di 2 miliardi di euro, che ha fissato il prezzo dell’energia e garantito un risparmio del 25% rispetto al passato, circa 10 milioni l’anno. I 275 GWh sono stati divisi in cinque lotti, affidati a Enel Energia, Edison Energia ed Erg Power, mentre lo scorso ottobre Edison ha avviato la fornitura di 450 GWh di energia 100% rinnovabile all’anno per dieci anni, destinata a Fs Energy tramite il PPA decennale off-site firmato con Rfi.
Puntare tutto sul fotovoltaico
Ma le sorprese non finiscono. Altri 400 GWh annui saranno prodotti da impianti fotovoltaici assegnati tramite una gara in co-sviluppo ancora in corso.
Quanto all’apertura del capitale di Fs Energy a investitori esterni, Donnarumma non chiude la porta: “In prospettiva è possibile. Ora stiamo costruendo società di scopo con pacchetti di progetti distinti, ciascuno con focus geografico e caratteristiche economiche proprie. Questo permetterà agli investitori di scegliere il progetto più in linea con i loro piani, garantendo al gruppo l’accesso a un ampio ventaglio di stakeholder”.
Bollette luce e gas: come prepararsi all’inverno e risparmiare
Rubrica settimanale Sos Energia, frutto della collaborazione fra Key4biz e SosTariffe. Una guida per il consumatore con la comparazione dei prezzi dell’elettricità, del gas e dell’acqua. Per consultare tutti gli articoli, clicca qui.
A novembre i prezzi all’ingrosso di luce e gas hanno fatto registrare delle lievi variazioni rispetto a ottobre: anche se al momento le quotazioni sono abbastanza stabili, per evitare possibili rialzi nel periodo clou dell’inverno, si può valutare la convenienza di attivare un’offerta luce o un’offerta gas a prezzo bloccato.
Dal momento che permettono di bloccare il costo della componente energia o della materia prima anche fino a 36 mesi, queste soluzioni tariffarie permettono di non preoccuparsi di improvvisi aumenti dei prezzi all’ingrosso e di tenere il costo di luce e gas stabile.
Il comparatore di SOStariffe.it aiuta a individuare le migliori offerte luce e le offerte gas più convenienti per le abitudini della propria famiglia: mettendo a confronto le proposte di più operatori partner, facilita la ricerca delle tariffe più competitive.
Bollette: i prezzi all’ingrosso sono bassi, ma attenzione ai possibili rialzi
Le ultime settimane dell’anno sono un buon momento per fare un primo bilancio sull’andamento dei prezzi all’ingrosso di luce e gas negli scorsi mesi. Durante l’anno sia il costo dell’elettricità sia quello del gas sono stati piuttosto stabili rispetto agli anni precedenti, con lievi oscillazioni in aumento o in diminuzione.
Attualmente il PUN, il prezzo unico nazionale usato come prezzo di riferimento per determinare il costo dell’energia elettrica, e il PSV, il prezzo all’ingrosso del gas, si stanno muovendo in direzioni opposte.
Il PUN a novembre si è attestato a 117 €/MWh, il dato più alto da marzo, ma comunque di molto inferiore rispetto al picco toccato lo scorso febbraio (150 €/MWh) e più basso anche rispetto a dodici mesi fa.
Il PSV, invece, a novembre ha toccato il valore minimo dell’anno, scendendo sotto quota 0,35 €/Smc. Per trovare un prezzo così basso bisogna tornare indietro fino alla prima metà del 2024.
Bollette luce e gas: come affrontare l’inverno senza brutte sorprese
Al momento il livello dei prezzi all’ingrosso è inferiore rispetto allo stesso periodo di un anno fa, ma bisogna comunque muoversi con prudenza, visto che le quotazioni possono cambiare molto rapidamente a causa di andamenti stagionali, disequilibri tra domanda e offerta oppure a causa del contesto politico.
Per mettersi al riparo da possibili rialzi stagionali durante i mesi più freddi dell’anno è importante muoversi ora: la scelta più prudente è quella di attivare oggi un’offerta luce o gas a prezzo fisso, che permette di bloccare il prezzo della componente energia o della materia prima.
Le offerte a prezzo bloccato sono la soluzione più sicura per evitare gli effetti negativi sulle bollette di futuri rialzi dei prezzi all’ingrosso: il costo dell’energia elettrica o del gas viene concordato con il fornitore e rimane stabile per un certo periodo di tempo. Molti fornitori propongono tariffe a prezzo bloccato valide per 12 mesi, in altri casi si arriva a 24 mesi e si possono trovare anche offerte che durano 36 mesi.
Con il comparatore di SOStariffe.it si può fare un’analisi veloce ed efficace delle offerte luce e gas degli operatori partner. Le migliori tariffe luce a prezzo bloccato attive in questa prima parte del mese di dicembre hanno un costo a partire da 0,09 €/kWh, con prezzo bloccato per 12 mesi. Per quanto riguarda la fornitura del gas, invece, le offerte a prezzo fisso partono da 0,33 €/Smc, con costo bloccato per 24 mesi.
Usando il comparatore si può verificare l’effettiva convenienza delle migliori offerte disponibili sul mercato libero rispetto a quelle attivate per le proprie utenze e si può anche ottenere una valutazione personalizzata. Inserendo una stima dei propri consumi o facendo un’analisi gratuita della bolletta, infatti, si possono individuare le offerte luce e gas che fanno spendere meno. Una volta trovata l’offerta che fa al caso proprio, si può procedere subito con l’attivazione. Il passaggio a un altro fornitore è gratuito, si mantiene lo stesso contatore e non si subiscono interruzioni nella fornitura.
Aerosoft ed ENEA guidano la nuova sfida della mobilità elettrica italiana
Mentre Italia e Germania sollecitano la Commissione Europea a intervenire per rilanciare due settori in stallo, automotive e siderurgia, chiedendo misure in grado di rafforzarne davvero la competitività, in Italia si torna a puntare con decisione sulla mobilità elettrica.
Il Ministero delle Imprese e del Made in Italy ha infatti stanziato oltre 4 milioni di euro per il progetto MUST, un’iniziativa ambiziosa che mira a sviluppare nuove strutture multifunzionali per pacchi batteria di nuova generazione, con celle integrate direttamente nel telaio delle auto elettriche. Una soluzione progettata per aumentare efficienza, sicurezza e performance.
A guidare il progetto è la napoletana Aerosoft S.p.A., affiancata da due partner di primo piano: ENEA e ATM S.r.l.
In cosa consiste il progetto
Oggi, grazie ai nuovi compositi a matrice plastica rinforzati con fibre inorganiche come carbonio e vetro, è possibile realizzare componenti estremamente leggeri e allo stesso tempo resistenti. Soluzioni già diffuse nei settori aeronautico e automobilistico che, con il progetto MUST, puntano ora a fare un salto di qualità nel mondo delle auto elettriche.
“Come ENEA sperimenteremo materiali avanzati e tecniche di stampa 3D per produrre componenti automobilistici, oltre a sviluppare processi per il recupero e il riuso degli sfridi e degli scarti dei compositi rinforzati con fibra di carbonio, così da chiudere il ciclo produttivo”, spiega Sergio Galvagno, ricercatore presso il Dipartimento Sostenibilità di ENEA. “Per aumentare la sostenibilità ambientale ed economica del settore, aggiunge, valuteremo anche gli impatti ambientali legati all’adozione di questi nuovi processi”.
Nuove soluzioni di ingegneria computazionale
Le strutture alveolari realizzate nell’ambito del progetto garantiranno rigidità torsionale uguale o superiore agli standard attuali. A questo si affiancheranno tecnologie produttive e tecniche di giunzione innovative, insieme a soluzioni di ingegneria computazionale dedicate all’alloggiamento del pacco batterie.
“Negli ultimi anni la rapida crescita delle auto elettriche ha introdotto nuove sfide progettuali, soprattutto per quanto riguarda l’integrazione delle batterie nel veicolo”, sottolinea Galvagno. “La sfida chiave sarà riuscire a stampare in 3D materiali compositi di nuova generazione per ottenere strutture complesse ma più leggere, senza compromessi sulle prestazioni”.
“Nel progetto MUST ci occuperemo, insieme ai partner, della progettazione strutturale dei prototipi dei contenitori batteria e dell’esplorazione dei processi innovativi di presso-termoformatura con materiali compositi termoplastici, con o senza fibra”, aggiunge Giorgio Fusco, responsabile scientifico del progetto e R&D Technical Manager di Aerosoft. “Le nuove generazioni di batterie restano ancora molto pesanti: per questo il rapporto con le strutture portanti del veicolo è sempre più al centro delle strategie dei costruttori”.
Allarme su Amazon: INIU richiama 200.000 Power Bank negli USA per rischio incendio
Quando la “salvezza” energetica diventa un pericolo: il popolare marchio, venduto anche in Italia, ritira un lotto difettoso dopo diverse segnalazioni di fiamme e danni ingenti.
Per approfondire:
Viviamo in un’epoca in cui restare con lo smartphone scarico genera quasi più ansia di un controllo fiscale. Per questo, le power bank sono diventate compagne inseparabili delle nostre giornate. Tuttavia, talvolta l’accessorio che dovrebbe garantirci continuità operativa rischia di trasformarsi in un piccolo ordigno domestico. È il caso della INIU, azienda nota per i suoi accessori elettronici economici e molto diffusi anche sul mercato italiano tramite Amazon, che ha appena emesso un richiamo massiccio per circa200.000 unità del suo modello BI-B41 da 10.000 mAh.
Un conto salato: fuoco e danni materiali
Non stiamo parlando di un semplice malfunzionamento o di una ricarica lenta. Il problema risiede nel cuore del dispositivo: le batterie agli ioni di litio possono surriscaldarsi fino al punto di ignizione. Secondo la US Consumer Product Safety Commission (CPSC), l’ente americano per la sicurezza dei prodotti, la situazione è tutt’altro che ipotetica.
I numeri fanno riflettere e preoccupare:
Sono state registrate 15 segnalazioni di surriscaldamento critico;
Queste si sono trasformate in 11 incendi effettivi;
Tre persone hanno riportato ustioni (fortunatamente lievi);
Il conto economico dei disastri è pesante: oltre 380.000 dollari di danni a proprietà.
Un bilancio decisamente negativo per un gadget che viene venduto a circa 18 dollari (o euro, a seconda del mercato).
La powerbank richiamata
Identikit del prodotto a rischio
Il richiamo riguarda le unità vendute su Amazon tra l’agosto 2021 e l’aprile 2022. Poiché Amazon è un mercato globale e INIU è un brand regolarmente acquistabile anche dai consumatori italiani, è doveroso controllare il proprio “cassetto tecnologico”.
Il modello incriminato è facilmente riconoscibile per una caratteristica estetica peculiare: un indicatore LED a forma di impronta di zampa (“paw-print”) sulla parte frontale. Il case è di colore blu o nero.
Per essere certi di possedere un’unità difettosa, è necessario verificare il numero di serie stampato sul retro del dispositivo. Il richiamo coinvolge esclusivamente i seguenti lotti:
Numeri di Serie Coinvolti
000G21
000H21
000I21
000L21
Avete un dubbio? Controllate
La procedura suggerita è chiara e non ammette deroghe dettate dalla pigrizia. Se possedete uno di questi dispositivi:
Smettete immediatamente di utilizzarlo.
Verificate il codice sul sito ufficiale di INIU (che ha predisposto una pagina per il richiamo).
Richiedete il rimborso completo.
C’è poi un aspetto tecnico e ambientale cruciale: lo smaltimento. Non gettate queste batterie nella spazzatura indifferenziata, né nei normali contenitori per il riciclaggio della plastica. Le batterie al litio danneggiate o instabili sono rifiuti pericolosi. Vanno conferite presso centri specializzati nel trattamento di batterie agli ioni di litio o nelle isole ecologiche comunali, specificando il tipo di rifiuto. I contenitori per pile esauste dei supermercati potrebbero non essere idonei per dispositivi danneggiati o a rischio esplosione.
In un mondo ideale la tecnologia dovrebbe essere sicura, ma la fisica delle batterie al litio ci ricorda, ancora una volta, che l’energia concentrata in poco spazio comporta sempre un margine di rischio che i produttori talvolta sottovalutano.
Domande e risposte
Come posso essere sicuro se il mio power bank è tra quelli pericolosi?
Il metodo più sicuro è l’ispezione visiva combinata con la verifica del codice. Cerca prima di tutto il LED a forma di “zampa” sulla parte anteriore. Se presente, gira il dispositivo e leggi il numero di serie. Se corrisponde a 000G21, 000H21, 000I21 o 000L21, il dispositivo è parte del lotto difettoso e deve essere dismesso immediatamente per evitare rischi di incendio.
Ho comprato il dispositivo su Amazon Italia, il rischio vale anche per me?
Assolutamente sì. Sebbene il report della CPSC sia emesso negli Stati Uniti, la filiera logistica di Amazon e la distribuzione di marchi cinesi come INIU sono globali. I lotti di produzione (identificati dai numeri di serie) sono spesso distribuiti su più continenti. Dato l’elevato rischio di incendio e i danni già registrati, è prudente effettuare il controllo indipendentemente dal paese di acquisto.
Posso buttare il power bank nel cestino delle pile al supermercato?
No, è sconsigliato. I power bank richiamati per rischio incendio sono considerati rifiuti speciali pericolosi e instabili. I contenitori dei negozi (come Brico o supermercati) spesso ammucchiano le pile alla rinfusa, aumentando il rischio di corto circuito. È necessario recarsi presso l’isola ecologica del proprio comune o un centro di smaltimento specializzato in rifiuti RAEE e batterie al litio, segnalando la natura del problema.
Batterie, l’Europa accelera: profitti in rialzo grazie al nuovo sistema dei prezzi. Le sfide italiane
Sembra che l’economia dei sistemi di accumulo in Europa sia destinata a crescere. Secondo un’analisi di Rystad Energy, infatti, le modifiche introdotte a ottobre nella struttura dei prezzi dell’energia dell’Unione Europea (UE) aprono scenari molto più promettenti, con diversi Paesi che potrebbero vedere i profitti dei BESS crescere di oltre il 15%.
Dati che arrivano in concomitanza con l’applicazione del Regolamento (UE) 2023/1542, che ha introdotto un quadro normativo ambizioso per garantire la sostenibilità ambientale e sociale delle batterie immesse sul mercato europeo, e di cui si sta discutendo anche recentemente in Italia (per l’adeguamento della normativa nazionale). Entrambi i provvedimenti indicano chiaramente la direzione intrapresa: l’Europa punta a un futuro energetico più efficiente, sostenibile e redditizio.
Il panorama italiano
Secondo le informazioni fornite dall’Osservatorio sistemi di accumulo ANIE, che elebora i dati del sistema di Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione (GAUDÌ) di Terna, in Italia, nel secondo trimestre 2025, il mercato dei sistemi di accumulo mostra segnali di forte ripresa, grazie soprattutto al traino dei grandi impianti utility scale.
Nel complesso, la potenza installata nel Bel Paese raggiunge 817 MW (+47% rispetto allo stesso periodo 2024), con una capacità che si attesta a 2.728 MWh (+73%). Le installazioni sono invece scese a 38.016 unità (-31%), segno di un mercato sempre più orientato a progetti di grande scala.
Con la tecnologia al litio che domina il mercato (99,7%), differenze territoriali significative e il 92% degli accumuli sotto i 20 kWh, in quanto abbinati a impianti fotovoltaici residenziali, l’obiettivo italiano di installare 71,5 GWh entro al 2030 sembra ancora molto lontano. Considerata la situazione attuale, infatti, per raggiungere tale traguardo si dovrebbero installare 10 GWh all’anno, mentre al momento l’asta MACSE con consegna al 1° gennaio 2028, prevede in tutto un contingente nazionale di 10 GWh.
Come funziona il nuovo sistema europeo
Il concetto di fondo è che il passaggio a intervalli di trading più brevi può aumentare significativamente i ricavi per gli operatori europei dello storage.
Il nuovo sistema europeo, in pratica, calcola i prezzi dell’energia ogni 15 minuti, anziché ogni ora, dando agli operatori dei BESS (Battery Energy Storage System) la possibilità di acquistare elettricità quando costa poco e venderla, invece, quando i prezzi schizzano verso l’alto.
Basti pensare che, da quando è stato introdotto, il potenziale di arbitraggio è aumentato in media del 14% nei mercati elettrici europei. Paesi come Austria e Slovacchia hanno registrato guadagni superiori al 20%, mentre altre nazioni, tra cui Portogallo, Norvegia e Svezia, hanno visto progressi più modesti.
Lo studio evidenzia che, grazie a queste fluttuazioni dei prezzi, per una batteria un incremento del 20% annuo può tradursi in un rendimento complessivo sull’investimento superiore del 3% in 20 anni.
Cosa accadeva prima
Fino a poco tempo fa, i prezzi dell’elettricità nell’UE venivano aggiornati solo ogni ora. Con l’introduzione dei cosiddetti Market Time Units (MTU) da 15 minuti, le opportunità di guadagno sono moltiplicate. Ad esempio, quando il mercato day-ahead europeo è passato agli MTU da 15 minuti, gli scambi energetici su base “quartoraria” si sono rivelati molto più redditizi di quelli orari: in Lituania ad esempio, lo spostamento di energia in 15 minuti ha generato circa 263 dollari per megawattora (MWh), il 14% in più rispetto al trading orario, mentre in Germania l’arbitraggio quartorario ha superato quello orario del 16%.
I vantaggi per la produzione di energia rinnovabile
Tradizionalmente, nei Paesi con minore flessibilità nella produzione e nel consumo di energia, un’elevata quota di rinnovabili, per natura intermittenti, provoca oscillazioni di prezzo significative anche nell’arco di un’ora. Intervalli di trading più brevi, invece, catturano queste variazioni rapide, offrendo maggiori opportunità per gli asset flessibili. Al contrario, in Paesi con forniture più stabili, come Norvegia e Portogallo, i prezzi restano relativamente costanti, riducendo la differenza tra profitti su base 15 minuti e profitti orari.
C’è però un avvertimento: gli attuali margini di arbitraggio, insolitamente alti (circa 150 dollari per MWh), non si manterranno per i prossimi 10–20 anni. Una media più realistica si aggira intorno ai 60 dollari per MWh, con un tasso interno di rendimento (IRR) di circa il 6% solo dall’arbitraggio energetico. Con una maggiore granularità del mercato, i ricavi medi potrebbero salire a circa 70 dollari per MWh, aggiungendo circa tre punti percentuali all’IRR.
Volatilità dei prezzi la vera sfida
La vera sfida resta la volatilità dei prezzi, difficile da prevedere. I mercati a 15 minuti sono attivi in Europa solo da due mesi, mentre in Australia, dove si è passati dai 30 minuti ai 5 minuti nel 2021, la maggiore frequenza ha costantemente aumentato i profitti da arbitraggio. Ad esempio, nel New South Wales, i prezzi a 5 minuti hanno generato ricavi annui circa del 20% superiori rispetto al vecchio sistema a 30 minuti; in Victoria, i ricavi da arbitraggio di un’ora sono aumentati del 15% negli ultimi quattro anni grazie agli intervalli più brevi.
In sintesi, l’arbitraggio rappresenta un indicatore prezioso del potenziale massimo di guadagno per un progetto BESS. Tuttavia, nella realtà, i ricavi nei mercati day-ahead saranno più contenuti una volta considerate perdite di efficienza, disponibilità del sistema, liquidità del mercato e strategie di copertura che riducono la dipendenza da picchi di prezzo isolati.
Tecnologie, investimenti e terre rare: come la Cina punta alla leadership climatica. L’analisi ASviS
“La Cina è diventata la paladina della cooperazione internazionale sui cambiamenti climatici, lavorando a stretto contatto con altri Paesi per promuovere un’azione collettiva” ha scritto il Global Times, il tabloid legato al quotidiano ufficiale del Partito comunista cinese, alla vigilia della trentesima Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (Cop 30), che si è svolta dal 10 al 22 novembre a Belém, in Brasile.
L’immagine di una Cina leader nella diplomazia climatica contrasta con l’esito della Conferenza che si è conclusa con l’impegno dei Paesi partecipanti a triplicare i finanziamenti per l’adattamento alle conseguenze della crisi climatica entro il 2035, senza però definireuna tabella di marcia per eliminare i combustibili fossili, la principale causa del riscaldamento globale. Un risultato segnato anche dal ritiro degli Stati Uniti, che per la prima volta non hanno partecipato ai negoziati sul clima con una delegazione ufficiale, e dalle difficoltà dell’Unione europea di mantenere la leadership climatica ottenuta nel 2019 con l’approvazione del Green Deal. In questo contesto, il ruolo di guida passerà davvero alla Cina?
Il paradosso delle politiche energetiche cinesi
A settembre 2025, davanti all’Assemblea generale delle Nazioni Unite, il presidente cinese Xi Jinping ha annunciato che la Cina ridurrà le emissioni di gas serra del 7%-10% entro il prossimo decennio e aumenterà di sei volte, rispetto ai livelli del 2020, la produzione di energia solare ed eolica. Si tratta di impegni importanti, ma non sufficienti a mantenere l’aumento della temperatura media globale annua sotto la soglia di 1,5°C rispetto all’epoca preindustriale. L’annuncio è comunque in forte contrasto con la posizione degli Stati Uniti: solo il giorno prima, infatti, davanti alla stessa Assemblea generale, il presidente statunitense Donald Trump aveva definito il cambiamento climatico una “bufala” e le pale eoliche “patetiche”.
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La Cina è il Paese che genera più emissioni di C02 al mondo in termini assoluti, mentre a livello pro-capite è superata da molti altri Paesi, tra cui gli Stati Uniti, il Canada e l’Australia. Nel 2020 il presidente Xi Jinping aveva annunciato l’obiettivo di raggiungere la neutralità climatica entro il 2060. Secondo l’analisi di CarbonBrief, negli ultimi 18 mesi le emissioni della Cinasono rimaste stabili o sono calate, grazie soprattutto alla diffusione dei veicoli elettrici che ha permesso una riduzione anno su anno del 5% delle emissioni del settore dei trasporti.
La Cina, inoltre, sta investendo nelle fonti di energia rinnovabile più di qualsiasi altro Paese. Il centro studi Ember ha rilevato che, nella prima metà del 2025, la Cina ha installato 250 gigawatt di nuovi pannelli solari, tanto quanto il resto del mondo. Dieci degli impianti solari più grandi al mondo si trovano in Cina. E sta ccelerando anche sull’energia nucleare: con oltre 30 reattori attualmente in costruzione, entro il 2030 la Cina sorpasserà gli Stati Uniti per capacità installata.
Questi impegni, seppure significativi, rivelano una contraddizione strutturale delle politiche energetiche cinesi: la Cina è il principale Paese consumatore di carbone, la fonte fossile più inquinante e responsabile di gran parte dell’aumento delle missioni globali degli ultimi vent’anni. Solo nel 2024 ha avviato i lavori per costruire nuove centrali a carbone in grado di generare oltre 100 GigaWatt. In molti casi è proprio il carbone a essere utilizzato come fonte di elettricità a basso costo per produrre tecnologie necessarie alla transizione energetica, come pannelli solari, pale eoliche e veicoli elettrici.
I motivi principali per questa svolta ecologica sono due: la sicurezza energetica e le conseguenze del cambiamento climatico. A differenza degli Stati Uniti che sono il primo Paese per produzione di petrolio e per esportazione di gas naturale, la Cina ha disponibilità di risorse fossili limitate e punta a ridurre la dipendenza dalle importazioni sviluppando le rinnovabili.
La seconda motivazione, forse ancora più urgente è l’esposizione del Paese all’innalzamento del livello del mare, alle ondate di calore e alla siccità, con pesanti conseguenze sull’economia nazionale. Come riporta l’Economist, una ricerca finanziata dal Ministero dell’agricoltura ha dimostrato che la siccità potrebbe ridurre le rese di mais, grano e riso dell’8% entro il 2030, con effetti anche sugli allevamenti di maiali, mucche e polli. Un rischio che il Partito comunista cinese, tradizionalmente ossessionato dalla sicurezza alimentare, non sembra disposto a correre. A questo si aggiunge un cambiamento nell’opinione pubblica: nel 2010 solo il 6% della popolazione riteneva le questioni ambientali come una priorità nazionale, una percentuale salita al 23% nel 2023.
Tecnologie verdi e terre rare: il potere commerciale
La Cina produce tra il 60% e l’80% dei pannelli solari, delle turbine eoliche, delle batterie e dei veicoli elettrici, dominando questi settori a livello globale. Detiene oltre 700mila brevetti per l’energia pulita, più della metà del totale globale. E la tecnologia migliora sempre di più: a giugno 2025, ad esempio, l’azienda cinese Contemporary amperex technology (Catl) ha lanciato la tecnologia Choco-Seb (Swapping electric block), un sistema di batterie intercambiabili installate nei veicoli elettrici e progettate per essere rimosse e sostituite in pochi minuti presso apposite stazioni, eliminando così la necessità di attendere una ricarica tradizionale.
Grazie alla concorrenza delle aziende cinesi (finanziate anche con sussidi pubblici), i costi di produzione delle energie rinnovabili si sono abbassati, diventando accessibili anche per i Paesi più poveri. Attraverso le esportazioni di tecnologie a basso costo e ingenti investimenti green, la Cina sta rafforzando le relazioni economiche e politiche con gli altri Paesi, contribuendo, più o meno direttamente, alla transizione energetica nei Paesi del Sud globale.
In Pakistan la Cina sta costruendo quella che sarà la centrale nucleare più grande del Paese, in Brasile installa turbine eoliche, in Indonesia vende veicoli elettrici e in Kenya ha realizzato il più importante parco eolico dell’Africa. Questi investimenti riflettono la strategia “piccolo, ma bello” (小而美项目 xiǎo ér měi xiàngmù), annunciata nel 2023, che prevede investimenti in progetti ridotti in termini di dimensione e di rischio e volti a favorire la transizione energetica dei partner internazionali. Anche nel 2024, durante il nono vertice sulla cooperazione sino-africana, il presidente Xi Jinping aveva rilanciato l’impegno della Cina nell’investire in settori green, come l’estrazione mineraria e lo sviluppo di energie rinnovabili.
Oltre al vantaggio tecnologico, la Cina ha una posizione quasi di monopolio nel mercato globale delle terre rare, un gruppo di 17 metalli fondamentali per la transizione ecologica e digitale. In un’automobile elettrica, ad esempio, ci sono circa 500 grammi di terre rari. In Cina viene lavorato e raffinato all’incirca il 90% delle terre rare, oltre al 60% del litio e del cobalto. Un vantaggio competitivo che aumenta il potere commerciale del Paese: a ottobre del 2025 la Cina ha introdotto nuove limitazioni, dopo quelle di aprile, per l’esportazione e la lavorazione delle terre rare, con profonde conseguenze sulle attività industriali di tutto il mondo. Per ridurre la dipendenza dalle importazioni, l’Unione europea si sta muovendo verso l’apertura di nuove e vecchie miniere e verso una nuova cultura del riciclo dei rifiuti elettronici che permetta di recuperare i metalli preziosi contenuti in beni tecnologici. Questi cambiamenti, però, potrebbero impiegare anni: ripristinare l’industria mineraria richiede molti investimenti, l’estrazione delle terre rari è complicata e la tecnologia cinese è così avanzata da rendere difficile una reale concorrenza.
E l’Europa?
Con l’introduzione del Green deal nel 2019, l’Unione europea aveva assunto un ruolo di leader nel contrasto al cambiamento climatico, fissando l’obiettivo della neutralità climatica al 2050 e spingendo altri Paesi, tra cui Giappone, Corea del Sud, Sudafrica, India e Cina, a stabilire i propri impegni per la decarbonizzazione.
In questi anni, però, la transizione è stata percepita come un percorso costoso e complesso, alimentando resistenze sociali e politiche che hanno trovato espressione nelle elezioni europee del 2024 e nella crescita del consenso per i partiti di estrema destra. Sei anni dopo l’idea che la transizione energetica possa essere una leva per la crescita, la competitività e l’innovazione del continente sembra essersi affievolita, almeno in parte.
Non è un cambiamento solo retorico: l’Ue ha indebolito significativamente i suoi piano per ridurre le emissioni di gas serra entro il 2040, inserendo clausole di revisione in caso di crisi economica e introduce la possibilità di utilizzare i crediti di carbonio, e posticipato l’espansione del sistema di scambio delle emissioni (emission trading system) all’edilizia e ai trasporti. Nathalie Tocci sul Guardian l’ha definito un “atto di autodistruzione” per l’Europa. Un avvertimento che riassume bene il rischio di perdere la leadership climatica costruita negli ultimi anni, proprio a favore della Cina.
Revisione del PNRR: spinta su digitale e infrastrutture, tagli alle CER
Il Consiglio europeo ha dato l’ok definitivo alla revisione del Piano italiano di Ripresa e Resilienza. Si tratta della sesta modifica al PNRR proposta del Governo Meloni in seguito ai mutamenti del contesto e le criticità emerse nella fase di attuazione, che minavano la possibilità di conseguire i traguardi e gli obiettivi previsti al 30 giugno 2026.
Finora spesi 153 miliardi
Con quest’ultimo via libera, in pratica, si sblocca l’ottava rata da 12,8 miliardi di euro, ma la dotazione finanziaria complessiva resta invariata, ossia pari a 194,4 miliardi.
La Presidente del Consiglio, Giorgia Meloni, e il vicepresidente esecutivo della Commissione Ue, Raffaele Fitto, hanno espresso soddisfazione per l’approvazione definitiva ribadendo l’impegno a proseguire con concretezza le riforme e gli investimenti strategici. La revisione dovrebbe, infatti, garantire un Piano più coerente con le necessità nazionali, con focus su competitività e nuove priorità, quali Imprese, infrastrutture e ricerca.
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Il vicepresidente Fitto ha sottolineato che:
“Tutte le 173 misure interessate dalle ultime tre rate sono state riesaminate: 83 di queste sono state semplificate per rendere il percorso più lineare; le altre modifiche prevedono adeguamenti più mirati, con l’obiettivo di garantire risultati più solidi e pienamente realizzabili nei tempi previsti”.
Competitività, digitalizzazione e infrastrutture strategiche tra le priorità
Più nel dettaglio, la nuova tranche di investimenti riguarderà la connettività digitale, le infrastrutture idriche e l’economia circolare. In particolare, tra gli interventi più rilevanti elencati dal Governo nell’ambito dell’ottava rata, vi sono la digitalizzazione della Guardia di Finanza con innovativi sistemi informativi per contrastare la criminalità economica, l’attivazione in più di 8.000 scuole di progetti per aggiornare l’offerta scolastica e orientare gli studenti verso le competenze STEM, 1.400 km di infrastrutture ferroviarie dotate del sistema europeo di gestione del traffico ferroviario (ERTMS), un sistema avanzato e integrato di monitoraggio e previsione per identificare i rischi idrogeologici nelle regioni del Mezzogiorno, l’efficientamento energetico di edifici ERP, e in campo universitario, il finanziamento di 5.000 Progetti di Ricerca di Interesse Nazionale (PRIN).
A questi investimenti si aggiungono anche importanti riforme per rafforzare la competitività economica delle imprese, tra cui quella per la riduzione dei ritardi di pagamento delle Amministrazioni centrali e locali, delle Regioni, delle Province autonome e degli enti del Servizio Sanitario Nazionale, nonché quella per l’avvio della semplificazione e razionalizzazione degli incentivi alle imprese.
Il taglio alle Comunità energetiche rinnovabili
La rimodulazione della dotazione PNRR per le Comunità energetiche rinnovabili (CER), le cui domande potranno essere presentate fino al 30 novembre 2025, è però al ribasso. Una scelta che il Governo dichiara di aver assunto per “mettere in sicurezza tutte le misure, senza perdere un solo euro di fondi europei“.
La riduzione della dotazione viene, infatti, descritta come un riallineamento responsabile, che permette di evitare tagli a fine Piano e di destinare risorse ad altri interventi più urgenti. La misura sulle CER rimane operativa e potenziata tramite una struttura dedicata presso il GSE. Il Ministero si impegna inoltre a cercare ulteriori fondi, nazionali o europei, per progetti ammissibili non immediatamente finanziabili.
“L’importo iniziale di 2,2 miliardi era stato definito nel 2021 – si legge su sito del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica – sulla base di simulazioni che ipotizzavano un sostegno interamente erogato sotto forma di prestiti a tasso zero fino al 100% dei costi ammissibili, una modalità poco conciliabile con la reale dinamica attuativa e con le effettive esigenze finanziarie delle potenziali iniziative progettuali CER.
La modifica al PNRR del 2023 ha trasformato il sostegno alle Comunità Energetiche Rinnovabili da prestiti a contributi a fondo perduto, con un limite del 40% dei costi ammissibili imposto dalla normativa europea sugli aiuti di Stato. Questo ha evidenziato che, a parità di obiettivi, il fabbisogno reale di risorse era molto più basso rispetto allo stanziamento iniziale“.
Secondo il Dicastero, quindi, le domande presentate risultano coerenti con il nuovo budget, considerando anche la naturale riduzione tra progetti proposti e quelli effettivamente finanziati. Ad oggi l’obiettivo PNRR di nuova capacità da FER (1730 MW) è già stato superato, grazie anche all’ampliamento dei beneficiari ai Comuni fino a 50.000 abitanti.
Bollette più leggere nei prossimi mesi? Una buona notizia dall’andamento del mercato all’ingrosso
Rubrica settimanale Sos Energia, frutto della collaborazione fra Key4biz e SosTariffe. Una guida per il consumatore con la comparazione dei prezzi dell’elettricità, del gas e dell’acqua. Per consultare tutti gli articoli, clicca qui.
Il prezzo all’ingrosso del gas è al minimo da almeno un anno e mezzo. Questa discesa avrà effetti positivi sulle bollette, proprio nel periodo dell’anno di maggior consumo di metano.
La buona notizia è che il risparmio riguarderà anche la bolletta dell’elettricità: a causa del meccanismo di formazione dei prezzi sui mercati energetici italiani, infatti, l’andamento del costo del gas influenza anche quello della luce.
Il calo delle quotazioni del gas può essere apprezzato subito da chi ha un’offerta a prezzo variabile, mentre chi ha un’offerta a prezzo fisso può valutare l’opportunità di cambiare fornitura e beneficiare del miglioramento delle condizioni di mercato.
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Passare a una diversa offerta gas potrebbe essere conveniente per molte famiglie, indipendentemente dal regime in cui si trovano e del tipo di tariffa sottoscritta.
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Il prezzo del gas continua a scendere
Il prezzo a cui viene scambiato il gas sui mercati all’ingrosso è in discesa costante da diversi mesi. Questa tendenza si registra sia sul mercato italiano (nel quale l’indice di riferimento è il PSV, Punto di Scambio Virtuale), sia sul mercato europeo (che prende in considerazione il TTF, il costo del gas che si forma sul mercato di Amsterdam).
Il TTF nei giorni scorsi ha toccato il valore minimo dell’anno, scendendo sotto la soglia dei 30 euro per MWh. Un prezzo così basso non veniva registrato da metà 2024 e, in generale, si tratta di uno dei valori più bassi degli ultimi anni.
Durante l’anno, dopo il picco di febbraio, il mercato del gas ha mostrato un chiaro trend di discesa, con quotazioni costantemente in calo da giugno. Questo andamento è una notizia positiva per i consumatori, soprattutto perché solitamente nei mesi autunnali e invernali il prezzo del gas sale, trainato dall’aumento della domanda.
A influire sull’andamento dei prezzi all’ingrosso del gas è un insieme vario ed eterogeneo di fattori. In parte, la discesa è giustificata dall’andamento delle forze di mercato, in parte dalla disponibilità di gas a livello internazionale. A questi elementi si aggiunge un altro fattore da non sottovalutare, cioè le ipotesi circolanti riguardo a un possibile accordo di pace tra Russia e Ucraina.
Bollette più basse sia per il gas sia per l’elettricità
Il fatto che TTF e PSV siano in discesa da mesi vuol dire che il miglioramento delle condizioni economiche sui mercati energetici non è casuale e momentaneo, ma che è una tendenza che avrà effetti tangibili sulle bollette.
Una materia prima meno costosa si traduce in un risparmio diretto sulle bollette del gas e indiretto su quelle dell’elettricità. In Italia, infatti, il gas viene utilizzato anche per la produzione di energia elettrica e il prezzo del gas incide su quello della luce.
Ciò è dovuto all’adozione del sistema dei prezzi marginali: per determinare il costo dell’elettricità si utilizza il costo della materia prima più cara tra quelle utilizzate per la produzione di energia elettrica, cioè del gas. Come conseguenza, se la materia prima gas costa meno, sarà più economica anche l’energia elettrica.
Il risparmio in bolletta interessa tutti i consumatori, tanto quelli vulnerabili per i quali le tariffe sono determinate dall’ARERA, quanto chi è passato al mercato libero. Le quotazioni all’ingrosso di luce e gas rendono interessanti sia le soluzioni tariffarie a prezzo indicizzato, che si aggiornano mensilmente in base all’andamento dei mercati, sia le offerte a prezzo fisso, che al momento permettono di bloccare al livello minimo dell’anno il costo della materia prima.
Le migliori offerte gas in questi giorni partono da 0,34 €/Smc, circa il 20% in meno rispetto allo stesso periodo dello scorso anno. Questo significa che il mercato offre buone opportunità di risparmio anche per chi ha attivato un’offerta solo pochi mesi fa. Per verificare con precisione quanto si può risparmiare si può fare affidamento su SOStariffe.it. Usando lo strumento gratuito di comparazione si possono mettere a confronto le tariffe gas di più operatori partner e cercare le offerte più convenienti, tenuto conto dei propri consumi e delle proprie preferenze.
Fusione nucleare: da osservatore, l’Italia diventa “full member” nel Comitato direttivo di IFMIF-DONES
L’Italia compie un passo decisivo nella corsa globale alla fusione nucleare. Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha annunciato, infatti, l’ingresso del nostro Paese nello Steering Committee di IFMIF-DONES, l’infrastruttura strategica europea dedicata allo studio dei materiali per i futuri reattori a fusione, attualmente in costruzione a Granada, in Spagna.
Finora il ruolo italiano era limitato all’osservazione. Da oggi, invece, grazie al contributo scientifico di ENEA e INFN, l’Italia siede al tavolo dove si prendono le decisioni chiave del progetto International Fusion Materials Irradiation Facility – Demo Oriented Neutron Source. Un cambio di passo che riconosce il valore della comunità scientifica nazionale e rafforza il peso del Paese nelle strategie energetiche europee.
Perché IFMIF-DONES è cruciale per la fusione
La missione del progetto è altamente tecnologica e consiste nel sottoporre materiali innovativi a un intenso flusso di neutroni per verificarne la resistenza e la compatibilità con i reattori a fusione del futuro. Si tratta di test fondamentali per costruire impianti sicuri, efficienti e in grado di sostenere processi a temperature e sollecitazioni estreme.
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L’infrastruttura avrà inoltre applicazioni complementari in campi come la medicina, la fisica delle particelle e l’industria avanzata, rendendola un polo scientifico di livello mondiale.
“È un passo strategico per il nostro Paese e per l’Europa”, ha commentato il Ministro Pichetto. “La fusione è una delle sfide scientifiche più ambiziose del nostro tempo. Partecipare come Full Member significa investire in conoscenza, innovazione e sicurezza energetica per le prossime generazioni.”
Fusione nucleare: la promessa dell’energia del futuro
La fusione nucleare è considerata il “Santo Graal” dell’energia: pulita, praticamente inesauribile, sicura e priva delle scorie tipiche della fissione. Una tecnologia che, una volta matura, potrebbe rivoluzionare l’intero sistema energetico globale, accelerando la transizione verso un’economia a basse emissioni.
Un ruolo da protagonisti
Con l’ingresso nel board IFMIF-DONES, l’Italia non solo contribuisce alla realizzazione della nuova infrastruttura, ma entra a far parte del gruppo di Paesi che ne orienteranno la roadmap futura. Un passaggio che rafforza la competitività nazionale, valorizza le eccellenze scientifiche di ENEA e INFN e consolida il ruolo dell’Italia nelle grandi imprese europee di ricerca.
Il Ministro Bernini ha dichiarato: “Entrare nello Steering Committee di IFMIF-DONES rafforza la nostra presenza nelle grandi infrastrutture europee di ricerca. Con ENEA e INFN portiamo competenze di altissimo livello in un progetto che può trasformare lo scenario energetico globale.”
Rinnovabili: il Governo trova la quadra con il “Transizione 5.0”. Misure urgenti su aree idonee e crediti d’imposta
Sembra che il Governo abbia finalmente trovato la tanto attesa quadra sul riferimento normativo che andrà a regolare i regimi amministrativi delle fonti di energia rinnovabile.
Un traguardo non da poco, considerando (chi lavora nella filiera sa bene) quanto il provvedimento, nato per perfezionare e consolidare la normativa sulle energie rinnovabili, abbia trovato resistenze e un ampio dissenso nella sua formulazione originaria, con più di un ritorno al mittente.
Un confronto tutt’altro che semplice
Ne è passata di acqua sotto i ponti dalla prima approvazione preliminare ad oggi. Un confronto reso difficoltoso soprattutto dall’assenza di una posizione unitaria tra Regioni, Comuni e ammistrazione centrale. Tra passaggi procedurali, scambi documentali interminabili e diverse riunioni tecniche che hanno visto Regioni ed ANCI tra le principali protagoniste, sono state presentate molte proposte emendative discordanti.
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Il testo finale con le disposizioni integrative e correttive, approvato ieri dal Consiglio dei Ministri, porta quindi i segni di un lavoro di cesello che riprende le considerazioni di Conferenza unificata delleRegioni, Consiglio di Stato, e Commissioni parlamentari.
Non poche le criticità da correggere. In particolare, i temi sollevati riguardavano gli arretramenti nella semplificazione rispetto alla normativa precedente, l’individuazione delle aree idonee alla realizzazione degli impianti, e la mancata attuazione di alcune previsioni della direttiva europea RED III, come l’accesso a strumenti alternativi per la risoluzione delle controversie.
Il nuovo Decreto: cosa prevede
Il nuovo testo del Decreto Transizione 5.0 si muove su due binari, stabilendo sia misure urgenti relative al Piano Transizione 5.0, sia alla produzione di energia da fonti rinnovabili.
La logica di fondo è una: garantire certezza e tempestività, affinché il Paese possa davvero puntare al raggiungimento dei target di potenza rinnovabile previsti dal PNRR. Una novità importante è poi la ripartizione regionale puntuale degli obiettivi al 2030.
Mentre l’articolo 1 si concentra sull’estensione dei termini per le comunicazioni relative ai crediti d’imposta per il Piano Transizione 5.0, definendo anche norme sul divieto di cumulo dei benefici e rafforzando i poteri di vigilanza del GSE, l’articolo 2 affronta l’astioso tema delle aree idonee, punto sul quale si è più volte arenato l’iter legislativo.
Il provvedimento, così come riformulato, introduce modifiche normative per accelerare l’individuazione delle aree idonee per gli impianti a energia rinnovabile, inclusi quelli eolici e fotovoltaici (a terra, su strutture esistenti, o agrivoltaici), e quelli marini, specificando i criteri che le regioni devono seguire.
Cosa cambia (davvero) per le aree idonee
Ma la domanda cruciale che sorge spontanea è: come cambia la regolamentazione delle aree idonee?
La disciplina per l’individuazione e l’utilizzo delle aree idonee destinate agli impianti alimentati da fonti rinnovabili viene ridefinita mediante l’introduzione di disposizioni urgenti, in particolare attraverso la modifica del decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, con l’inserimento degli articoli 11-bis (Aree idonee su terraferma) e 11-ter (Aree idonee a mare).
Tali misure, ritenute di straordinaria necessità e urgenza, sono funzionali al conseguimento degli obiettivi stabiliti dal Piano nazionale di ripresa e resilienza.
La nuova regolamentazione si articola distinguendo tra aree idonee su terraferma e aree idonee a mare e chiarisce le competenze attribuite alle regioni.
Aree idonee su terraferma
L’articolo 11-bis individua una serie di siti che sono automaticamente considerati idonei per l’installazione di impianti da fonti rinnovabili.
Tra quelle che vengono definite “aree idonee generali” vi sono:
siti con impianti esistenti: aree in cui sono già presenti impianti della stessa fonte, oggetto di interventi di rifacimento, potenziamento o ricostruzione integrale, purché l’area occupata non aumenti oltre il 20% (divieto di aumento per gli impianti fotovoltaici a terra in aree agricole).
siti degradati e infrastrutturali, tra cui:
aree oggetto di bonifica (d.lgs. 152/2006);
cave e miniere cessate, non recuperate, abbandonate o degradate;
discariche chiuse o ripristinate;
aree nella disponibilità del Gruppo FS e dei gestori ferroviari, nonché delle concessionarie autostradali (che le assegnano mediante procedure a evidenza pubblica);
aree e impianti ubicati all’interno dei sedimi aeroportuali, previa verifica ENAC;
beni del demanio militare o in uso ai Ministeri della difesa, dell’interno, della giustizia e agli uffici giudiziari;
immobili dello Stato non inseriti in programmi di valorizzazione o dismissione, individuati dall’Agenzia del demanio.
Le cosiddette “aree idonee per impianti fotovoltaici (PV)” invece comprendono:
aree interne ad impianti industriali soggetti ad AIA e le aree agricole entro 350 m dagli stessi;
aree adiacenti alla rete autostradale entro 300 m;
edifici, strutture edificate e relative pertinenze;
aree industriali, direzionali, artigianali, commerciali e logistiche;
coperture dei parcheggi;
invasi idrici e laghi di cave o miniere dismesse;
impianti e aree di pertinenza del servizio idrico integrato.
Il fotovoltaico a terra in aree agricoleè consentito solo nelle aree specificamente idonee (rifacimenti senza incremento dell’area, cave/discariche, aree adiacenti ad autostrade o a impianti industriali). Sono, poi, sempre ammessi:
progetti finalizzati a Comunità Energetiche Rinnovabili (CER);
interventi finanziati dal PNRR/PNC o necessari al raggiungimento degli obiettivi PNRR.
Gli impianti agrivoltaici restano sempre consentiti, purché rispettino la continuità delle attività agricole e prevedano moduli elevati da terra.
Aree idonee a mare (Art. 11-ter)
Per quanto concerne il dominio marino, continuano ad essere idonee le aree individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo. Tuttavia, sono considerate idonee anche:
le piattaforme petrolifere in disuso e le aree poste entro 2 miglia nautiche da esse;
i porti, per impianti eolici fino a 100 MW, previo adeguamento del piano regolatore portuale.
Inoltre, il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica si riserva di adottare un vademecum con indicazioni e adempimenti per l’autorizzazione unica degli impianti off-shore.
