From Permitted MW to Operating MW

In Italia non abbiamo un problema di progetti. Abbiamo un problema molto più concreto: trasformare i progetti in infrastrutture operative.

Lo vedo ogni volta che il programma incontra il cantiere. Fino a quel momento un progetto può essere raccontato attraverso potenza, investimento, autorizzazioni e date previste. Poi arrivano la rete, le interfacce, gli approvvigionamenti, le opere civili, le imprese, la sicurezza, le varianti, i collaudi. Ed è lì che si misura la distanza tra un MW sulla carta e un MW realmente disponibile.

Per questo credo che nei prossimi anni dovremo cambiare una delle metriche con cui raccontiamo la transizione energetica. Continuare a sommare GW annunciati, richiesti o autorizzati non basta. La domanda più utile è un’altra: quanti di quei MW arrivano davvero in esercizio, e in quanto tempo?

La pipeline italiana è enorme. Ed è proprio questo il punto.

A fine 2025, Terna registrava 328.977 MW di richieste di connessione per nuovi impianti rinnovabili con STMG accettata, distribuite su 5.921 pratiche. Non significa che 329 GW verranno costruiti. Significa che la pipeline potenziale è enormemente superiore alla capacità che il sistema deve effettivamente assorbire e realizzare.

Il dato diventa ancora più interessante se lo confrontiamo con ciò che è già operativo. Nel Rapporto Adeguatezza Italia 2025, Terna indica a fine 2025 circa 57 GW di eolico e solare installati, di cui 43,5 GW solari e 13,6 GW eolici. Nello stesso anno sono entrati circa 7,1 GW di nuova capacità eolica e solare.

Il PNIEC richiede un ordine di grandezza molto diverso: Terna indica per il 2030 circa 107 GW di capacità solare ed eolica. Non è quindi la mancanza di iniziative a preoccuparmi. La pipeline esiste. Il vero problema è la velocità e la qualità con cui una parte sufficiente di quella pipeline riesce ad attraversare tutte le fasi successive.

Fonte: Terna — richieste di connessione FER, dati al 31 dicembre 2025
Fonte: Terna — Rapporto Adeguatezza Italia 2025

La transizione non si completa quando un MW viene annunciato. Non si completa nemmeno quando viene autorizzato. Si completa quando quel MW può essere utilizzato dal sistema.

Tra permitting e commissioning c’è un pezzo di realtà che sottovalutiamo

Nel dibattito pubblico tendiamo a separare le fasi. Prima il permitting. Poi la connessione. Poi la costruzione. Poi l’esercizio. In un progetto reale, invece, queste fasi si condizionano continuamente.

Un’autorizzazione ottenuta in tempo non recupera automaticamente un trasformatore con lead time incompatibile con il programma. Una soluzione di connessione non costruisce una stazione elettrica. Un contratto EPC non elimina le interferenze. Un cronoprogramma approvato non garantisce che progettazione esecutiva, procurement e opere civili siano davvero sincronizzati.

È qui che nasce quello che chiamo execution gap: la distanza tra la capacità teoricamente disponibile nella pipeline e la capacità che il sistema riesce realmente a portare all’energizzazione e al commissioning.

1. La rete non è un allegato del progetto

Per anni abbiamo parlato della rete come se dovesse semplicemente seguire la crescita della generazione. Oggi questo approccio non regge più. La rete è parte del progetto industriale.

Il Piano di Sviluppo 2025 di Terna prevede oltre 23 miliardi di euro di investimenti nel decennio 2025-2034. Nello stesso scenario, rispetto al 2023, il sistema deve integrare oltre 65 GW aggiuntivi di capacità rinnovabile al 2030. E non c’è soltanto la generazione: a dicembre 2024 le richieste di connessione dei data center ammontavano già a circa 30 GW.

Fonte: Terna — Piano di Sviluppo 2025

2. Anche gli accumuli mostrano la differenza tra pipeline e realtà

Nel Piano di Sviluppo 2025, Terna riportava al 31 dicembre 2024 circa 253 GW di richieste di connessione per sistemi di accumulo stand-alone e altri 24 GW per accumuli associati a impianti di generazione. Ma dentro quei 277 GW gli stati di maturità erano completamente diversi.

Per gli accumuli stand-alone, 107,04 GW avevano una STMG accettata, 37,79 GW erano in progettazione, 11,57 GW avevano progetti con nulla osta e appena 2,68 GW risultavano nella fase STMD/contratto. Per gli accumuli integrati, la fase STMD/contratto valeva 0,28 GW. Ogni MW ha un grado di maturità diverso.

Fonte: Terna — Programmazione territoriale e interventi di connessione, Piano di Sviluppo 2025

Per distinguere la tecnologia dal business case: guida al funzionamento dei BESS e analisi di costi, ricavi e rischio di ritardo.

3. Il procurement è diventato parte del critical path

Trasformatori, apparecchiature AT/MT, sistemi di protezione, componentistica, strutture, cavi e forniture specialistiche possono determinare la data reale del progetto più di una milestone scritta mesi prima. Se il procurement non viene letto insieme a engineering e construction, il ritardo viene scoperto quando è già troppo costoso recuperarlo.

Il critical path non può essere soltanto quello del Gantt. Esiste anche un critical supply path. E i due devono essere governati insieme.

4. Construction capacity: i GW non si costruiscono da soli

La crescita prevista richiede progettisti, direttori lavori, project manager, HSE, capi cantiere, imprese civili, montatori, tecnici elettrici, collaudatori, mezzi, logistica e una supply chain capace di lavorare contemporaneamente su molti progetti. Non è solo un problema di risorse umane: è un limite alla capacità produttiva del sistema.

5. L’HSE non è separato dall’execution

Un’attività pianificata male genera sovrapposizioni. Una consegna in ritardo comprime le lavorazioni. Una variante non governata modifica accessi e interferenze. Un recovery plan aggressivo aumenta contemporaneità e pressione sulle squadre.

Per questo considero l’HSE un indicatore della maturità dell’execution. La sicurezza rende visibili i punti in cui il progetto sta iniziando a perdere controllo.

6. Il commissioning dovrebbe entrare nel progetto molto prima

Se requisiti di test, documentazione, punch list, interfacce con il gestore di rete, disponibilità delle squadre e sequenze di energizzazione vengono affrontati tardi, la fine lavori non coincide con la disponibilità dell’asset. Un’infrastruttura fisicamente costruita ma non energizzata non produce il risultato per cui è stata finanziata.

PT Energy Execution Gap v1.0

Da questa osservazione nasce una prima metodologia. Non è un indice statistico ufficiale e non pretende di trasformare dati eterogenei in un numero artificiosamente preciso. È un framework di maturità e conversione pensato per rendere confrontabili le fasi che separano la pipeline dalla capacità operativa.

Requested MW — capacità richiesta.
Grid-defined MW — capacità con percorso di connessione definito.
Permitted MW — capacità autorizzata.
Ready-to-build MW — capacità con condizioni concrete per l’avvio.
Under-construction MW — capacità effettivamente in realizzazione.
Operating MW — capacità energizzata, commissionata e utilizzabile.

Per ogni passaggio vanno misurate almeno tre cose: MW presenti nello stadio, quota che raggiunge lo stadio successivo e tempo di attraversamento. Dove le fonti non consentono di seguire la stessa coorte di progetti, il rapporto tra aggregati non deve essere presentato come tasso di conversione.

Metriche replicabili

Stage stock (MW): capacità osservata in ciascuno stadio a una data definita.
Stage transition time: tempo mediano tra ingresso nello stadio A e ingresso nello stadio B, quando sono disponibili dati progetto-per-progetto.
Cohort conversion rate: MW della stessa coorte che raggiungono lo stadio B / MW della coorte entrata nello stadio A.
Operating delivery: MW entrati realmente in esercizio nel periodo osservato.

La regola metodologica è semplice: mai dividere stock provenienti da universi, date o perimetri diversi e chiamare il risultato “conversione”.

Limiti dichiarati della v1.0

Le fonti pubbliche non espongono sempre identificativi coerenti per seguire lo stesso progetto attraverso tutti gli stadi.
FER, BESS, trasmissione e distribuzione hanno processi e granularità differenti e non vanno fusi senza normalizzazione.
Una richiesta di connessione non equivale a capacità finanziata o costruibile.
I dati aggregati fotografano uno stock; non descrivono automaticamente il flusso della stessa coorte nel tempo.
La v1.0 è quindi un framework replicabile; un indice quantitativo sintetico richiede un dataset longitudinale verificato.

PT Energy Execution Gap v1.0 è il Core Framework della sezione Resources →

Un numero che dovrebbe interessarci di più

Nel 2024, secondo ARERA, sono stati accettati oltre 245.000 preventivi di connessione sulle reti di distribuzione per una potenza complessiva di 8,3 GW. Nello stesso anno sono state realizzate più di 185.000 connessioni relative alle richieste pervenute nel 2024, per oltre 1,9 GW.

Non metto questi due numeri in rapporto diretto. Descrivono insiemi e fasi diverse e sarebbe metodologicamente scorretto trasformarli in un tasso di conversione. Servono invece a mostrare perché domanda di connessione, preventivo accettato, realizzazione e attivazione devono restare metriche distinte.

Fonte: ARERA — Relazione Annuale 2025, mercato elettrico e connessioni

Il prossimo KPI della transizione dovrebbe essere il tempo

Due progetti da 200 MW possono avere lo stesso valore nominale e un valore industriale completamente diverso. Se uno arriva al commissioning nel 2028 e l’altro nel 2032, quei 200 MW non sono equivalenti per l’investitore, per la rete, per il territorio e per il sistema industriale che li aspetta.

Il vantaggio competitivo non sarà quindi soltanto avere energia a basso costo. Sarà poter dire con credibilità: questa potenza sarà disponibile qui, con questa infrastruttura e in questa data.