Perché il futuro dell’energia non è più una opinione

«…Nelle ore di piena luce il fotovoltaico porta il prezzo medio dell’energia elettrica vicino allo zero, poi entra in gioco il gas e il costo si impenna…». Così scrive Federico Fubini in un articolo pubblicato sul Corriere della Sera l’11 aprile 2026. Prendiamo spunto da quella riflessione per approfondire alcuni aspetti utili a interpretare le possibili evoluzioni del sistema elettrico nel contesto della transizione energeticaNel suo articolo il giornalista riporta il diagramma del PUN del 6 aprile 2026, ricavato dai dati del GME (Gestore dei Mercati Energetici), mostrandoci come la crescente produzione fotovoltaica riduca il prezzo dell’energia fino a valori prossimi allo zero nelle ore centrali della giornata.

Ma che cos’è il PUN? Il Prezzo Unico Nazionale è il riferimento del mercato elettrico all’ingrosso in Italia e rappresenta il prezzo della sola materia prima energia elettrica. Al costo finale della bolletta si aggiungono infatti il margine del fornitore, le perdite di rete, i costi di trasporto e gestione, gli oneri di sistema – che comprendono, tra l’altro, gli incentivi alle fonti rinnovabili (scheda 1), le agevolazioni alle imprese energivore (scheda 2), il bonus sociale e lo smantellamento delle centrali nucleari – oltre alle imposte.

Il PUN è, in sostanza, il prezzo di partenza al quale l’elettricità viene scambiata tra produttori e fornitori, prima di essere distribuita in rete.  Varia di ora in ora in funzione dell’ultima centrale necessaria a soddisfare la domanda. Se bastano sole, vento e idroelettrico il prezzo scende; quando invece occorre ricorrere alle centrali a gas, sale rapidamente.

Poiché gli incentivi storici alle rinnovabili sono destinati a ridursi progressivamente, grazie al calo dei costi di investimento degli impianti (scheda 1) e al costo nullo del “combustibile” di sole e vento, il PUN rappresenta probabilmente l’indicatore più significativo per comprendere la direzione che il sistema energetico sta prendendo. Se l’energia viene prodotta senza combustibili, il suo costo marginale tende infatti a ridursi drasticamente. Assumeranno invece crescente importanza gli investimenti in reti, accumuli, sistemi di stabilizzazione e infrastrutture di distribuzione, che si rifletteranno per anni sugli oneri di sistema, pur riducendosi progressivamente nel lungo periodo.

Il diagramma mostra come la transizione energetica poggi ormai su solide basi economiche. La diminuzione del prezzo dell’energia nelle ore di maggiore produzione fotovoltaica evidenzia come le rinnovabili siano oggi le fonti più convenienti disponibili. A questo vantaggio si aggiungono motivazioni strategiche legate alla progressiva scarsità dei combustibili fossili e alla dipendenza geopolitica dai Paesi produttori, che rendono la transizione energetica non solo una scelta ambientale, ma anche industriale e di sicurezza.

La sfida è quindi aumentare il numero di ore in cui il PUN si avvicina allo zero, favorendo la diffusione delle fonti rinnovabili. La questione è però meno semplice di quanto sembri: sole e vento producono energia a costi molto bassi, ma non possono essere accesi o spenti a comando. La stabilità del sistema richiede quindi una quota di fonti programmabili (scheda 3), sistemi di accumulo e una gestione sempre più sofisticata della rete; aspetti che analizzeremo nel seguito e che rendono interessante anche il possibile ritorno di una limitata quota di produzione nucleare.

La rete elettrica deve restare continuamente in equilibrio: in ogni istante l’energia prodotta deve uguagliare quella consumata. Se improvvisamente cala il vento, una perturbazione riduce la produzione rinnovabile o il sole tramonta, la rete può andare incontro a squilibri di frequenza e tensione che, senza adeguati sistemi di compensazione, possono portare fino ai blackout. La caduta della rete elettrica nella Penisola Iberica nell’aprile 2025 ha mostrato come produrre energia non basti: occorre garantire stabilità, inerzia del sistema, controllo della tensione e capacità di compensazione. Non a caso la normativa europea fissa un valore massimo di LOLE (Loss of Load Expectation) pari a tre ore l’anno, cioè un rischio teorico di insufficiente copertura della domanda limitato a poche ore annue nelle condizioni più sfavorevoli

Per analizzare come dovrà evolvere la rete elettrica fino al 2050 faremo riferimento al documento pubblicato da Terna nel 2025, Prospettive di sviluppo del sistema energetico 2050 – Copertura della domanda elettrica, che descrive gli sviluppi necessari per conseguire gli obiettivi del PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima).

Per comprendere questa evoluzione è però necessario partire dal quadro energetico complessivo, nel quale l’elettricità è destinata ad assumere un ruolo sempre più importante.

L’Italia ha consumato nel 2023 complessivamente circa 1647 TWh all’anno (144 Mtep), di cui 306 TWh sotto forma di energia elettrica, pari a circa il 20% dei consumi energetici complessivi; la restante parte è stata utilizzata principalmente sotto forma di combustibili per trasporti, industria e riscaldamento, mentre una quota significativa è andata persa per la bassa efficienza della produzione termoelettrica.”

Il consumo energetico nazionale complessivo (i citati 144 Mtep) è previsto rimanere sostanzialmente stabile anche nel 2050, grazie ai progressi nell’efficienza energetica che compenseranno la crescita della domanda legata allo sviluppo economico e all’elettrificazione dei consumi. Il PNIEC prevede però un forte aumento del ruolo dell’elettricità, che dovrebbe raggiungere un consumo compreso tra 551 TWh e 583 TWh l’anno. Come si vede, si parla di un raddoppio dei consumi elettrici, alimentati in massima parte da fonti rinnovabili; l’elettricità arriverà così a rappresentare tra il 40% e il 50 % dei consumi energetici nazionali. La restante quota sarà coperta da altri vettori energetici, come biomasse, biocombustibili, e-fuel e una limitata quota residua di combustibili fossili destinati principalmente ai settori più difficili da elettrificare.

Attenzione però. Quando si afferma che la produzione elettrica da fonti rinnovabili (FER) dovrà passare dall’attuale 40% a valori prossimi al 90% dell’intero comparto elettrico, occorre ricordare che gli impianti rinnovabili dovranno crescere non solo per sostituire l’attuale produzione termoelettrica, ma anche per alimentare un sistema elettrico molto più esteso nel quale l’elettricità arriverà a rappresentare tra il 40% e il 50% dei consumi totali nazionali.

Ad oggi la potenza installata è circa il doppio della potenza che si registra nei giorni di massima richiesta (picco), poiché una parte degli impianti non è sempre disponibile e il sistema deve mantenere adeguati margini di sicurezza per garantire la continuità della fornitura elettrica. Domani, con molte più fonti non programmabili e non sempre prevedibili, il rapporto salirà a circa tre (330 GW installati contro circa 110 GW di picco) per tenere conto della loro ridotta disponibilità nei momenti di massimo fabbisogno.

Terna 2025 – “Prospettive di sviluppo del sistema energetico 2050 – Copertura della domanda elettrica”

In figura si vede come, per avere disponibili i 115 GW necessari a coprire il picco di richiesta, si debbano installare impianti per 330 GW; questo per ottenere una capacità probabilmente disponibile (CDP) adeguata a coprire il fabbisogno anche nei momenti più critici. È estremamente importante notare come, con 180 GW di solare installato, se ne abbiano probabilmente disponibili circa 32 GW, con 66 GW di eolico e circa 17 GW, mentre con le fonti programmabili (termoelettrico e/o nucleare) la potenza disponibile rimanga quasi uguale a quella installata. Ne consegue che, pur rappresentando quasi l’80% della potenza installata, le fonti rinnovabili non programmabili contribuiscono a meno della metà della capacità probabilmente disponibile del sistema.

Per garantire continuità e affidabilità del servizio, oltre all’idroelettrico e ai pompaggi, occorrono sistemi di accumulo come le batterie elettrochimiche, che immagazzinano l’energia prodotta in eccesso dalle rinnovabili e la restituiscono quando la produzione non è sufficiente. Nello scenario analizzato da Terna sarebbero necessari ben 36 GW di batterie, pari a circa il 10% della potenza installata, con una disponibilità probabile di 29 GW, cioè circa un quarto del picco di domanda previsto (115 GW); oggi le batterie installate ammontano a circa 6,8 GW.

Per ragioni di affidabilità, batterie e sistemi di accumulo saranno quindi una componente indispensabile di un sistema elettrico imperniato sulle fonti rinnovabili; un sistema che, in sostanziale coerenza con il PNIEC, vedrebbe circa l’80% della potenza installata costituita da fonti rinnovabili, il 10% da accumuli elettrochimici e una quota analoga da fonti programmabili.

Ma quanto costa un sistema elettrico così concepito e con quali criteri Terna ha individuato questo mix di generazione? La risposta emerge dal diagramma successivo, che mostra come il costo del sistema cresca in modo relativamente contenuto fino a quote elevate di rinnovabili. Quando però si tenta di coprire quasi interamente il fabbisogno con sole fonti rinnovabili, il costo marginale aumenta rapidamente a causa della crescita degli accumuli e dell’energia che deve essere inevitabilmente scartata.

Terna 2025 – “Prospettive di sviluppo del sistema energetico 2050 – Copertura della domanda elettrica”

La linea nera rappresenta il costo marginale per integrare 1 MWh aggiuntivo di energia rinnovabile (€/MWh) al crescere della copertura FER teorica del sistema. Sull’asse delle ordinate sono riportati, a solo scopo di confronto, i costi dell’eolico e del solare “senza integrazioni” e le stime minima e massima del costo del nucleare (rispettivamente del NREL e dell’IEA). È interessante osservare che, per quote di copertura rinnovabile dell’ordine dell’80%, il costo marginale del sistema rimane confrontabile con le stime più ottimistiche dell’LCOE (costo) del nucleare riportate nella stessa figura, risultando invece nettamente inferiore alle ipotesi più costose.

Lo stesso diagramma mostra inoltre come, al crescere della quota di rinnovabili, aumenti anche il curtailment, ossia l’energia rinnovabile che deve essere deliberatamente tagliata perché prodotta in eccesso rispetto alla domanda; anche questo contribuisce ai costi di integrazione.

Occorre osservare che il beneficio degli accumuli incontra un limite economico: oltre una certa soglia, l’aggiunta di ulteriori batterie riduce sempre meno il curtailment, mentre aumenta solo di poco l’integrabilità delle rinnovabili. Per questo Terna stima una capacità ottimale di accumulo elettrochimico compresa tra 196 e 216 GWh, rispettivamente negli scenari con una quota di nucleare tra le fonti programmabili oppure con il solo utilizzo di centrali fossili dotate di cattura della CO₂.

Finito questo excursus sulle logiche di sviluppo della rete elettrica nazionale da qui al 2050, possiamo comprendere meglio come la scelta del corretto mix tra rinnovabili, accumuli e fonti programmabili non sia il frutto di posizioni ideologiche, ma la conseguenza di valutazioni tecniche ed economiche. Un sistema basato esclusivamente sulle rinnovabili è teoricamente possibile, ma comporta costi di integrazione rapidamente crescenti; appare invece ragionevole puntare a una rete con circa l’80% di fonti rinnovabili, il 10% di accumuli elettrochimici e una quota analoga di fonti programmabili, alimentate da centrali fossili con cattura e stoccaggio della CO₂ (CCS) oppure, qualora se ne decidesse il rilancio, da impianti nucleari.

Le analisi di Terna mostrano che un sistema fortemente basato sulle rinnovabili è tecnicamente realizzabile e individuano le condizioni necessarie per garantirne affidabilità e sostenibilità economica. Restano tuttavia aperti altri temi, non affrontati in dettaglio nel documento, tra cui il rilevante impatto territoriale per l’installazione della capacità rinnovabile prevista al 2050. Va inoltre ricordato che potrebbero essere ipotizzati scenari alternativi con una maggiore presenza di fonti programmabili; tali configurazioni, tuttavia, esulano dallo studio di Terna, che assume come riferimento gli indirizzi del PNIEC.

SCHEDA 1

Gli incentivi alle rinnovabili presenti oggi nelle bollette elettriche riflettono in larga parte il costo storico dell’avvio della transizione energetica. I principali incentivi alle fonti rinnovabili derivano infatti dai “Conti Energia”, programmi introdotti tra il 2005 e il 2012 quando il fotovoltaico aveva costi molto elevati e non sarebbe stato competitivo senza sostegno pubblico. Gli impianti ammessi a quei programmi continuano a ricevere incentivi per circa vent’anni dalla loro entrata in funzione, ma i nuovi impianti non possono più accedere a quei regimi particolarmente generosi.

Oggi le rinnovabili hanno costi molto più bassi rispetto al passato e sempre più spesso riescono a sostenersi direttamente sul mercato elettrico, pur restando presenti forme di supporto pubblico più limitate e assegnate attraverso meccanismi competitivi. Per questo motivo gli oneri legati agli incentivi storici sono destinati progressivamente a ridursi con la scadenza dei vecchi contratti, fino a rendere questa componente sempre più marginale rispetto ai costi complessivi del sistema elettrico.

SCHEDA 2

Le imprese “energivore” sono aziende che consumano grandi quantità di energia elettrica, come acciaierie, industrie chimiche, cartiere, cementifici e metallurgia; l’energia rappresenta per queste attività una parte molto importante dei costi di produzione. Prezzi troppo elevati rischierebbero di rendere le imprese italiane meno competitive rispetto a quelle di altri Paesi e per tali ragioni sono previste per esse riduzioni di alcune componenti della bolletta elettrica; il minor contributo versato dalle imprese energivore viene compensato dal sistema generale delle bollette elettriche tramite il meccanismo degli oneri di sistema.
Tali agevolazioni sono state introdotte progressivamente negli anni successivi alla liberalizzazione del mercato elettrico e sono state più volte modificate per adeguarsi alle regole europee sugli aiuti di Stato.Fine modulo

SCHEDA 3

Le fonti programmabili sono impianti che possono produrre energia quando il gestore della rete lo richiede. A differenza di sole e vento, non dipendono direttamente dalle condizioni meteorologiche. Oggi questa funzione è svolta soprattutto dalle centrali a gas; in futuro potrebbe essere affidata anche a centrali a gas con cattura della CO₂ (CCS) o, se realizzato, al nucleare.

È importante distinguere tra fonti programmabili e accumuli. Le prime producono nuova energia; gli accumuli, invece, immagazzinano energia già prodotta e la restituiscono quando serve.

Le batterie elettrochimiche sono le più rapide: possono intervenire in frazioni di secondo o pochi secondi e sono quindi molto utili per stabilizzare frequenza e tensione della rete. Possono inoltre spostare energia nell’arco di alcune ore, ad esempio dal giorno alla sera.

Gli impianti idroelettrici di pompaggio rispondono in pochi minuti e sono adatti a coprire variazioni giornaliere della domanda, picchi serali e spostamenti di energia tra ore di surplus e ore di deficit.

Le centrali a gas, se già in marcia, possono variare la produzione in tempi relativamente brevi e restano oggi la principale risorsa per coprire periodi di alcune ore o alcuni giorni in cui sole e vento non bastano. Se invece sono completamente spente, l’avviamento richiede tempi più lunghi.

Il nucleare è una fonte programmabile perché la sua produzione è controllabile, ma è pensato soprattutto per fornire energia continua. Può modulare gradualmente la potenza, ma non è lo strumento più adatto per compensare variazioni improvvise della produzione rinnovabile.

Per affrontare squilibri che si protraggono per molti giorni o settimane potrebbero rendersi necessari sistemi di accumulo di lunga durata, nei quali l’energia elettrica in eccesso viene trasformata in idrogeno, metano sintetico o calore, immagazzinata e successivamente riconvertita in elettricità quando necessario. Si tratta di tecnologie ancora in fase di sviluppo, ma che potrebbero affiancare batterie e pompaggi in un sistema elettrico fortemente basato sulle fonti rinnovabili.