2026-03-13
Energia, Borchia: «Nucleare e rinnovabili non bastano per soddisfare le manifatture europee»
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Lo ha detto il capo delegazione della Lega al Parlamento europeo Paolo Borchia in un'intervista a margine della plenaria di Strasburgo.
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2026-03-07
Rete elettrica e rinnovabili: le leve per la sicurezza e la competitività dell’Italia
Giuseppina Di Foggia (Imagoeconomica)
Studio Teha-Terna sul ruolo dell’infrastruttura di trasmissione: l’espansione di eolico e fotovoltaico, con nuovi investimenti, rafforza l’indipendenza energetica e riduce i costi.
La rete di trasmissione elettrica si conferma una delle infrastrutture strategiche per il futuro energetico ed economico dell’Italia. In un contesto caratterizzato dalla crescita delle fonti rinnovabili e dalla necessità di rafforzare sicurezza e autonomia energetica, il sistema elettrico nazionale è chiamato a evolversi per integrare in modo efficiente nuova produzione da solare ed eolico e sistemi di accumulo. È questo il quadro che emerge dallo studio “Sicurezza e indipendenza energetica: la rete di trasmissione come leva per la competitività dell’Italia”, promosso da Teha Group in collaborazione con Terna e presentato a Roma, che analizza l’evoluzione del mix energetico e gli effetti economici degli investimenti nella rete.
«Il sistema elettrico italiano sta evolvendo nel percorso di transizione energetica: nel 2025 le rinnovabili hanno raggiunto circa il 50% della produzione nazionale, rappresentando la principale leva per l’indipendenza energetica del Paese e, a tendere, per il contenimento del prezzo dell’energia», ha dichiarato Giuseppina Di Foggia, AD e DG di Terna. «In questo quadro, si distingue il ruolo della rete di trasmissione perché genera valore duraturo ed effetti sul territorio. Nel lungo termine, è opportuno garantire un mix equilibrato fra energia eolica e solare, integrato con una percentuale adeguata di generazione programmabile a basse emissioni. Terna affronta sfide sempre più complesse, dando il proprio contributo al progresso del Paese».
Nel panorama europeo, nel 2025 solare ed eolico hanno raggiunto complessivamente il 30% della generazione elettrica, superando per la prima volta i combustibili fossili. Se si considerano tutte le fonti rinnovabili, il contributo alla produzione elettrica complessiva arriva a circa la metà del totale. Anche in Italia il trend è analogo: negli ultimi vent’anni la quota di generazione rinnovabile è quasi triplicata, mentre la produzione termoelettrica si è ridotta di oltre il 40%. Nel 2025 la potenza efficiente lorda installata ha raggiunto quasi 82 gigawatt, con una crescita del 44,3% rispetto al 2020, mentre oltre 22 gigawatt di nuova capacità rinnovabile risultano già contrattualizzati e destinati a entrare in esercizio nei prossimi anni.
La crescita delle rinnovabili contribuisce in modo significativo alla sicurezza energetica del Paese. Tra il 2010 e il 2024 la dipendenza energetica italiana si è ridotta di circa nove punti percentuali. Nonostante questo progresso, il sistema elettrico resta ancora esposto alla volatilità dei prezzi del gas naturale, che nel 2024 ha continuato a determinare il prezzo dell’energia elettrica per oltre il 60% delle ore. In questo contesto, lo sviluppo e il potenziamento della rete di trasmissione assumono un ruolo decisivo per integrare la nuova produzione rinnovabile e rendere il sistema più resiliente.
La rete elettrica, infatti, non rappresenta soltanto un’infrastruttura tecnica, ma un fattore abilitante della trasformazione energetica. La sua evoluzione consente di collegare nuovi impianti rinnovabili, migliorare gli scambi di energia tra aree diverse del Paese e rafforzare le interconnessioni con l’estero, contribuendo al tempo stesso a contenere i costi dell’energia e a garantire stabilità al sistema. Secondo lo studio, ogni euro investito nella rete di trasmissione genera un impatto pari a 2,98 euro sul valore della produzione e 1,31 euro sul prodotto interno lordo.
Nel complesso, gli investimenti previsti dal piano industriale di Terna nel quinquennio produrranno circa 35 miliardi di euro di valore della produzione e 16,2 miliardi di euro di prodotto interno lordo, favorendo inoltre la creazione di quasi 40 mila occupati medi annui.
Il sistema elettrico italiano si distingue già oggi per livelli elevati di efficienza e qualità del servizio, oltre che per costi di trasmissione tra i più competitivi in Europa. Nel 2024 il costo della trasmissione è stato pari a 11,2 euro per megawattora, inferiore a quello registrato in Francia, Spagna e alla media europea. Questo risultato è legato anche all’efficienza nella pianificazione degli investimenti necessari a integrare nuova capacità rinnovabile, con un costo unitario per gigawatt significativamente più basso rispetto ai principali Paesi europei.
L’evoluzione verso un sistema elettrico con una quota sempre più elevata di rinnovabili introduce però nuove complessità operative.
La generazione da solare ed eolico è per natura variabile e richiede strumenti adeguati per garantire la stabilità della rete, in particolare nella regolazione di frequenza e tensione. Per affrontare queste sfide sono necessari investimenti in infrastrutture, tecnologie digitali, competenze e risorse umane, oltre allo sviluppo di sistemi di accumulo e di soluzioni di flessibilità.
In questa prospettiva, il Piano di Sviluppo decennale della rete elettrica nazionale prevede investimenti complessivi per 23 miliardi di euro entro il 2034. Gli interventi consentiranno di aumentare la capacità di scambio di energia di circa 15 gigawatt e di potenziare ulteriormente le interconnessioni internazionali, rafforzando il ruolo dell’Italia nel mercato energetico europeo.
Nel breve e medio termine, quindi, le fonti rinnovabili rappresentano uno strumento fondamentale per migliorare la sicurezza energetica e contenere il costo dell’energia. Guardando invece al medio-lungo periodo, tra il 2040 e il 2050, lo studio sottolinea l’importanza di mantenere un mix equilibrato tra energia solare ed eolica e di affiancare alle rinnovabili una quota limitata di tecnologie programmabili a basse emissioni, stimata tra il 10 e il 15% della generazione. Una combinazione di questo tipo permetterebbe di garantire al tempo stesso sostenibilità economica, sicurezza del sistema elettrico e stabilità della fornitura energetica, consolidando il ruolo della rete di trasmissione come leva fondamentale per la competitività del Paese.
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(IStock)
Gli operatori di rinnovabili non apprezzano la bozza del decreto atteso domani in cdm. Il rimborso della quota Ets ai termoelettrici abbasserà il prezzo all’ingrosso ma rischia di abbattere i margini di idroelettrico e fotovoltaico, con effetti negativi sugli investimenti.
L’atteso decreto bollette dovrebbe arrivare domani in Consiglio dei ministri, ma le ultime bozze circolate non piacciono alla Borsa e a molti produttori di energia elettrica. Il decreto prevede diversi punti, tra cui un contributo a copertura del costo di acquisto dell’energia elettrica per famiglie con Isee inferiore a 25.000 euro e un meccanismo per agevolare la stipula di contratti di lungo termine tra produttori da fonti di energia rinnovabile e imprese consumatrici.
Ma la norma che fa più discutere è quella contenuta nell’articolo 5 della bozza sul tavolo degli operatori. Al comma 1 è previsto che i produttori che utilizzano il gas per produrre energia elettrica siano rimborsati per alcuni corrispettivi oggi compresi nelle tariffe di trasporto del gas. Al comma 2 si prevede che ai produttori termoelettrici vengano rimborsati anche i costi sostenuti per adempiere al sistema Ets, cioè il pagamento dei permessi di emissione di CO2. Tali costi sarebbero rimborsati ai produttori termoelettrici applicando un nuovo onere nella bolletta dei clienti finali. In pratica, con questo meccanismo si tolgono i costi del sistema Ets dal prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso, spalmandoli a valle su una platea più ampia di soggetti, con il risultato atteso di un abbassamento generalizzato delle bollette. La norma avrebbe effetto per un periodo di tempo limitato, da definire.
Le anticipazioni sui contenuti del decreto però hanno avuto un effetto negativo a Piazza Affari, dove alcune aziende produttrici sono quotate. Enel ha perso ieri l’1,49%, mentre A2a l’1,74% ed Erg lo 0,46%.
Il perché è presto detto. In astratto, il meccanismo può portare a un effettivo abbassamento del prezzo dell’energia elettrica all’ingrosso, perché i produttori di energia termoelettrica non sosterrebbero più i costi diretti del sistema Ets, dunque offrirebbero la loro energia ad un prezzo marginale più basso (in teoria). Per un produttore da fonte rinnovabile però questo abbassamento di prezzo si traduce in un abbassamento dei margini di profitto, perché essi non sostengono i costi dell’Ets. Oggi, il sistema degli oneri per la CO2 è un costo per i produttori termoelettrici, ma è un margine puro per i produttori da fonte rinnovabile, quando sono gli impianti a gas a fissare il prezzo marginale nel mercato giornaliero. Con i prezzi attuali dei permessi di emissione, circa 70 €/tonnellata, si tratta di circa 25-30 €/MWh di mancato margine per i produttori da rinnovabile. Così si spiega il calo in Borsa dei tre maggiori produttori da fonte rinnovabile in Italia, Enel, Erg e A2a appunto.
Al di là degli impatti sulle singole aziende, vi sono però alcuni dubbi dal punto di vista della praticabilità e delle effettive conseguenze di questa norma.
Quanto alla praticabilità, il decreto equivale a una sospensione delle regole europee sull’Ets, applicata solo a una parte degli obbligati, i termoelettrici, mentre tutti gli altri (chi utilizza il gas per il calore, o i cogeneratori) dovrebbero continuare a sostenerne i costi. L’Unione europea accetterà tale sospensione unilaterale, per di più asimmetrica? Le discussioni europee ad alto livello degli ultimi giorni su un possibile ammorbidimento dell’Ets riguardano un futuro ancora lontano. Non è dato sapere se su questo punto specifico vi siano già state interlocuzioni tra il governo e Bruxelles. Immaginiamo di sì, e sarà allora interessante conoscerne gli esiti.
Dal punto di vista degli effetti pratici, i problemi che emergono sono almeno tre. Il primo è legato al fatto che gli investimenti in fonti rinnovabili potrebbero subire dei contraccolpi negativi per il venir meno (temporaneo, certo) di uno dei pilastri delle politiche green. La reazione di ieri della Borsa è indicativa. È un tema che andrà gestito.
Poi, perché il prezzo all’ingrosso si abbassi davvero è necessario che i produttori termoelettrici offrano la loro energia al costo marginale escludendo i costi della CO2. Ma il regolatore (l’autorità di settore Arera) dovrebbe conoscere i costi marginali di ogni impianto, per essere sicuro che il produttore non carichi comunque tutto o parte di quel costo sul prezzo, intascandosi lo sconto. Arera dovrebbe cioè sapere quanto costa il gas per ogni impianto e conoscere l’efficienza di quegli impianti, come minimo, per poter vigilare. Quanto sarebbe praticabile questa sorveglianza?
Infine, abbassando il prezzo dell’energia elettrica in Italia, la nostra energia dalla Zona Nord potrebbe essere esportata occasionalmente, in alcune ore e in alcuni giorni, nei Paesi interconnessi. I produttori riceverebbero il rimborso dalle bollette italiane anche per quella energia venduta all’estero? Si avrebbe un effetto bizzarro di sovvenzione.
Le intenzioni del decreto sono buone, ma se si vuole procedere sulla strada della sterilizzazione dell’Ets per abbassare i costi dell’energia la via migliore appare una sospensione a livello europeo. Sapendo però che gli investimenti nelle fonti rinnovabili ne avrebbero come minimo un rallentamento.
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(IStock)
Tutti accusano il gas. Ma a gennaio i suoi prezzi sono stati più bassi di quelli dell’idroelettrico. Segno che il sistema che determina il valore dell’energia non funziona, oppure c’è chi ne approfitta. O entrambe le cose.
Il tanto atteso decreto bollette sta per arrivare, ha confermato Giorgia Meloni in tv qualche sera fa. Meloni ha detto che il decreto, che dovrebbe passare in consiglio dei ministri già domani, punta a ridurre strutturalmente il costo dell’energia con diversi interventi di sostanza.
Non ci sono ancora i dettagli sulla forma definitiva che assumerà il testo, ma la vecchia bozza che circola ormai da diverse settimane interviene sul differenziale di prezzo del gas tra Italia (mercato Psv) e Olanda (mercato Ttf), introduce 55 euro di sconto per le famiglie con Isee sotto i 15.000 euro e uno sconto sugli oneri di sistema per le pmi. Allo studio anche una norma per evitare la saturazione delle reti. Sulla cartolarizzazione degli oneri di sistema in bolletta (cioè una diluizione nel tempo per diminuirne il peso) c’è invece una discussione aperta con la Commissione Ue e non è certo che alla fine vi sarà.
Nel frattempo, però, l’energia resta costosa. Il Pun index di ieri, cioè il mercato giornaliero, ha quotato ancora l’energia elettrica a 136,83 €/MWh, quello di oggi a 128,18 €/MWh.
Il principale accusato per i prezzi alti è il sistema con cui si stabilisce quanto vale l’energia, cioè il sistema del prezzo marginale. Tale sistema prevede che la fonte più costosa fissi il prezzo per tutti i produttori, ragion per cui sul banco degli imputati viene messo il gas naturale.
Però con i recenti cali del prezzo del gas, che ieri al PSV quotava attorno a 36 euro/MWh, e quelli dei permessi di emissione di CO2, che avevano ieri un prezzo di 80 euro/tonnellata, si otterrebbe un costo di produzione pari a circa 105 euro/MWh, circa 30 euro/MWh in meno del prezzo realizzato.
Qualcuno cioè sta accumulando margini offrendo in borsa a prezzi molto più alti del costo marginale di produzione. Evidentemente le regole attuali lo consentono. Ma non è sempre colpa del gas, che tra l’altro è aumentato di prezzo da quando l’Ue ha deciso di dichiarare guerra ai combustibili fossili. Se si guardano le statistiche del mese di gennaio delle tecnologie che fissano il prezzo nei 96 quarti d’ora di una giornata nella zona Nord, diffusi dal Gestore del mercato elettrico, si vede che solo nel 23% circa dei casi il prezzo elettrico è fissato dagli impianti a gas a ciclo combinato (con un prezzo medio di 127 euro/MWh). Nel 58% dei casi a fissare il prezzo è stato il meccanismo del Market Coupling, che lascia indeterminata la tecnologia con cui si fissa il prezzo (con un prezzo medio superiore pari a 134,9 euro/MWh).
Il Market Coupling è un sistema con cui si determina il valore dell’energia nelle zone di mercato europee, allocando nello stesso momento la capacità di trasporto transfrontaliera tra Paesi europei. Cioè, si stabilisce il prezzo in base alla capacità di trasporto disponibile e non soltanto in base al prezzo offerto dai vari impianti (che offrono la loro energia al costo di produzione marginale). Il prezzo si fissa appena la capacità di trasporto viene saturata, ma non si conosce la tecnologia che ha fissato il prezzo.
Addirittura, risulta che a gennaio gli impianti a gas Ccgt sono stati la fonte con il prezzo medio più basso in tutte le ore in zona Nord, quella a maggiore consumo e produzione. Il prezzo più alto si è registrato sugli impianti idroelettrici a pompaggio (166,45 euro/MWh in 27 quarti d’ora), le batterie di rete (157,5 euro/MWh in 15 quarti d’ora), quelli idroelettrici di modulazione (142 euro/MWh in 70 quarti d’ora) e idroelettrico ad acqua fluente (134 euro/MWh in 194 quarti d’ora). I soli 3 quarti d’ora in cui le centrali turbogas hanno fissato il prezzo valevano in media 172 euro/MWh.
Sorge il sospetto che con il passaggio ai prezzi zonali su base quart’oraria, per armonizzare il sistema italiano a quello europeo, ci sia qualcosa che non torna. Forse i dati trasmessi dal Gme sono incompleti, certamente una indicazione della tecnologia marginale nel caso del Market Coupling aiuterebbe a dipanare la matassa. O il sistema non funziona come dovrebbe, massimizzando i costi anziché minimizzarli, oppure qualcuno ne sta approfittando. O forse sono vere le tre cose insieme.
In Senato intanto proseguono le audizioni legate all’Indagine conoscitiva sullo «stato dell’arte e sullo sviluppo dell’autoproduzione di energia elettrica da fonti rinnovabili». Nell’audizione del 3 febbraio, l’amministratore delegato di Rse (Ricerca sul Sistema Energetico, società controllata dal Ministero dell’Economia attraverso il Gse), Franco Cotana, ha affermato che «una distribuzione delle Fer (fonti di energia rinnovabile, ndr) più sbilanciata verso il Sud e le Isole, in linea con le richieste di connessione ricevute da Terna, comporta un fabbisogno di capacità di accumulo quasi del 50% superiore a quello corrispondente alla distribuzione prevista dal decreto “Aree Idonee”, con relativi extra-costi per il sistema dell’ordine di 5,3 miliardi di euro». Cioè, se Terna accogliesse tutte le richieste di connessione di impianti fotovoltaici così come sono presentate dai produttori, il sistema costerebbe 5,3 miliardi in più, perché la produzione troppo concentrata costringerebbe a tagli della produzione e all’installazione di maggiori accumuli, che hanno un costo. Gli operatori, dice Rse, «puntano a massimizzare i propri ricavi privilegiando le aree con maggiore disponibilità della fonte primaria. In questo scenario, in tali aree si rischia una elevata overgeneration che implica la necessità di un maggior ricorso a sistemi di accumulo e a sviluppi delle reti elettriche, in assenza dei quali i prezzi “catturati” dagli impianti di generazione fotovoltaici sul mercato risulterebbero sempre più bassi, mettendo a rischio la sostenibilità degli investimenti».
È il noto tema della cannibalizzazione degli impianti fotovoltaici, per cui più aumenta l’offerta di questi impianti più aumentano i costi di rete o la necessità di sussidi pubblici. Spesso, entrambe le cose.
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2026-01-27
Freddo o caldo cambia tutto: dove ci sono le rinnovabili il prezzo dell’energia cresce
(IStock)
I dati di Nord Europa e America dimostrano che eolico e solare dipendono troppo dal clima e non riescono a coprire il fabbisogno. L’Ue ufficializza l’addio al gas russo.
Il clima invernale fa il proprio mestiere e mette in difficoltà i sistemi energetici negli Stati Uniti e in Europa, influenzando anche il mercato e i prezzi.
Dopo la tempesta Goretti di un paio di settimane fa, che ha provocato un’alta richiesta di energia, da qualche giorno su Canada, Stati Uniti, una parte dell’Asia e sull’Europa nord-orientale insiste una massa d’aria polare gelida che ha fatto abbassare le temperature a livelli glaciali. La domanda di energia, quindi, sia per riscaldamento sia per i processi industriali, è salita moltissimo e con essa sono saliti i prezzi. Cose che normalmente succedono d’inverno.
Il prezzo del gas dal 9 gennaio scorso in Europa è cresciuto del 38%, avendo il future mensile al TTF chiuso ieri le contrattazioni a 39,11 euro al megawattora, dopo aver toccato un massimo a 43,38 euro al megawattora. Un prezzo che non si vedeva da un anno. In Italia il prezzo al PSV per le consegne di ieri era a 44,73 euro al megawattora.
Il freddo polare del nord Europa influenza anche, di riflesso, i prezzi dell’elettricità in Germania, dove ieri il prezzo spot era di 141,31 euro al megawattora mentre le consegne per oggi hanno raggiunto i 130,61 euro al megawattora. A quanto pare dunque i 100.000 megawatt installati di capacità fotovoltaica non sono sufficienti a scongiurare un rincaro del prezzo dell’energia quando la domanda sale. In effetti, ieri alle 13, l’orario di punta per la produzione fotovoltaica, l’apporto di tale produzione era di soli 3.700 ME, ovvero il 3,6% della capacità installata. Meglio l’eolico, che alla stessa ora presentava una produzione di 20,4 gigawattora sui 73 possibili, pari al 28% circa. In quell’ora, il 35% del fabbisogno era coperto dalle due fonti rinnovabili. Ma è stato un attimo. Il fotovoltaico si è rapidamente azzerato e per tutte le 24 ore chi ha tenuto in piedi il sistema elettrico tedesco sono stati gas (13-15.000 megawatt), carbone (14-19.000 megawatt) e importazioni (circa 3 gigawatt costanti dalla Francia, altre quantità da Svizzera, Norvegia, Danimarca), oltre che i pompaggi idroelettrici al mattino presto e in serata. Il prezzo del gas è salito molto anche negli Usa, dove la produzione di gas rallenta a causa del freddo, facendo salire anche i prezzi del Gnl importato in Europa.
Ma i limiti evidenti delle fonti rinnovabili non frenano l’Europa. Ieri, al vertice del Mare del Nord Gran Bretagna, Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Islanda, Irlanda, Lussemburgo, Paesi Bassi e Norvegia hanno firmato ad Amburgo un patto per installare altri 100 gigawatt di energia eolica offshore attraverso progetti congiunti su larga scala. L’annuncio non specifica l’ammontare dei sussidi pubblici necessari per installare questa enorme capacità, né a quanto ammonteranno i necessari investimenti nelle reti elettriche necessarie ad evacuare l’energia prodotta.
Per completare il suicidio energetico europeo, sempre ieri a Bruxelles il Consiglio Affari generali ha sancito l’addio definitivo al gas russo, approvando il relativo regolamento. Il divieto di importare gas dalla Russia, sia via gasdotto che Gnl, inizierà ad applicarsi sei settimane dopo l'entrata in vigore del regolamento, mentre per i contratti esistenti è previsto un periodo di transizione.
Il divieto totale per le importazioni di Gnl entrerà in vigore a partire dal primo gennaio 2027, mentre quello per le importazioni di gas da gasdotto entrerà in vigore a partire dal primo ottobre 2027.
Ungheria e Slovacchia hanno votato contro, la Bulgaria si è astenuta, tutti gli altri a favore. Subito dopo il voto, l’Ungheria ha annunciato ricorso alla Corte di Giustizia dell’Ue contro il regolamento, perché esso «presenta una misura sanzionatoria come una decisione di politica commerciale per evitare l’unanimità. Ciò è in completa violazione delle norme dell’Ue. I Trattati sono chiari: le decisioni sul mix energetico sono di competenza nazionale». Così ha scritto su X il ministro degli Affari Esteri e del Commercio dell’Ungheria Péter Szijjártó.
Prima di autorizzare l’ingresso di importazioni di gas nell’Unione, inoltre, i Paesi dell’Ue verificheranno il Paese in cui il gas è stato prodotto, per evitare triangolazioni. Ma non solo: entro il 1° marzo prossimo gli Stati membri devono elaborare dei piani nazionali per diversificare l'approvvigionamento di gas e individuare i rischi e le difficoltà nella sostituzione del gas russo. Le imprese dovranno quindi notificare alle autorità e alla Commissione tutti i restanti contratti relativi al gas russo. Dunque, prima si vieta l’importazione di gas russo, poi si chiede a Stati e imprese come e dove intendono trovare le alternative. Forse la logica richiederebbe di invertire l’ordine dei fattori. Gustosa, poi, la postilla: «in casi di emergenza dichiarata e se la sicurezza dell’approvvigionamento di uno o più paesi dell’Ue è seriamente minacciata, la Commissione può sospendere il divieto di importazione per un massimo di quattro settimane», dice il comunicato stampa del Consiglio. Come se la Russia, a quel punto, non vedesse l’ora di salvare l’ex cliente europeo dall’emergenza. A nessuno, pare, viene un dubbio.
Insomma, nulla cambia nella distorta percezione della realtà in quel di Bruxelles, che nonostante i disastri provocati pretende ancora di forgiare il mondo con i propri regolamenti.
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