Resteremo senza corrente? L’Italia sta cambiando il modo in cui consuma elettricità, ma non abbastanza in fretta per stare al passo con gli obiettivi che si è data. Nel 2025 il fabbisogno elettrico è stato di poco più di 311 terawattora (Twh, pari a un miliardo di chilowattora): il 43,8% coperto da fonti termiche, il 41,1% da rinnovabili e il resto (oltre il 15%) da importazioni nette dall’estero. L’Italia resta infatti il primo Paese in Europa per import di elettricità e tra i primi al mondo. E già questo è un problema.
Ma il guaio più grande è che la richiesta di energia è destinata a crescere drammaticamente sia per liberarci dalla dipendenza degli idrocarburi sia per abbassare le emissioni di CO2, sia per l’arrivo di nuovi e affamati consumatori come i data center. Intanto arrivano segnali inquietanti. Come il rischio evocato dall’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, che possa mancare il gas necessario a far funzionare le centrali. O lo stop di alcuni impianti nucleari in Francia per non scaldare ulteriormente l’acqua dei fiumi durante le ondate di calore. Inoltre i rapporti di Terna, la società che governa la trasmissione di elettricità nel Paese, segnalano nell’indifferenza generale che il margine minimo di adeguatezza del nostro sistema è di appena 0,3 gigawatt che dovrebbero far fronte a picchi di domanda o a cali improvvisi di import o di produzione di elettricità. Nel 2018 questo margine era di ben 7 GW. Quindi siamo al limite, rischiamo i black-out.
Il nodo dei margini di adeguatezza e i rischi per la rete elettrica
La domanda di fondo è inevitabile: ce la possiamo fare davvero, ai ritmi attuali, a soddisfare un’Italia sempre più elettrica? Nei piani e negli scenari ufficiali la transizione italiana ha delle cifre molto chiare: al 2030 e al 2035 la domanda di elettroni dovrebbe salire rispettivamente del 16 e del 26% rispetto ai livelli attuali, trainata da crescita economica ed elettrificazione dei consumi. Gli scenari più aggiornati prevedono infatti che il fabbisogno aumenti a circa 361,9 TWh nel 2030 e a quasi 397 TWh nel 2035, con traiettorie che, nei casi di maggiore elettrificazione, spingono la domanda fino a 404-439 TWh al 2040.
Per centrare questi obiettivi, però, serve una crescita delle rinnovabili ben superiore a quella attuale, in attesa del ritorno al nucleare che richiederà come minimo 10 anni. Lo scenario del Pniec (Piano nazionale integrato per l’energia e il clima) al 2035 parla di circa 100 gigawatt (GW) di impianti solari e 37 GW di eolico, con un ulteriore aumento al 2040. Oggi siamo lontani da quei ritmi. Il fotovoltaico ha accelerato rispetto al passato, ma la crescita di 6,5 GW l’anno non è ancora in linea con i 7-8 GW annui necessari. L’eolico è ancora più indietro: a fronte di un fabbisogno di 2,9 GW l’anno, nel 2025 sono stati installati meno di 0,7 GW. Intanto, Paesi come Germania e Spagna hanno ormai una quota di rinnovabili sulla domanda elettrica che viaggia intorno al 60% e al 56% rispettivamente, mentre l’Italia resta ferma poco sopra il 40%. Siamo la grande economia europea più dipendente dal gas, che ci rende vulnerabili alle crisi internazionali e alle decisioni dei fornitori, dagli Stati Uniti al Medio Oriente.
Le direttive europee e gli ostacoli della burocrazia italiana
Sul fronte europeo, la Commissione europea ha alzato ulteriormente l’asticella. I nuovi obiettivi di elettrificazione puntano a ridurre di due terzi la dipendenza dal gas e a dimezzare quella dal petrolio entro il 2040, attraverso la elettrificazione massiccia di trasporti e lavorazioni industriali. Si chiede ai Paesi di correre più forte proprio mentre molti di loro – Italia inclusa – hanno ancora i lacci legati.
E in attesa delle centrali nucleari la domanda diventa inevitabile: quali ostacoli deve superare l’Italia, oggi, per arrivare ai traguardi che si è data? Il primo nodo è quello autorizzativo. Gli impianti fotovoltaici e eolici incontrano ancora percorsi lunghi e incerti, con sovrapposizioni di competenze tra Stato, Regioni, Soprintendenze e autorità locali. Think tank come Enea e associazioni come Italia Solare chiedono liberalizzazioni spinte per gli impianti solari su coperture non tutelate, semplificazioni per i capannoni, maggiore apertura agli impianti a terra per autoconsumo.
Infrastrutture e accumuli per sostenere lo sviluppo energetico
Il secondo nodo è la rete. Terna ha avviato e completato investimenti importanti per realizzare nuove infrastrutture in alta e altissima tensione, rinnovare le reti esistenti e aumentare le interconnessioni con l’estero: oltre 300 km di nuove linee realizzate nel solo 2025, il completamento della direttrice Paternò–Pantano–Priolo in Sicilia, l’avvio dei lavori del collegamento Chiaramonte Gulfi–Ciminna e l’iter autorizzativo per il Sardinian Link e il Central Link tra Umbria e Toscana. Si tratta di infrastrutture pensate per migliorare la continuità del servizio, scaricare le congestioni nelle aree a forte concentrazione di rinnovabili e rafforzare le interconnessioni con il resto d’Europa. Senza questa rete “nuova” la crescita dei GW rinnovabili rischia di trasformarsi in overgeneration locale, tagli di produzione e prezzi zonali depressi, con impianti economicamente fragili proprio dove la risorsa solare ed eolica è più abbondante.
Il terzo nodo è quello degli accumuli. Nel 2025, la capacità di accumulo elettrico in Italia, considerando anche il pompaggio esistente, si attesta oltre 72 GWh. A settembre 2025 Terna ha svolto un’asta con uno strumento unico in Europa (il Macse) e sono stati aggiudicati ulteriori 10 GWh che entreranno in esercizio entro il 2028. Il target del Pniec al 2030 è di 122 GWh: considerando i 10 GWh già aggiudicati e i 16 GWh che saranno aggiudicati a novembre e che, non da ultimo, si continuano ad installare anche impianti di piccola taglia, il Paese è sul giusto percorso.
Squilibri fiscali e l’impatto reale sulle bollette dei cittadini
Infine, il quarto nodo è regolatorio e fiscale. Nel settore domestico l’elettricità sopporta un carico di imposte e oneri circa quattro volte superiore al gas; per le Pmi e le attività commerciali il divario può superare le 20 volte; per la ricarica pubblica di auto elettriche l’elettricità è tassata circa due volte e mezzo più della benzina. Il vettore che dovrebbe essere la spina dorsale della transizione è quello che la fiscalità penalizza di più.
Le soluzioni suggerite dagli esperti sono dunque abbastanza convergenti. Ma il cittadino alla fine, pagherà bollette più basse? La risposta onesta è che non è affatto detto. L’Italia, rispetto ai principali paesi dell’Unione Europea, è ancora fortemente dipendente dal gas. E la transizione che abbiamo davanti è costellata di costi: i costi di allacciamento delle nuove rinnovabili. I costi per mantenere in vita le centrali a gas, necessarie per coprire i buchi di produzione delle rinnovabili e per garantire la potenza di picco nei momenti critici. I costi degli accumuli che richiedono investimenti pesanti. Insomma, chi spera che la transizione energetica si traduca automaticamente in bollette meno care rischia di rimanere deluso.