Transizione energetica italiana: tra crisi geopolitiche e nuove tecnologie

La transizione energetica italiana si confronta con nuove tensioni geopolitiche, volatilità dei mercati e obiettivi climatici ambiziosi. Uno studio, presentato al Key Eneegy di Rimini, evidenzia il ritardo dell’eolico, la crescita della domanda elettrica e il ruolo di accumuli, idrogeno e nucleare

Il sistema energetico italiano attraversa una fase di trasformazione profonda, caratterizzata da obiettivi climatici ambiziosi e da un contesto geopolitico sempre più instabile.

La recente crisi legata al conflitto tra Iran e Medio Oriente ha infatti riacceso la volatilità dei mercati energetici, con ripercussioni immediate sui prezzi e sui costi sostenuti da imprese e sistemi produttivi.

In uno scenario già complesso, la sicurezza dell’approvvigionamento e la stabilità delle infrastrutture energetiche diventano elementi centrali delle politiche industriali e ambientali. La transizione verso un sistema a basse emissioni richiede dunque una combinazione equilibrata di tecnologie, governance e strumenti regolatori in grado di garantire competitività e resilienza.

Lo studio presentato a Key Energy Rimini: scenari e criticità della transizione

A delineare le principali dinamiche del settore è lo studio Transizione energetica, tra scenari globali, tecnologie e governance, presentato da Alessandro Marangoni, amministratore delegato della società di ricerca Althesys, parte di Teha Group, durante la manifestazione Key – The Energy Transition Expo ospitata alla Fiera di Rimini.

L’analisi evidenzia come il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili fissati dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (Pniec) richieda un’accelerazione significativa degli investimenti, soprattutto nel settore eolico.

Secondo lo scenario definito Pniec Slow, anche adottando un approccio prudente alla transizione energetica, l’eolico dovrebbe crescere con un ritmo compreso tra 1,6 e 2,9 gigawatt annui. Si tratta di un salto considerevole rispetto allo storico recente, che registra installazioni comprese tra 0,4 e 0,7 gigawatt all’anno.

Rinnovabili: fotovoltaico in linea, eolico in ritardo

L’analisi mostra una dinamica differenziata tra le principali tecnologie rinnovabili. Nel caso del fotovoltaico, il ritmo di crescita appare sostanzialmente coerente con gli obiettivi fissati al 2030 nello scenario più prudente.

Diversa la situazione dell’eolico, che evidenzia un ritardo strutturale dovuto a fattori autorizzativi, infrastrutturali e territoriali. Nello scenario più ambizioso, denominato Pniec Policy, sia fotovoltaico sia eolico dovranno comunque accelerare rispetto ai ritmi registrati nel biennio 2024–2025.

Lo sviluppo delle rinnovabili porterà inoltre a una nuova sfida per il sistema elettrico: la gestione dell’overgeneration, cioè la produzione di energia superiore alla domanda in determinati momenti. Anche nello scenario Pniec Slow si stima un eccesso di produzione pari al 2,2% della domanda elettrica.

La domanda elettrica torna a crescere

Dopo oltre un decennio di stagnazione dei consumi, la domanda elettrica in Italia mostra segnali di ripresa. Le stime al 2030 indicano consumi compresi tra 342 e 347 terawattora, valori analoghi a quelli registrati nel 2008.

Le previsioni elaborate nel 2019 da Snam e Terna, che indicavano per il 2025 una domanda di circa 332 TWh, risultano oggi sovrastimate di circa 21 TWh. Il rallentamento economico e le trasformazioni del sistema industriale hanno infatti modificato le traiettorie di consumo.

Uno degli interrogativi più rilevanti riguarda il possibile ruolo dell’intelligenza artificiale come nuovo driver della domanda energetica. I data center, infrastrutture indispensabili per l’elaborazione e l’archiviazione dei dati, richiedono infatti quantità crescenti di energia.

Nel 2024 i data center hanno rappresentato meno del 2% dei consumi elettrici italiani. Tuttavia, secondo le stime elaborate da Snam e Terna nel 2024, entro il 2035 potrebbero arrivare a incidere tra il 7,4% e il 12,7% della domanda finale.

Attualmente le richieste di connessione alla rete elettrica per nuovi data center ammontano a circa 69 gigawatt, anche se solo una parte di questi progetti verrà effettivamente realizzata.

Accumuli, idrogeno e nucleare nel mix energetico futuro

Per gestire l’equilibrio tra produzione rinnovabile e domanda energetica, lo studio individua tre tecnologie chiave: sistemi di accumulo, idrogeno e nucleare.

Nel caso degli accumuli elettrochimici, la capacità installata dovrà crescere tra 44 GWh nello scenario Pniec Slow e 71 GWh nello scenario Pniec Policy entro il 2030. Le batterie di grande scala – note come Bess – consentirebbero in questa configurazione di spostare circa il 10% della produzione fotovoltaica nelle ore di maggiore domanda.

A giugno 2025 in Italia risultano installati 6,8 GWh di sistemi di accumulo. Per raggiungere gli obiettivi previsti dai piani di Terna restano dunque da installare tra 37 e 54 GWh entro la fine del decennio.

L’ultima asta del meccanismo Macse, svoltasi nel novembre scorso, ha assegnato quasi 10.000 MWh di capacità con un prezzo medio di circa 12.959 euro per MWh all’anno, registrando un forte ribasso rispetto alla base d’asta e una partecipazione quadrupla rispetto al contingente disponibile.

Parallelamente si apre il capitolo dell’idrogeno, la cui diffusione richiede ancora un quadro regolatorio più definito. Nello scenario Pniec Slow il consumo di elettricità destinato alla produzione di idrogeno passerebbe dal 2% della domanda nel 2030 al 6% nel 2040, contribuendo a ridurre il problema dell’eccesso di produzione rinnovabile.

Infine, lo studio considera anche l’eventuale ritorno del nucleare nel mix energetico nazionale. Una progressione graduale – con 0,4 GW al 2035, 2 GW al 2040 e fino a 8 GW al 2050 – permetterebbe di coprire parte del carico di base del sistema elettrico, riducendo al contempo la necessità di installare circa 30 GW aggiuntivi di capacità rinnovabile rispetto allo scenario privo di nucleare.

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