Rinnovabili su, consumi fermi: il paradosso italiano sul “verde”

Le rinnovabili crescono, ma la vera sfida ora è integrarle nel sistema elettrico. Dopo anni di nuove installazioni, servono reti più robuste, accumuli su larga scala e regole di mercato in grado di gestire la variabilità delle fonti, per tradurre la capacità installata in una quota più alta di energia pulita nei consumi. I dati di Terna, la società che gestisce la rete di trasmissione nazionale, mostrano che nel 2025 la domanda elettrica italiana si è attestata a 311,3 TWh, di fatto stabile sull’anno precedente. Le rinnovabili hanno coperto il 41% dei consumi, in lieve calo rispetto al 2024. Il dato è legato soprattutto al ritorno dell’idroelettrico su livelli più normali dopo l’eccezionale disponibilità d’acqua dell’anno prima, mentre il solare ha registrato un nuovo record di produzione, pari a 44,3 TWh. La capacità installata continua, comunque, a crescere: oltre 7 GW di nuove rinnovabili nel solo 2025, per un totale superiore a 83 GW, di cui oltre 43 GW fotovoltaici e quasi 14 GW eolici.

“Il vero punto debole è oggi l’eolico, con una velocità di crescita insufficiente, mentre sul fotovoltaico siamo uno-due gigawatt sotto le attese”, osserva Vittorio Chiesa, direttore di Energy&Strategy (E&S) della School of Management del Politecnico di Milano. Nonostante il ritmo delle installazioni, l’Italia resta sotto la media europea, dove la quota di energia pulita nei consumi elettrici si avvicina al 47-48%. Recuperare il divario dipende soprattutto dalla flessibilità del sistema. “Per far funzionare un mix con quote crescenti di energia variabile servono reti, accumuli e regole di mercato adeguate”, aggiunge Chiesa. Il confronto con l’Europa riflette anche la struttura energetica nazionale, ancora fortemente legata al gas naturale, che resta il vettore ponte della transizione e continua a essere la tecnologia marginale che fissa il prezzo nelle ore di punta o di minore produzione rinnovabile. Questo assetto incide direttamente sul costo dell’elettricità: nel 2024 il prezzo medio del mercato italiano è stato intorno ai 109 euro/MWh e nel gennaio 2026, secondo il Gestore dei mercati energetici, i prezzi medi per fascia oraria si sono collocati tra 118 e 151 euro/MWh, con una media ponderata di circa 130 euro/MWh.

Per sostenere la transizione, il governo ha messo in campo un portafoglio di strumenti che riguarda sia lo sviluppo delle rinnovabili sia la sicurezza del sistema. Il meccanismo Fer-X transitorio, misura ponte in attesa del regime definitivo previsto tra il 2026 e il 2027, punta a stabilizzare i ricavi dei nuovi impianti riducendo il costo del capitale. Il capacity market, introdotto nel 2019 e operativo con le prime consegne dal 2022, remunera la disponibilità di capacità elettrica nei momenti di picco e sostiene impianti flessibili e accumuli. Il Macse, il meccanismo con cui Terna approvvigiona capacità di stoccaggio tramite aste di lungo periodo, avvia invece un mercato strutturato degli accumuli. “Le misure su rinnovabili, accumuli e investimenti di rete delineano una traiettoria coerente con gli obiettivi al 2030”, osserva Chiesa. “Ma devono procedere con la stessa velocità perché la transizione abbia successo”.

Sul fronte infrastrutturale, il piano di sviluppo di Terna prevede oltre 16 miliardi di euro sulla rete di trasmissione, che diventano circa 30 considerando anche gli investimenti nelle reti di distribuzione. “Il piano è concepito in coerenza con il Pniec e punta a portare la capacità di trasporto fino a circa 39 GW, riducendo il disallineamento tra produzione concentrata al Sud e consumi al Nord”, spiega Chiesa. Lo storage diventa così la vera infrastruttura della transizione. Nel 2025, secondo Terna, la capacità installata di sistemi di accumulo in Italia è cresciuta di oltre 1,7 GW, arrivando a circa 7,3 GW complessivi e quasi 18 GWh. La prima asta Macse ha assegnato 10 GWh con un’offerta molto superiore alla domanda, segnale di forte interesse degli operatori. “La prima asta è stata positiva, ma resta un gap significativo, soprattutto sugli accumuli centralizzati rispetto agli obiettivi al 2030, mentre il ritmo degli accumuli distribuiti è più coerente», osserva Chiesa.

Secondo il direttore di Energy&Strategy, batterie e pompaggi sono tecnologie complementari. “Le batterie operano su orizzonti orari, i pompaggi su cicli più lunghi, giornalieri o stagionali. Entro il 2030 potremmo avere circa tre quarti di nuova capacità da batterie Bess e un quarto da pompaggi”. Il rallentamento riguarda soprattutto i nuovi impianti di pompaggio idroelettrico. “L’incertezza sul rinnovo delle concessioni idroelettriche e tempi autorizzativi molto lunghi – anche dieci anni – frenano gli investimenti, soprattutto sugli impianti di grande taglia”.

Sul fronte della domanda, il Piano nazionale di ripresa e resilienza ha destinato circa 2,2 miliardi alla promozione delle comunità energetiche e dell’autoconsumo diffuso, con contributi fino al 40% degli investimenti per impianti rinnovabili nei piccoli Comuni – inizialmente sotto i 5mila abitanti e poi estesi fino a 50mila – affiancati alle tariffe incentivanti nazionali gestite dal Gse. Le configurazioni Cacer mappate nel 2025 superano quota 1.541 con 147,5 MW installati, di cui 904 comunità energetiche per 95 MW. “Lo sviluppo è ancora limitato”, conclude Chiesa. “Parliamo di circa 250 MW tra comunità energetiche e autoconsumo collettivo, una frazione minima rispetto ai circa 5 GW ipotizzati”.