Terna, 23 miliardi per la transizione

Se nel sistema elettrico europeo le reti stanno diventando l’infrastruttura decisiva della transizione energetica, in Italia questo ruolo passa soprattutto da Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale, e dal suo Piano di sviluppo 2025-2034. Il programma prevede investimenti per circa 23 miliardi di euro per potenziare l’infrastruttura nazionale e aumentare la capacità di trasferimento di circa 15 gigawatt entro il prossimo decennio, raddoppiando i valori attuali e migliorando la distribuzione dell’energia tra le diverse aree del Paese.

“Il sistema elettrico italiano sta evolvendo nel percorso di transizione energetica: nel 2025 le fonti 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 per famiglie ed imprese”, ha dichiarato Giuseppina Di Foggia, ad e dg di Terna. “In questo quadro”, ha aggiunto, “si distingue il ruolo della rete di trasmissione perché genera valore duraturo ed effetti sul territorio: ogni euro investito si traduce in 1,3 euro di Pil. Guardando al lungo termine, è opportuno garantire un mix equilibrato fra energia eolica e solare, integrato con una quota adeguata di generazione programmabile a basse emissioni”.

Una parte rilevante degli interventi riguarda le infrastrutture in corrente continua ad alta tensione (Hvdc), tecnologie strategiche per gestire i flussi di energia in un sistema caratterizzato dalla rapida crescita delle rinnovabili. Tra i progetti principali figurano il Tyrrhenian Link, il collegamento sottomarino tra Campania, Sicilia e Sardegna, e l’Adriatic Link, che collegherà Marche e Abruzzo rafforzando la capacità di scambio lungo la dorsale Centro-Sud. Queste infrastrutture consentono di trasferire l’energia prodotta soprattutto nel Mezzogiorno – dove si concentra gran parte della nuova capacità solare ed eolica – rafforzando l’integrazione delle isole con la penisola e il trasferimento dell’energia verso le aree di maggiore consumo del Nord Italia.

Allo stesso tempo prosegue il rafforzamento delle interconnessioni con l’estero. Tra i principali progetti figurano i collegamenti in Hvdc con Francia (Piossasco–Grande Île), Montenegro e la nuova interconnessione Italia-Tunisia Elmed, oltre ai potenziamenti delle linee con Svizzera e Austria. Queste infrastrutture aumentano la capacità di scambio transfrontaliero e rafforzano il ruolo dell’Italia come hub elettrico nel Mediterraneo. Nel confronto europeo, il modello italiano si distingue per l’efficienza degli investimenti necessari a integrare nuova capacità rinnovabile nella rete. Secondo le stime riportate nello studio Teha–Terna, il costo unitario è pari a circa 0,38 miliardi di euro per gigawatt, circa la metà rispetto ai valori stimati per Germania, Regno Unito e Francia, compresi tra 0,75 e 0,92 miliardi di euro per GW.

Gli investimenti nella rete producono inoltre effetti rilevanti sull’economia nazionale. Sempre secondo lo studio, a fronte degli investimenti previsti da Terna in Italia si attivano circa 12,3 miliardi di euro di domanda di beni e servizi lungo le filiere produttive nazionali, generando un impatto complessivo sulla produzione di circa 35,4 miliardi di euro. Il moltiplicatore è pari a 2,98: ogni euro investito attiva quasi tre euro di produzione lungo la catena del valore. In termini di contributo al Prodotto interno lordo, l’impatto stimato è pari a 16,2 miliardi di euro di valore aggiunto, con un moltiplicatore sul Pil pari a 1,31. Gli effetti si estendono anche al mercato del lavoro: gli investimenti del Piano industriale sono associati alla creazione di circa 39.500 occupati medi annui (Fte), tra occupazione diretta, indiretta e indotta.

Accanto allo sviluppo delle infrastrutture, Terna è impegnata anche nella gestione degli strumenti di mercato necessari a garantire la sicurezza del sistema elettrico in una fase di forte crescita delle rinnovabili. Tra questi rientrano il Capacity Market, che remunera la disponibilità di capacità programmabile per assicurare adeguati margini di riserva nelle ore o nelle stagioni con minore produzione rinnovabile, e il Macse, il meccanismo di approvvigionamento centralizzato degli accumuli pensato per favorire lo sviluppo di grandi sistemi di stoccaggio elettrico. La prima asta Macse, svolta nel settembre 2025, ha portato alla contrattualizzazione di circa 10 gigawattora di capacità di accumulo, pari al 100% del fabbisogno richiesto dal sistema.