La storia dell’umanità è scandita dalle sue rivoluzioni industriali, salti di paradigma in cui la tecnologia ha ridefinito il nostro modo di produrre, vivere e prosperare. Dalla macchina a vapore che ci ha liberato dalla dipendenza dalla forza animale (Prima Rivoluzione), passando per l’elettrotecnica e la produzione di massa (Seconda), fino all’avvento dell’elettronica (Terza) e alla totale interconnessione dei sistemi cyber-fisici (Quarta). Oggi, con l’introduzione massiccia dell’Intelligenza Artificiale e con la digitalizzazione sempre più profonda delle infrastrutture energetiche, stiamo varcando la soglia della Quinta Rivoluzione Industriale. Ma questa transizione porta con sé sfide e analogie storiche che meritano una riflessione non solo tecnologica, ma anche politica e industriale.

Il fantasma di Malthus e l’illusione della fine del lavoro

Ogni volta che una nuova tecnologia si affaccia all’orizzonte, si risvegliano antichi timori. Come all’epoca dell’introduzione dei primi filatoi e telai meccanici, si teme che le macchine – in questo caso i cervelli sintetici – possano rubare il lavoro agli esseri umani, rendendoci obsoleti. Eppure, la storia ci insegna il contrario. La Prima Rivoluzione Industriale smentì le catastrofiche previsioni di Thomas Malthus: la meccanizzazione non affamò la popolazione, ma aumentò vertiginosamente la produttività agricola e manifatturiera, permettendo di soddisfare i bisogni di un’umanità in rapida crescita demografica. Oggi l’Intelligenza Artificiale ha un ruolo analogo: non è destinata a sostituire l’uomo, ma ad amplificarne le capacità produttive e cognitive per far fronte a necessità globali sempre più complesse.

L’aggravante del nostro tempo: il limite entropico

Rispetto al Settecento, tuttavia, ci troviamo ad affrontare una variante drammatica. Oggi siamo oltre 8 miliardi di esseri umani e ci avviamo a diventare 10 miliardi entro il 2050. Le guerre per accaparrarsi risorse finite – in primis i combustibili fossili – dimostrano che il modello di crescita illimitata si è scontrato con un muro. Il carico entropico della Terra ha ormai raggiunto e, per molti versi, superato il suo limite. I cambiamenti climatici, sotto gli occhi di tutti, ne sono il sintomo più evidente. Non possiamo più permetterci di produrre consumando risorse al ritmo del passato.

Rinnovabili, elettrificazione e reti intelligenti

La decarbonizzazione profonda del sistema energetico mondiale passa sempre più attraverso l’elettrificazione degli usi finali dell’energia: mobilità, climatizzazione, processi industriali, servizi e una quota crescente delle attività quotidiane. Ma elettrificare davvero significa anche produrre elettricità pulita, diffusa e variabile, in larga parte da fonti rinnovabili non programmabili. È qui che la rete elettrica smette di essere una semplice infrastruttura passiva e diventa la piattaforma intelligente della transizione.

Senza smart grid, sensori, automazione, accumuli, flessibilità della domanda, comunità energetiche e algoritmi capaci di prevedere e governare i flussi, l’espansione delle rinnovabili rischia di incontrare il proprio limite infrastrutturale. La nuova abbondanza energetica non nascerà soltanto da più pannelli fotovoltaici o da più turbine eoliche, ma da reti digitalizzate in grado di coordinare milioni di punti di produzione, consumo e accumulo.

Su questo terreno si misura anche la nuova competizione industriale. La Cina corre a grandi falcate verso il futuro, investendo in rinnovabili, accumuli, reti, filiere produttive e controllo delle tecnologie strategiche. L’Europa, invece, rischia di arretrare sotto il peso di compromessi difensivi e del freno esercitato da Paesi come l’Italia, ancora troppo spesso ostinatamente legati a inerzie regolatorie, ritardi autorizzativi e nostalgie fossili. Arretrare sulle reti digitali non significa perdere un dettaglio tecnico: significa consegnare ad altri la grammatica industriale del prossimo secolo.

Il paradosso dell’IA: consumare energia per governare la complessità

L’Intelligenza Artificiale richiede un’enorme potenza di calcolo e, di conseguenza, quantità crescenti di energia. Sembrerebbe un controsenso in un’epoca di crisi climatica. Eppure, è proprio attraverso un uso massiccio e ben orientato dell’IA che possiamo trovare la via d’uscita: non per sostituire la politica energetica, ma per rendere governabile un sistema che diventa ogni giorno più distribuito, elettrico e interdipendente. L’IA è lo strumento definitivo per dominare la complessità. Può ridurre drasticamente gli sprechi, efficientare i servizi, prevedere i fabbisogni, orchestrare accumuli e flessibilità e gestire in modo intelligente il ricorso su larga scala alle fonti rinnovabili, rendendo strutturale l’abbandono dei fossili. Se usata correttamente, l’IA è la chiave per sconfiggere le nuove previsioni di matrice neo-malthusiana, garantendo prosperità senza distruggere la biosfera.

La vera sfida: la governance e l’emancipazione delle masse

La tecnologia, però, non è neutra. Risolvere il problema tecnologico ed ecologico non basterà se non affronteremo la questione politica e sociale. Le reti digitali, l’IA e i dati energetici possono diventare strumenti di libertà e partecipazione, oppure nuove infrastrutture di dipendenza. L’Industria 5.0 deve coincidere con un radicale cambio dei paradigmi di governance mondiale. Vi è l’urgenza di liberarsi dal dominio di pochi oligopoli, ripensando a un benessere diffuso per tutti. Dobbiamo evitare la creazione di pericolose sacche di rendita che generano la tentazione furba di far lavorare gli altri, portando a eccessi di ricchezza e di conoscenza concentrati nelle mani di una ristretta élite.

Questa è la nuova sfida del futuro. L’Intelligenza Artificiale e le reti intelligenti hanno il potenziale per inaugurare un’era di abbondanza sostenibile, ma tutto dipenderà, in ultima analisi, dalla capacità delle masse di non farsi manipolare e dalla volontà delle democrazie di non consegnare a pochi soggetti privati il controllo delle infrastrutture cognitive ed energetiche del pianeta.

L’autore

L'articolo Oltre la Macchina: IA, Smart Grid e la Sfida della Quinta Rivoluzione Industriale proviene da Italia nel futuro.

di Daniele Menniti

Professore Ordinario di Sistemi Elettrici per l’Energia – Università della Calabria

Premessa: il merito e il limite della proposta discussa dal Corriere della Sera

L’intervista pubblicata dal Corriere della Sera il 7 giugno 2026, a firma Federico Fubini, attribuisce al Presidente della Regione Calabria Roberto Occhiuto una tesi politicamente rilevante: il Sud genererebbe molta energia pulita da eolico e solare, ma non beneficerebbe adeguatamente dei prezzi più bassi che tali fonti possono determinare. Da qui la proposta di una forma di “federalismo energetico”, capace di trasferire almeno parte del vantaggio del costo locale dell’energia alle famiglie e alle imprese dei territori che ospitano gli impianti.

Il tema è serio. È vero che i territori che ospitano infrastrutture energetiche rinnovabili sostengono impatti paesaggistici, ambientali, autorizzativi e sociali. È altrettanto vero che una politica energetica matura dovrebbe fare in modo che una quota del valore creato resti nei territori, anziché tradursi soltanto in rendite per i produttori o in benefici dispersi nel mercato nazionale.

Il limite della narrazione, però, sta nella semplificazione del dato energetico calabrese. La Calabria produce più energia elettrica di quanta ne richieda, ma questo non significa che il suo surplus sia prodotto da eolico e solare. Per valutare correttamente la proposta occorre distinguere tra produzione complessiva, produzione rinnovabile effettiva, richiesta elettrica, consumi finali, saldo con le altre regioni e ruolo del termoelettrico tradizionale.

La mia posizione è quindi duplice: condivido l’esigenza di far restare valore energetico ed economico in Calabria, ma ritengo necessario evitare che la giusta rivendicazione territoriale diventi una rappresentazione tecnicamente imprecisa. La Calabria non deve chiedere vantaggi perché esporta genericamente energia: deve costruire vantaggi perché sostituisce produzione fossile con rinnovabili, accumuli, flessibilità, reti intelligenti, comunità energetiche e consumi coerenti con la disponibilità reale delle fonti rinnovabili.

Punto metodologico. In questa relazione concentro l’analisi su fotovoltaico, idroelettrico ed eolico. Si tratta delle fonti che nel dibattito pubblico vengono più spesso associate alla produzione rinnovabile elettrica territoriale, al paesaggio, al prezzo zonale e alla possibilità di attrarre consumi industriali. Le bioenergie non vengono negate, ma non costituiscono l’asse principale del ragionamento, anche per evitare di confondere la categoria statistica delle rinnovabili con la realtà impiantistica di una regione in cui il termoelettrico tradizionale resta ancora dominante.

Chiarimento sui termini Terna: produzione destinata al consumo, richiesta e consumi finali

Produzione lorda: è l’energia elettrica prodotta ai morsetti dei generatori, prima della sottrazione dei servizi ausiliari delle centrali.

Produzione netta: è la produzione lorda al netto dei servizi ausiliari della produzione.

Produzione destinata al consumo: è la produzione netta al netto dell’energia destinata ai pompaggi e, dove presenti, degli assorbimenti degli accumuli stand alone. In termini semplici, è la produzione effettivamente disponibile per coprire la domanda elettrica, prima di considerare gli scambi con altre regioni o con l’estero.

Richiesta elettrica regionale: è l’energia elettrica che il sistema deve rendere disponibile in una regione. Nel bilancio regionale Terna deriva dalla produzione destinata al consumo corretta per il saldo con le altre regioni e con l’estero. Comprende anche le perdite di rete.

Consumi finali: sono i consumi degli utenti finali: autoconsumo, mercato libero e mercato tutelato. Sono inferiori alla richiesta perché non comprendono le perdite di rete.

Nel 2024, in Calabria, la richiesta elettrica regionale è stata pari a 6.125,9 GWh, mentre i consumi finali sono stati pari a 5.050,4 GWh. La differenza, pari a 1.075,5 GWh, è dovuta alle perdite di rete. Pertanto non è corretto usare indifferentemente “richiesta” e “consumi”: la richiesta misura il fabbisogno elettrico del territorio, comprensivo delle perdite, mentre i consumi finali misurano l’energia effettivamente utilizzata dagli utenti finali.

La Calabria esporta energia, ma il surplus non è un surplus di eolico e solare

Il dato più importante da chiarire è questo: la Calabria è una regione elettricamente esportatrice, ma il suo export netto non può essere presentato come se derivasse automaticamente da una eccedenza di energia rinnovabile. Il confronto tra 2021 e 2024 mostra che la produzione destinata al consumo resta molto superiore alla richiesta regionale, ma anche che la produzione termoelettrica tradizionale continua a rappresentare la quota largamente dominante della generazione elettrica regionale.

Tabella 1 – Principali grandezze del bilancio elettrico calabrese 2021/2024. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Nota: nel bilancio Terna il saldo con le altre regioni è negativo quando la regione esporta energia verso il resto del sistema elettrico nazionale.

Nel 2021 la produzione destinata al consumo è stata pari a 15.300,5 GWh, cioè il 243,7% della richiesta regionale e il 295,9% dei consumi finali. Il supero verso le altre regioni è stato di 9.022,8 GWh, pari al 143,7% della richiesta e al 174,5% dei consumi finali.

Nel 2024 la produzione destinata al consumo è scesa a 13.024,5 GWh, restando comunque pari al 212,6% della richiesta e al 257,9% dei consumi finali. Il supero verso le altre regioni è stato di 6.898,6 GWh, cioè il 112,6% della richiesta regionale.

Questi numeri confermano che la Calabria esporta molta energia elettrica. Tuttavia, la domanda cruciale non è se la Calabria esporti energia, ma quale energia esporti. Ed è qui che la narrazione della regione come “hub delle rinnovabili” deve essere sottoposta a verifica quantitativa.

Figura 1 – Nel 2024 la produzione lorda calabrese resta dominata dal termoelettrico tradizionale.

Eolico, solare e idroelettrico: cosa dicono davvero i dati 2024

L’intervista del Corriere della Sera insiste soprattutto su eolico e solare. È quindi utile separare il dato di eolico e fotovoltaico da quello idroelettrico e dal complesso della produzione regionale. Nel 2024 eolico e fotovoltaico hanno prodotto insieme 3.106,1 GWh lordi: una quantità rilevante, pari al 50,7% della richiesta elettrica regionale e al 61,5% dei consumi finali, ma lontana sia dal surplus esportato sia dalla produzione termoelettrica tradizionale.

Tabella 2 – Produzione 2024 delle principali fonti elettriche in Calabria e relative quote. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Il dato più forte resta il termoelettrico tradizionale: 9.481,5 GWh lordi nel 2024, pari al 70,8% della produzione lorda totale regionale. L’insieme di idroelettrico, eolico e fotovoltaico si ferma invece a 3.919,7 GWh lordi, pari al 29,2% della produzione lorda regionale. Dunque il surplus calabrese non nasce da un eccesso di eolico e solare, ma da una struttura di generazione ancora largamente basata sul termoelettrico.

Fotovoltaico e idroelettrico: due equivoci da evitare. Il fotovoltaico calabrese ha prodotto nel 2024 solo 918,3 GWh lordi, pari al 15,0% della richiesta regionale. L’idroelettrico, cui spesso si attribuisce erroneamente un peso energetico molto elevato, ha prodotto appena 813,6 GWh lordi, pari al 13,3% della richiesta e al 6,1% della produzione lorda totale. Il vero primo contributo rinnovabile elettrico, tra le tre fonti considerate, resta l’eolico, con 2.187,8 GWh.

Figura 2 – Eolico e fotovoltaico sono importanti, ma non spiegano né il surplus né la dominanza del termoelettrico.

Potenza installata non significa energia prodotta: il caso idroelettrico

Una parte dell’equivoco nasce dal fatto che nel dibattito pubblico vengono spesso riportate percentuali di potenza installata, non di energia prodotta. Ma il prezzo, i consumi, il saldo regionale e il bilancio elettrico non si valutano con i MW installati: si valutano con i GWh effettivamente generati e immessi nel sistema.

Tabella 3 – Differenza tra potenza installata e produzione energetica annua. Fonte: elaborazione su dati Terna 2024.

Il dato idroelettrico calabrese mostra bene la differenza tra potenza installata e produzione effettiva. Nel 2024 la Calabria disponeva di 843,2 MW di potenza idroelettrica efficiente lorda, ma la produzione lorda si è fermata a 813,6 GWh, pari a circa 965 ore equivalenti annue e a un fattore di utilizzazione dell’ordine dell’11%. Si tratta di un valore basso, spiegabile con la limitata disponibilità idrica effettiva, la stagionalità dei deflussi, i vincoli ambientali e gli usi plurimi della risorsa acqua.

Pertanto, anche per l’idroelettrico, è fuorviante confondere la potenza installata con una grande disponibilità annua di energia rinnovabile. Una parte rilevante degli impianti idroelettrici assume valore soprattutto come risorsa programmabile e modulabile sui brevi orizzonti temporali, utile per il bilanciamento e per la stabilità del sistema elettrico, più che come fonte di produzione continua. La loro importanza è quindi elevata in termini di flessibilità e riserva di potenza, ma ciò non significa che essi garantiscano automaticamente una produzione energetica annua elevata.

Questo punto è particolarmente importante rispetto all’intervista del Corriere della Sera, nella quale si richiama anche l’esigenza di un piano per bacini e salti d’acqua destinati ad accumulare energia prodotta da rinnovabili. L’idea è tecnicamente interessante se riferita a sistemi di pompaggio o ad accumuli idroelettrici, ma va formulata correttamente: un sistema di accumulo non “crea” nuova energia netta, bensì sposta nel tempo energia già prodotta, restituendone una parte inferiore a causa dei rendimenti. Il valore sta nella flessibilità, non nella generazione annua aggiuntiva.

Dal 2021 al 2024: il termoelettrico cala, ma il blocco eolico-fotovoltaico-idroelettrico cresce pochissimo

Il confronto temporale mostra una dinamica essenziale: tra 2021 e 2024 la produzione termoelettrica tradizionale cala in modo rilevante, mentre fotovoltaico, idroelettrico ed eolico, nel loro insieme, restano sostanzialmente stabili. Il fotovoltaico cresce, l’idroelettrico diminuisce, l’eolico resta pressoché invariato.

Tabella 4 – Evoluzione della produzione lorda per fonte in Calabria, 2021/2024. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Figura 3 – Il calo della produzione termoelettrica è molto più rilevante della crescita del fotovoltaico.

Dal 2021 al 2024 il termoelettrico tradizionale scende da 11.868,0 a 9.481,5 GWh, con una riduzione di 2.386,5 GWh. Nello stesso periodo il fotovoltaico cresce di 257,5 GWh, l’idroelettrico diminuisce di 220,1 GWh e l’eolico si riduce lievemente di 16,3 GWh. Il blocco idroelettrico + eolico + fotovoltaico aumenta di appena 21,1 GWh.

Il punto politico è evidente: se le rinnovabili avanzano lentamente e il termoelettrico cala, la regione deve decidere se accelerare davvero su nuova generazione rinnovabile, accumuli e flessibilità oppure se creare nuova domanda elettrica stabile per mantenere in esercizio redditizio il parco termoelettrico a gas.

Prezzo zonale e bollette: un tema fondato, ma non automatico

La proposta di fare in modo che i territori con forte produzione rinnovabile trattengano una parte del beneficio economico è condivisibile come principio. Tuttavia, nel dibattito pubblico bisogna evitare due semplificazioni. La prima consiste nel confondere il prezzo all’ingrosso con il prezzo finale in bolletta. La seconda consiste nel ritenere che la presenza di impianti rinnovabili sul territorio si traduca automaticamente in un vantaggio stabile per famiglie e imprese.

Il prezzo finale pagato dagli utenti dipende dalla componente energia, ma anche dai costi di rete, dagli oneri, dalla fiscalità, dalla struttura dei contratti, dal dispacciamento e dalla capacità del consumatore di adeguare il proprio profilo di prelievo. Inoltre, anche in una zona con molta energia rinnovabile, il prezzo può restare legato al gas nelle ore in cui la generazione rinnovabile non è sufficiente, non è disponibile o non è valorizzabile localmente per limiti di rete.

Il tema non è quindi contrapporre prezzo zonale e prezzo unico in modo propagandistico. Il tema è costruire strumenti che trasferiscano benefici verificabili al territorio: comunità energetiche, autoconsumo individuale e collettivo, contratti di fornitura orari, demand response, accumuli, reti adeguate e una quota di valore locale collegata agli impianti che modificano il paesaggio e l’uso del suolo.

Data center e carichi energivori: opportunità o sostegno indiretto al gas?

L’intervista del Corriere della Sera cita la possibilità di attrarre data center o aziende digitali ad alto consumo di energia. L’idea non è sbagliata in sé. Può avere senso se inserita in una strategia industriale regionale fondata su nuova capacità rinnovabile addizionale, accumuli, reti adeguate, flessibilità misurabile e benefici locali. Diventa invece problematica se viene presentata come leva per “far crescere le rinnovabili” senza vincoli tecnici e contrattuali precisi.

Un grande carico elettrico stabile, se non accompagnato da nuova produzione rinnovabile addizionale e da sistemi di accumulo e demand response, può finire per aumentare la domanda servita dal termoelettrico tradizionale, soprattutto nelle ore in cui fotovoltaico ed eolico non producono o producono poco. In tal caso l’effetto concreto non sarebbe la sostituzione del gas, ma il sostegno economico al parco termoelettrico esistente.

La Calabria non deve diventare il territorio in cui si aumentano i consumi elettrici per salvare la redditività della generazione fossile. Deve diventare il territorio in cui la generazione fossile viene progressivamente sostituita da rinnovabili, accumuli, reti intelligenti, comunità energetiche, autoconsumo e servizi di flessibilità.

Condizione minima per rendere credibile la proposta. Ogni nuovo grande carico energivoro dovrebbe essere subordinato a condizioni precise e verificabili: realizzazione di nuova capacità rinnovabile addizionale sul territorio; presenza di sistemi di accumulo o di flessibilità misurabile; contratti di approvvigionamento elettrico su base oraria coerenti con i profili di produzione delle fonti rinnovabili; benefici tariffari, economici o infrastrutturali effettivamente ricadenti sul territorio; preventiva verifica dell’impatto sulle reti; piena trasparenza sugli effetti per cittadini e imprese calabresi.

In definitiva, la logica dovrebbe essere analoga a quella dell’autoconsumo e dell’energia condivisa nelle Comunità Energetiche Rinnovabili: non basta localizzare un grande consumo elettrico in Calabria per poterlo qualificare come utile alla transizione energetica. Occorre che quel consumo sia coordinato con nuova generazione rinnovabile, accumuli e flessibilità, in modo da massimizzare la contemporaneità tra produzione e domanda e da evitare che l’aumento dei carichi finisca semplicemente per sostenere nuova o maggiore produzione termoelettrica da gas.

Conclusioni

L’intervista del Corriere della Sera ha il merito di porre una questione reale: i territori del Mezzogiorno non possono essere soltanto luoghi di produzione energetica e di impatto paesaggistico, senza trattenere valore economico, industriale e sociale. Tuttavia, proprio perché la questione è importante, deve essere posta con dati corretti.

Nel 2024 la Calabria ha prodotto molto più della propria richiesta elettrica, ma la produzione lorda regionale è ancora dominata dal termoelettrico tradizionale. Eolico e fotovoltaico insieme coprono circa la metà della richiesta regionale, mentre idroelettrico, eolico e fotovoltaico insieme arrivano al 64,0% della richiesta. Sono quote importanti, ma non spiegano il surplus esportato, che ammonta a 6.898,6 GWh.

L’idroelettrico, in particolare, ha prodotto nel 2024 solo 813,6 GWh lordi: un contributo utile, ma ben lontano dall’idea di una grande abbondanza idroelettrica regionale. Il fotovoltaico, con 918,3 GWh, resta ancora modesto rispetto alle potenzialità climatiche della Calabria. Il vero nodo rimane quindi il termoelettrico tradizionale, pari a 9.481,5 GWh lordi nel 2024.

La Calabria può e deve diventare un laboratorio della transizione energetica. Ma non basta dichiararla “hub delle rinnovabili”. Occorre sostituire produzione fossile con nuova produzione rinnovabile, accumuli, flessibilità, reti intelligenti, autoconsumo diffuso e benefici verificabili per cittadini, imprese e comunità locali.

Questa è la distinzione che il dibattito pubblico deve avere il coraggio di fare: non ogni hub energetico è un hub delle rinnovabili; non ogni grande carico elettrico è una politica industriale sostenibile; non ogni vantaggio all’ingrosso si traduce automaticamente in bollette più basse. La proposta è credibile solo se il nuovo consumo elettrico aiuta davvero a ridurre il gas, non se serve a renderlo ancora economicamente necessario.

Riferimenti e fonti utilizzate

• Corriere della Sera, Federico Fubini, “Roberto Occhiuto, governatore della Calabria: «Il Sud genera più energia pulita con eolico e solare, ma paga troppo»”, 7 giugno 2026.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2024, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria. Dati su impianti, produzione lorda, produzione netta, produzione destinata al consumo, richiesta, perdite e consumi.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2021, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria. Dati su impianti, produzione lorda, produzione netta, produzione destinata al consumo, richiesta, perdite e consumi.
• Gestore dei Mercati Energetici, documentazione e pubblicazioni sul PUN Index GME e sui prezzi zonali del Mercato del Giorno Prima.
• Regione Calabria, Linee di indirizzo e documentazione preliminare per l’aggiornamento del Piano Regionale Integrato Energia e Clima (PRIEC), con riferimento al ruolo delle centrali turbogas a ciclo combinato presenti in Calabria.
• Nota interpretativa: le elaborazioni percentuali e i confronti 2021/2024 sono calcoli dell’autore effettuati sui valori Terna riportati nelle fonti sopra indicate. Le quote sono arrotondate al primo decimale.

L'articolo Calabria “hub delle rinnovabili” o piattaforma termoelettrica a gas? proviene da Italia nel futuro.

di Daniele Menniti

Professore Ordinario di Sistemi Elettrici per l’Energia – Università della Calabria

L’intervista rilasciata al Corriere della Sera dal Presidente della Regione Calabria Roberto Occhiuto pone una questione che non va liquidata con sufficienza: i territori che ospitano impianti rinnovabili devono poter trattenere una parte del valore che quegli impianti generano. Se un territorio accetta parchi eolici, impianti fotovoltaici, opere di rete e trasformazioni paesaggistiche, è ragionevole chiedere che famiglie, imprese e comunità locali non restino soltanto spettatori degli impatti, ma partecipino ai benefici.

Fin qui il ragionamento è condivisibile. Diventa però debole quando il surplus elettrico calabrese viene associato, anche solo implicitamente, alla produzione rinnovabile. La Calabria è certamente una regione elettricamente esportatrice. Ma esportare energia non significa necessariamente esportare energia pulita. Il punto decisivo è capire da quali fonti provenga quella produzione.

I dati Terna 2024 sono molto chiari. La Calabria ha avuto una richiesta elettrica regionale pari a 6.125,9 GWh e consumi finali pari a 5.050,4 GWh. Nello stesso anno la produzione destinata al consumo è stata pari a 13.024,5 GWh, con un export netto verso le altre regioni di 6.898,6 GWh. Dunque, sì: la Calabria produce molto più di quanto richieda. Ma il dato successivo cambia radicalmente la lettura politica: la produzione lorda termoelettrica tradizionale è stata pari a 9.481,5 GWh, cioè il 70,8% della produzione lorda regionale.

Eolico e fotovoltaico, che sono le due fonti richiamate con maggiore forza nel dibattito sul prezzo zonale, hanno prodotto insieme 3.106,1 GWh. È un dato importante, pari a circa la metà della richiesta elettrica regionale, ma non sufficiente a spiegare né il surplus esportato né la struttura reale della produzione calabrese. Se si aggiunge l’idroelettrico, il totale di idroelettrico, eolico e fotovoltaico arriva a 3.919,7 GWh, pari al 64% della richiesta. Anche questa è una quota rilevante, ma resta molto lontana dai 9.481,5 GWh prodotti dal termoelettrico tradizionale.

Per questo è fuorviante presentare la Calabria come se fosse già un compiuto hub delle rinnovabili. La Calabria è, ancora oggi, una regione che esporta energia elettrica prodotta in larga parte da impianti termoelettrici, alimentati prevalentemente a gas naturale. Il tema vero non è dunque rivendicare genericamente il surplus elettrico, ma trasformare la struttura della produzione, sostituendo progressivamente il gas con nuova capacità rinnovabile, accumuli e flessibilità.

C’è poi un secondo equivoco, molto diffuso: confondere potenza installata ed energia prodotta. Il caso dell’idroelettrico è emblematico. Nel 2024 la Calabria disponeva di 843,2 MW di potenza idroelettrica efficiente lorda, ma la produzione lorda si è fermata a 813,6 GWh. Sono circa 965 ore equivalenti annue, con un fattore di utilizzazione dell’ordine dell’11%. Ciò significa che quella potenza è preziosa come riserva, modulazione e supporto alla stabilità del sistema, ma non corrisponde a una grande disponibilità annua di energia.

Anche il fotovoltaico merita una lettura meno enfatica. In una regione con elevata risorsa solare, la produzione fotovoltaica 2024 si è fermata a 918,3 GWh, pari al 15% della richiesta elettrica regionale. Non siamo di fronte a un eccesso di fotovoltaico, ma semmai a una tecnologia che deve ancora crescere molto se si vuole ridurre in modo strutturale il ruolo del gas.

Il discorso sul prezzo zonale va quindi affrontato con serietà. È giusto chiedere che una quota del vantaggio economico delle rinnovabili resti nei territori che ospitano gli impianti. Ma non bisogna far credere che il beneficio all’ingrosso si traduca automaticamente in bollette più basse. Il prezzo finale pagato da famiglie e imprese dipende da molte componenti: energia, rete, oneri, fiscalità, dispacciamento, struttura contrattuale e profilo orario dei consumi. Inoltre, nelle ore in cui le rinnovabili non producono o non sono sufficienti, il prezzo può continuare a essere determinato dal gas.

Da qui nasce il punto più delicato dell’intervista: l’idea di attrarre in Calabria data center o aziende digitali ad alto consumo di energia. È una proposta che può avere senso solo a condizioni molto precise. Ogni nuovo grande carico energivoro dovrebbe essere subordinato a nuova capacità rinnovabile addizionale sul territorio, sistemi di accumulo o flessibilità misurabile, contratti di approvvigionamento su base oraria coerenti con i profili delle fonti rinnovabili, verifica preventiva dell’impatto sulle reti e benefici economici locali trasparenti.

Senza questi vincoli, il rischio è evidente: un grande consumo stabile può finire per aumentare la domanda servita dal termoelettrico tradizionale, soprattutto nelle ore senza sole e con poco vento. In quel caso non si starebbe costruendo una politica industriale per la transizione energetica, ma una nuova base di domanda utile a mantenere economicamente attivi gli impianti a gas.

La logica corretta dovrebbe essere quella dell’autoconsumo e dell’energia condivisa in un modello simile, ad esempio, a quello delle comunità energetiche rinnovabili: produzione rinnovabile, domanda, accumulo e flessibilità devono essere coordinati per massimizzare la contemporaneità tra generazione e consumo. Non basta localizzare un grande consumo in Calabria per definirlo utile alla transizione. Deve essere un consumo intelligente, flessibile, contrattualmente agganciato a nuova produzione rinnovabile e capace di generare valore per il territorio.

La Calabria ha tutte le condizioni per diventare un laboratorio avanzato della transizione energetica: sole, vento, competenze universitarie, aree industriali, reti, comunità energetiche rinnovabili, capacità di innovazione. Ma non basta chiamarla “hub delle rinnovabili”. Bisogna costruirlo davvero. E costruirlo davvero significa ridurre la dipendenza dal gas, non aumentarne indirettamente la convenienza economica.

La distinzione, in fondo, è semplice: non ogni hub energetico è un hub delle rinnovabili; non ogni aumento dei consumi elettrici è politica industriale; non ogni prezzo zonale produce automaticamente benefici in bolletta. La Calabria deve rivendicare il diritto a trattenere valore, ma deve farlo sulla base di una strategia chiara: più rinnovabili reali, più accumuli, più flessibilità, più autoconsumo, più benefici locali. Altrimenti, dietro la retorica della transizione, rischia di restare il vecchio schema: produrre energia in Calabria, esportare valore altrove e lasciare al territorio solo gli impatti.

Dati essenziali richiamati nell’articolo

Tabella – Elaborazione su dati Terna 2024, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola Calabria.

Fonti

• Corriere della Sera, Federico Fubini, intervista a Roberto Occhiuto, 7 giugno 2026.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2024, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2021, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria.

L'articolo La Calabria non è ancora un hub delle rinnovabili: esporta energia prodotta soprattutto a gas proviene da Italia nel futuro.

La transizione energetica e la naturale exit strategy del gas dal prezzo marginale dell’elettricità

Abstract

Nel dibattito pubblico il disaccoppiamento tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricità è spesso presentato come una questione amministrativa o regolatoria. In realtà, sebbene possa essere perseguito per tale via, esso emerge in modo più solido e duraturo quando la diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo riduce progressivamente il ruolo delle tecnologie fossili nella determinazione del prezzo marginale e, conseguentemente, la dipendenza energetica.

Questo lavoro analizza il ruolo del mercato del giorno prima e delle rendite inframarginali, evidenziando come i fenomeni di cannibalizzazione dei prezzi associati alla crescente penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo si manifestino in un contesto in cui il prezzo marginale è spesso determinato dalle tecnologie fossili e come tali dinamiche possano sostenere l’ulteriore diffusione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, riducendo progressivamente nel tempo il ricorso alla generazione da fonti fossili.

In questo contesto, l’articolo esamina come il ruolo congiunto delle fonti rinnovabili e delle tecnologie di accumulo, nel guidare la transizione energetica, possa favorire il naturale disaccoppiamento del prezzo dell’energia elettrica da quello del gas, richiamando anche il contributo delle comunità energetiche rinnovabili e degli inverter grid-forming alla configurazione dei sistemi elettrici futuri.

L’equivoco del tetto amministrativo al prezzo

Il dibattito pubblico sul cosiddetto disaccoppiamento tra gas e rinnovabili è spesso ridotto a un problema di ingegneria regolatoria. La visione amministrativa propone di separare i mercati per decreto oppure di imporre cap artificiali ai prezzi dell’elettricità. Tale approccio non elimina la dipendenza dal gas: semplicemente ne redistribuisce gli effetti attraverso meccanismi di sussidio o trasferimenti tra operatori.

Il vero disaccoppiamento avviene solo quando la tecnologia marginale del sistema elettrico non è più basata sulla combustione del gas. In quel momento il prezzo dell’elettricità non è più determinato dal costo della molecola fossile ma da tecnologie a costo marginale molto più basso.

Il ruolo del Mercato del Giorno Prima (MGP)

Per comprendere perché il gas influenzi il prezzo dell’elettricità è necessario richiamare brevemente il funzionamento del Mercato del Giorno Prima.

Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dal principio del prezzo marginale. L’ultima centrale necessaria a coprire il carico stabilisce il prezzo per tutte le altre.

Questo meccanismo non è una distorsione del mercato ma uno strumento efficiente per coordinare il dispacciamento e gli investimenti in un sistema con tecnologie caratterizzate da costi marginali diversi.

Il problema del prezzo marginale

Nel mercato elettrico europeo il prezzo dell’energia è determinato dalla tecnologia marginale. Storicamente questa tecnologia è spesso stata rappresentata dalle centrali a gas, il cui costo del combustibile influenza direttamente il prezzo dell’elettricità.

Il Merit Order nel mercato elettrico

Il cosiddetto merit order ordina gli impianti di generazione secondo il loro costo marginale. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali molto bassi, entrano per prime nel mercato.

L’effetto della crescita delle rinnovabili

L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.

La nuova tecnologia marginale: lo storage

Con l’aumento della penetrazione delle fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, il sistema elettrico evolve verso una nuova configurazione in cui la tecnologia marginale non è più il gas ma lo storage.

Implicazioni per il sistema elettrico

Quando lo storage diventa la tecnologia marginale, il prezzo dell’elettricità è determinato dal costo di ciclaggio dell’accumulo, ossia dal costo economico associato a ciascun ciclo completo di carica e scarica dello storage, piuttosto che dal prezzo del gas. In tale configurazione il disaccoppiamento tra elettricità e combustibili fossili non è più una misura regolatoria ma una proprietà strutturale del sistema energetico.

La transizione energetica, pertanto, non è soltanto una sostituzione di tecnologie, ma una trasformazione profonda della logica economica del mercato elettrico. Il passaggio da una tecnologia marginale fossile a una basata sull’accumulo segna il vero punto di disaccoppiamento tra il prezzo dell’elettricità e quello del gas.

L’effetto della crescita delle rinnovabili

L’aumento della capacità rinnovabile riduce progressivamente il numero di ore in cui il gas è necessario per soddisfare la domanda. Questo fenomeno è noto come cannibalizzazione dei prezzi.

Nelle ore di elevata produzione rinnovabile, l’offerta spinge verso il basso il prezzo dell’energia, mentre nelle ore di scarsità si osservano prezzi più elevati, determinando una maggiore volatilità complessiva del sistema.

Rendite inframarginali e segnale di investimento

In un mercato nel quale le centrali a gas determinano il prezzo marginale dell’energia, il livello dei prezzi può risultare elevato. Le fonti rinnovabili, caratterizzate da costi marginali prossimi allo zero, generano quindi rendite inframarginali molto significative.

Queste rendite rappresentano un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie a basso costo marginale.

Dalla turbina a gas allo storage come tecnologia marginale

Le rendite inframarginali generate dalla produzione rinnovabile costituiscono un importante segnale economico per gli investimenti nelle tecnologie di accumulo. Strumenti regolatori possono accelerare tale processo, ma la dinamica fondamentale resta quella del mercato: i differenziali di prezzo tra le ore di surplus rinnovabile e le ore di maggiore domanda rendono economicamente sostenibile lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dei sistemi di storage. L’obiettivo di tali politiche non dovrebbe essere semplicemente quello di ridurre i prezzi nel breve periodo, ma di favorire una trasformazione strutturale del sistema elettrico, nella quale lo storage possa progressivamente assumere il ruolo di tecnologia marginale nel mercato dell’energia.

Nei mercati elettrici organizzati secondo il principio del prezzo marginale, tra cui quello italiano, il costo dell’energia non riflette il costo medio della produzione, ma quello della tecnologia marginale necessaria, in ogni istante, a soddisfare l’ultima unità di domanda.

Quando ciò avviene, il costo marginale dell’energia elettrica non è più determinato dal costo del combustibile fossile impiegato nelle centrali termoelettriche, bensì dal costo di ciclaggio dei sistemi di accumulo, comprensivo delle perdite energetiche e dei costi di ammortamento dell’infrastruttura.

Il vero punto di disaccoppiamento tra elettricità e gas non è quindi una decisione amministrativa, ma il momento in cui la tecnologia marginale del sistema passa dalla turbina a gas allo storage.

In un sistema con accumuli, è quindi utile distinguere due grandezze economiche fondamentali associate al ciclo di utilizzo dello storage: il costo marginale di carica e il costo marginale di scarica.

Il costo marginale di carica corrisponde semplicemente al costo dell’energia elettrica utilizzata per caricare lo storage:

C_charge = C_elec

dove C_elec rappresenta il costo dell’energia utilizzata per la carica del sistema di accumulo, generalmente in condizioni di surplus di generazione rinnovabile e quindi con costo marginale della generazione fossile ridotto al minimo.

Quando l’energia viene restituita alla rete, il costo marginale di scarica, C_charge , deve invece tener conto sia delle perdite energetiche del ciclo di accumulo sia della degradazione del sistema di storage. In prima approssimazione esso può essere espresso come:

C_discharge = (C_elec / η) + (C_inv / N_cycles)

dove:

• C_inv è il costo di investimento del sistema di accumulo
• η è il rendimento complessivo del ciclo carica-scarica (round-trip efficiency)
• N_cycles è il numero totale di cicli di vita della batteria

In presenza di sistemi di accumulo diffusi, il mercato elettrico tende quindi a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale delimitata da queste due grandezze:

Costo minimo ≈ C_charge
Costo massimo ≈ C_discharge

Pertanto, nelle ore di abbondanza di produzione rinnovabile, quando gli accumuli si caricano, il costo marginale dell’energia tende ad avvicinarsi al costo marginale delle fonti rinnovabili, generalmente molto basso. Al contrario, nelle ore di maggiore domanda, quando gli accumuli restituiscono energia alla rete, il costo marginale tende invece ad avvicinarsi al costo di scarica dello storage.

L’ampiezza della banda di variazione del costo marginale può essere espressa, in prima approssimazione, dalla seguente relazione:

ΔC ≈ C_discharge − C_charge = C_elec (1/η − 1) + (C_inv / N_cycles)

Questa relazione mette in evidenza una proprietà fondamentale dei sistemi elettrici dominati da fonti rinnovabili e sistemi di accumulo: la variabilità della produzione rinnovabile genera la volatilità dei prezzi, mentre lo storage non determina direttamente il prezzo dell’energia, ma ne delimita l’intervallo di variazione economicamente sostenibile.

In altre parole, mentre nei sistemi fuel-driven il prezzo marginale è ancorato al costo del combustibile della centrale marginale, nei sistemi renewables-and-storage driven esso tende a oscillare all’interno di una banda delimitata dal costo di carica e dal costo di scarica dell’energia accumulata.

Da questa semplice analisi risulta, inoltre, che l’ampiezza di tale banda dipende principalmente dal rendimento del ciclo di accumulo e dal costo di investimento dello storage ripartito sul numero di cicli di vita.

Quindi, in un sistema dominato da fonti rinnovabili e accumuli, il costo marginale dell’elettricità tende progressivamente a riflettere il costo di ciclaggio dell’energia piuttosto che quello del combustibile.

In aggiunta, se il sistema di accumulo è gestito in modo ottimale, cioè caricandosi nelle ore in cui il costo dell’energia è minimo e scaricandosi nelle ore di maggiore domanda, il mercato elettrico tende naturalmente a operare all’interno di una banda di variabilità del costo marginale relativamente ristretta, che rimarrà comunque influenzata dalla variabilità della produzione rinnovabile, della domanda e dai vincoli di rete, fattori che, peraltro, esistono anche in un sistema interamente fuel-driven.

In questo contesto il sistema elettrico evolve progressivamente da un regime fuel-driven, nel quale il costo dell’elettricità è determinato dal combustibile fossile utilizzato dalle centrali marginali, a un regime storage-driven, nel quale il costo marginale riflette il costo di gestione temporale dell’energia.

Il gas perde quindi progressivamente il ruolo di tecnologia marginale e il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas non richiede più interventi amministrativi: esso emerge come una proprietà strutturale del sistema elettrico, nel quale lo storage non determina il prezzo dell’energia, ma ne limita l’intervallo di variazione.

Il rischio economico delle nuove infrastrutture GNL

Gli investimenti in nuove infrastrutture di rigassificazione possono generare un significativo rischio di asset non recuperabili (stranded assets), in quanto il sistema elettrico evolve verso una crescente dominanza delle fonti rinnovabili e degli accumuli.

CER, accumuli e inverter grid-forming

Le Comunità Energetiche Rinnovabili contribuiscono a ridurre congestioni locali e migliorare l’utilizzo delle infrastrutture esistenti.

Gli inverter grid-forming consentono a impianti rinnovabili e sistemi di accumulo di fornire servizi di stabilità tradizionalmente garantiti dalle macchine rotanti.

Conclusioni

La transizione energetica rappresenta una trasformazione profonda della logica economica del sistema elettrico.

Il disaccoppiamento tra prezzo dell’elettricità e prezzo del gas emerge come risultato naturale di questa evoluzione tecnologica.

L’Italia dispone delle condizioni per evolvere verso un sistema basato su fonti rinnovabili, accumuli e reti intelligenti.

L'articolo Dal disaccoppiamento amministrativo alla sovranità elettrica strutturale proviene da Italia nel futuro.

Monaco e la sicurezza energetica europea

L’analisi che segue nasce a partire dall’articolo pubblicato da BBC News il 13 febbraio 2026, nel quale si descrive come la Conferenza sulla Sicurezza di Monaco abbia segnato una sorta di spartiacque nelle relazioni tra Stati Uniti ed Europa, con un richiamo esplicito a una “nuova era geopolitica”.

Se da un lato questo articolo evidenzia le dinamiche politiche e strategiche tra Washington e i partner europei, dall’altro lascia aperta una questione di fondamentale rilevanza: l’Europa non può limitare la sua riflessione alla sola dimensione militare della sicurezza, ma deve urgentemente riconoscere che la sua vulnerabilità energetica è oggi parte integrante della sua capacità di difesa e di deterrenza.

La seguente brevissima analisi, si propone di collocare questa osservazione in un contesto storico e sistemico più ampio, mostrando come decenni di evoluzione del mercato energetico europeo e di relativa transizione incompiuta possano aver posto l’Unione alle estremità di un bivio strategico.

Il gas come architrave geopolitica

Le relazioni energetiche tra Europa e Russia hanno progressivamente ridefinito la geografia del potere nel continente. I gasdotti Nord Stream hanno consolidato una dipendenza strutturale, mentre il gas naturale è divenuto elemento cardine delle politiche energetiche nazionali.

La crisi ucraina ha reso evidente ciò che per anni era rimasto sottotraccia: la dipendenza energetica comporta vulnerabilità strategica. La sostituzione delle forniture russe con GNL proveniente da altri mercati ha attenuato il rischio politico immediato, ma non ha eliminato la fragilità sistemica.

Il Mediterraneo e il ritorno dell’energia come leva strategica

Parallelamente, il Mediterraneo orientale è divenuto un nuovo epicentro energetico. Le scoperte dei giacimenti Leviathan e Tamar hanno modificato gli equilibri regionali, mentre il progetto EastMed e le tensioni sulle Zone Economiche Esclusive hanno accentuato la dimensione geopolitica delle infrastrutture.

Lo Stretto di Hormuz rimane uno dei principali choke point globali. Il controllo delle rotte energetiche si conferma fattore determinante nella competizione tra potenze, in un contesto in cui le risorse naturali tornano al centro delle relazioni internazionali.

Sicurezza energetica e deterrenza europea

La sicurezza europea non può più essere interpretata esclusivamente in chiave militare. Reti elettriche, interconnessioni transfrontaliere, terminali di rigassificazione, sistemi di accumulo e piattaforme digitali di gestione costituiscono asset strategici.

Colpire le infrastrutture energetiche significa incidere direttamente sulla resilienza industriale e sociale. In un sistema caratterizzato da crescente elettrificazione, la rete elettrica rappresenta il sistema nervoso dell’economia.

L’occasione mancata della transizione in Italia

Alla fine degli anni Novanta l’Europa avviava la liberalizzazione dei mercati energetici. In Italia, il Decreto Legislativo 79/1999 apriva alla concorrenza e all’autoproduzione. Pochi anni dopo, il D.Lgs. 387/2003 qualificava gli impianti alimentati da fonti rinnovabili come opere di pubblica utilità, indifferibili e urgenti, segnando una svolta normativa di grande portata.

Il messaggio era inequivocabile: la transizione energetica non rappresentava solo una scelta ambientale, ma una strategia infrastrutturale e industriale. In quegli anni si abbandonavano progressivamente olio combustibile e carbone, sostituendoli con centrali a ciclo combinato a gas, caratterizzate da rendimenti prossimi al 60%. Il gas era concepito come fonte ponte, funzionale alla progressiva affermazione delle rinnovabili.

Tuttavia, quella fase transitoria non si è conclusa nei tempi previsti. Il ponte è diventato struttura permanente, rallentando il processo di indipendenza energetica.

La mancata accelerazione della transizione, soprattutto in Italia, ha progressivamente trasformato una scelta tattica in una dipendenza strutturale.

Se l’obiettivo iniziale era ridurre l’esposizione energetica estera attraverso la diffusione capillare delle rinnovabili, il rallentamento normativo, autorizzativo e industriale ha finito per consolidare la centralità del gas ben oltre la sua funzione originaria.

Oggi paghiamo il prezzo di quella lentezza: vulnerabilità geopolitica, esposizione ai mercati internazionali e crescente dipendenza da forniture esterne, comprese quelle statunitensi.

L’Italia, poi, rappresenta un caso emblematico.  Priva di significative risorse fossili nazionali, fortemente dipendente dall’importazione di gas e caratterizzata da un tessuto industriale energivoro, il Paese avrebbe avuto – e avrebbe tuttora – un interesse strategico prioritario nell’accelerare la diffusione delle fonti rinnovabili.

L’indipendenza energetica italiana non può essere interpretata come autosufficienza assoluta, ma come drastica riduzione della dipendenza estera attraverso:

• generazione distribuita;
• fotovoltaico diffuso su edifici;
•  eolico onshore e offshore;
•  accumulo distribuito e utility-scale;
• elettrificazione efficiente dei consumi finali.

Ogni rinvio giustificato da convenienze economiche contingenti rischia di tradursi in una subordinazione strutturale nel medio periodo.

Rinviare oggi significa pagare domani in termini di sovranità, competitività e stabilità macroeconomica.

La dimensione tecnico-sistemica della indipendenza energetica

Un sistema energetico sempre più basato su fonti rinnovabili diffuse richiede investimenti crescenti in ricerca e sviluppo, perché cambia la natura stessa del sistema elettrico e con essa le condizioni della sua stabilità.

Per oltre un secolo essa è stata garantita dalla massa rotante dei sistemi di generatori presenti nelle grandi centrali tradizionali, che assicuravano inerzia e continuità operativa quasi “per legge fisica”.

Oggi quella stabilità non si può più garantire con soluzioni tradizionali: deve essere progettata e ricostruita attraverso strumenti tecnologici avanzati. È in questo contesto che emerge il concetto di “inerzia sintetica”.

Diventa quindi necessario adottare tecnologie di conversione e controllo capaci non solo di immettere energia in rete, ma di sostenerne attivamente equilibrio e affidabilità. È in questo contesto che assumono rilievo gli inverter di nuova generazione, detti grid-forming, in grado di contribuire alla regolazione di frequenza e tensione e di simulare, attraverso controllo elettronico avanzato, le funzioni che un tempo erano assicurate dalla sola inerzia meccanica.

Lo storage assume un ruolo infrastrutturale: batterie utility-scale, accumulo distribuito, pompaggio idroelettrico e idrogeno verde rappresentano strumenti fondamentali per garantire flessibilità, sicurezza operativa e protezione dagli shock geopolitici.

La resilienza del sistema elettrico passa inoltre attraverso la protezione cyber e l’adozione di architetture digitali avanzate. Nel XXI secolo la potenza si misura nella capacità di mantenere stabilità, continuità e autonomia energetica.

Autoconsumo diffuso e Comunità Energetiche: infrastruttura sociale della transizione

L’autoconsumo diffuso a “km 0”, realizzato attraverso i modelli di Comunità Energetiche Rinnovabili, rappresenta uno strumento di duplice valore: tecnico e strategico.

Dal punto di vista elettrico, contribuisce al miglioramento del bilancio di potenza locale, riduce i flussi sulle reti di trasmissione e distribuzione e aumenta la resilienza del sistema.

Dal punto di vista industriale e sociale, consente di accelerare la penetrazione delle fonti rinnovabili coinvolgendo attivamente cittadini, imprese e pubbliche amministrazioni.

Se adeguatamente sostenute da strumenti di digitalizzazione avanzata, le comunità energetiche possono integrare:

•  sistemi di demand response;
• gestione intelligente dei carichi;
• accumulo distribuito;
• efficientamento energetico degli edifici.

La digitalizzazione della rete e dei consumi finali non è un elemento accessorio, ma la condizione abilitante per trasformare la transizione energetica in un moltiplicatore economico.

In questa prospettiva, la combinazione tra generazione rinnovabile, accumulo, efficienza e flessibilità della domanda non rappresenta soltanto un modello tecnico evoluto, ma un vero strumento di politica industriale e di sicurezza nazionale ed europea.

Conclusioni

La vera posta in gioco non è soltanto la difesa militare dell’Europa, ma la sua libertà di scelta. Senza autonomia energetica, l’indipendenza diventa fragile.

Ritardare la transizione per convenienze di breve periodo significa trasformare una prudenza economica in dipendenza strutturale. Le vulnerabilità energetiche non restano mai neutre: prima o poi si traducono in condizionamento politico ed economico.

Per l’Italia, Paese storicamente esposto all’importazione di fonti fossili e caratterizzato da un sistema produttivo energivoro, accelerare la transizione non è un’opzione, ma una necessità.

Ciò resterebbe vero anche qualora non mancassero del tutto risorse tradizionali – che per loro natura sono esauribili, fortemente inquinanti e climalteranti – perché il paradigma energetico del XXI secolo impone sistemi sostenibili, resilienti e tecnologicamente avanzati.

In un mondo che si avvia verso una popolazione prossima ai dieci miliardi di persone, con livelli di mobilità, industrializzazione e domanda energetica incomparabili rispetto al passato, nessun modello fondato sulle risorse tradizionali e finite può garantire stabilità nel lungo periodo.

Investire in ricerca, integrare le nuove frontiere dell’intelligenza artificiale nei sistemi energetici, espandere rapidamente le rinnovabili, rafforzare l’autoconsumo e le comunità energetiche, sviluppare accumulo e digitalizzazione significa mettere in sicurezza il futuro industriale e sociale del Paese.

Nel XXI secolo l’indipendenza non si misura soltanto in confini o capacità militare. Si misura nella capacità di produrre, gestire e controllare in modo sostenibile la propria energia.

E su questo terreno l’Europa – e l’Italia – non possono più permettersi esitazioni.

L'articolo Dopo Monaco 2026, le relazioni transatlantiche tra sicurezza energetica, autonomia europea e nuova deterrenza proviene da Italia nel futuro.

Le conseguenze dell’attacco notturno condotto dagli Stati Uniti contro obiettivi iraniani, in un contesto già infiammato dal conflitto Israele-Iran, hanno immediatamente sollevato il timore di un effetto domino sui mercati energetici globali. Il rischio che lo Stretto di Hormuz — uno dei più delicati choke-point energetici del mondo — venga chiuso o reso insicuro, sta alimentando le preoccupazioni di una nuova impennata del prezzo di petrolio e gas.

Perché il mondo guarda allo Stretto di Hormuz

Attraverso questo tratto di mare, largo appena una quarantina di chilometri, passa oltre il 20% della produzione mondiale di petrolio e una quota significativa di gas naturale liquefatto (GNL). L’Iran, che affaccia direttamente su questa rotta marittima, ha più volte minacciato rappresaglie e chiusure in caso di interventi militari stranieri. Già in passato, simili tensioni hanno fatto balzare in alto i prezzi del Brent e del WTI, con ripercussioni su carburanti, elettricità e inflazione.

Petrolio e gas: le reazioni dei mercati

I mercati hanno già mostrato segnali di nervosismo: il Brent ha guadagnato fino all’11%, e l’energia derivata dal gas GNL risulta in rialzo per effetto dei legami di mercato tra i due vettori energetici. Le quotazioni potrebbero superare i 100-150 $/barile nel caso di un blocco effettivo dello stretto. Una simile impennata si rifletterebbe in pochi mesi sulle bollette italiane ed europee, nonostante le scorte e i contratti a termine.

L’Italia in prima linea

L’Italia, che ha già pagato un prezzo altissimo durante la crisi energetica successiva all’invasione russa dell’Ucraina, si trova ancora una volta esposta. La dipendenza dal GNL statunitense, molto più costoso di quello russo e mediorientale, e la scarsità di alternative continentali pongono il nostro Paese in una posizione di vulnerabilità strutturale.

Cosa possiamo fare: accelerare sulle fonti rinnovabili

Secondo il Prof. Daniele Menniti, Ordinario di Sistemi Elettrici per l’Energia presso l’Università della Calabria e Presidente dello spin-off accademico Creta Energie Speciali S.r.l., è urgente che l’Italia risponda non solo con misure tampone, ma con una strategiastrutturale di decarbonizzazione e indipendenza energetica.
Una importante risposta sostenibile e strategica a lungo termine è l’accelerazione decisa sulla produzione distribuita da fonti rinnovabili. Le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), l’autoconsumo collettivo e i sistemi di accumulo sono strumenti chiave per proteggere famiglie e imprese dalle dinamiche geopolitiche. Il 2025 è l’anno decisivo per chi vuole accedere agli incentivi previsti dal PNRR: contributi a fondo perduto fino al 40% e detrazioni fiscali fino al 50% sono oggi strumenti reali e concreti per invertire la rotta. “Non possiamo restare spettatori di una crisi annunciata. Le tensioni internazionali impongono una risposta immediata: accelerare la produzione distribuita da fonti rinnovabili e puntare sulle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER)”, ha dichiarato Menniti. “Il 2025 è l’anno cruciale: grazie ai fondi del PNRR, famiglie e imprese possono ricevere contributi a fondo perduto fino al 40% per impianti rinnovabili inseriti in CER, oltre a detrazioni fiscali molto vantaggiose. Ma i tempi per accedere a questi benefici sono stretti: il termine per la domanda è fissato al 30 novembre 2025”.
La transizione verso un sistema energetico sostenibile e decentralizzato, secondo l’esperto, può essere il vero scudo per famiglie, imprese e territori, in un mondo sempre più instabile.
Il Professore, infine, sottolinea anche i rischi strutturali dell’attuale modello energetico italiano, ancora troppo dipendente dal GNL importato via nave, spesso a costi elevatissimi, e conclude affermando che “La risposta non è solo economica o ecologica, ma geopolitica”.

Conclusioni

L’Italia non può permettersi di restare spettatrice. Le tensioni in Medio Oriente non sono solo un tema di politica estera: sono una variabile chiave della nostra sicurezza energetica.
La transizione verso l’autoproduzione energetica da fonti rinnovabili non è più solo una scelta ecologica, ma una necessità strategica e geopolitica.

L'articolo Una nuova impennata dei costi energetici all’orizzonte? I rischi per l’Italia dopo l’attacco USA all’Iran proviene da Italia nel futuro.