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 promessa sepolta sotto i nostri piedi

Per anni, forse per decenni, la geotermia è rimasta ai margini del grande racconto energetico contemporaneo — una presenza discreta, quasi laterale, evocata con rispetto dagli specialisti, ignorata dal dibattito pubblico, sovrastata dall’epica ben più visibile del solare e dell’eolico. Eppure, proprio mentre il mondo industriale accelera la ricerca di fonti stabili, programmabili, capaci di garantire continuità produttiva senza emissioni climalteranti, quella stessa geotermia torna oggi al centro della discussione scientifica con una forza inattesa.

È questo il messaggio emerso con chiarezza dal simposio del MIT dedicato all’energia geotermica di nuova generazione, un appuntamento che ha riunito accademici, investitori, startup e colossi energetici attorno a una convinzione che, fino a pochi anni fa, sarebbe apparsa quasi temeraria: il calore custodito nella crosta terrestre potrebbe rappresentare una delle più grandi riserve energetiche accessibili all’umanità .

Il punto, tuttavia, non è stabilire se questa energia esista. Esiste. Il punto è un altro – ben più complesso, ben più decisivo. Riusciremo a raggiungerla, estrarla, convertirla e distribuirla a costi competitivi?

La domanda non è affatto marginale. Secondo gli esperti intervenuti al MIT, la crosta continentale contiene una quantità di calore tale da poter alimentare intere generazioni. Una riserva che, su scala pratica, può essere considerata quasi inesauribile. E tuttavia, come spesso accade nelle grandi rivoluzioni tecnologiche, tra il potenziale teorico e la realtà industriale si apre un abisso fatto di limiti fisici, complessità ingegneristiche, investimenti ad alto rischio e tempi di maturazione ancora incerti.

La geotermia, in fondo, soffre del paradosso delle tecnologie troppo promettenti: tutti ne riconoscono il valore, pochi sono pronti a scommettere davvero sulla sua trasformazione sistemica.

Il salto tecnologico: perforare oltre il limite

Per comprendere la posta in gioco occorre guardare sotto la superficie, letteralmente. Le tecnologie geotermiche oggi operative derivano in larga misura dall’esperienza accumulata nel settore petrolifero e del gas. Pozzi verticali, trivellazioni profonde, fratturazione controllata, sistemi di circolazione dei fluidi: strumenti concepiti per estrarre idrocarburi che oggi vengono riadattati per catturare calore. Ma questo approccio, sostengono i ricercatori, non basta più.

Le temperature realmente trasformative si trovano a profondità molto superiori a quelle comunemente raggiunte. Oltre i quattro chilometri, oltre i sei, fino a dieci chilometri nel sottosuolo, dove la roccia può superare i 350 o perfino i 400 gradi Celsius. È lì che la geotermia cambierebbe scala; è lì che ogni singolo pozzo potrebbe moltiplicare la propria resa energetica di ordini di grandezza . E qui emerge il nodo tecnico. Le trivelle meccaniche convenzionali incontrano limiti materiali severissimi: usura accelerata, temperature distruttive, pressioni estreme, instabilità geologiche. Non è semplicemente difficile perforare a quelle profondità. È, con i metodi tradizionali, economicamente quasi proibitivo.

Tra le innovazioni più discusse spicca quella di Quaise Energy, spin-off nato proprio nell’ecosistema MIT, che propone una soluzione tanto audace quanto controintuitiva: sostituire la perforazione meccanica con fasci di onde millimetriche ad alta frequenza capaci di vaporizzare la roccia. Non frantumarla. Vaporizzarla. L’idea, derivata da tecnologie sviluppate per la ricerca sulla fusione, ha già mostrato risultati sperimentali promettenti. Ma è qui che l’entusiasmo deve confrontarsi con il rigore. Una dimostrazione controllata non equivale a una filiera industriale. Un test riuscito non garantisce replicabilità su vasta scala. E soprattutto, la storia dell’energia è costellata di tecnologie che hanno brillato nei laboratori per poi arenarsi di fronte alla brutalità del mercato. La geotermia profonda potrebbe essere la prossima rivoluzione. Oppure l’ennesimo miraggio ad alta intensità di capitale.

Startup, capitali e dimostrazioni sul campo

A differenza di altre tecnologie emergenti, tuttavia, la geotermia avanzata può già esibire qualcosa di essenziale: ecco alcuni casi concreti. Nel New Mexico, la società Zanskar ha individuato un pozzo altamente produttivo grazie a sofisticati modelli probabilistici del sottosuolo. Nello Utah, Fervo Energy ha avviato un progetto destinato a fornire 100 megawatt alla rete elettrica, con l’ambizione di quintuplicare la capacità entro il 2028. In Germania, Eavor sta sviluppando un sistema geotermico chiuso assimilabile a un gigantesco radiatore sotterraneo, capace di generare sia elettricità sia calore per migliaia di abitazioni . Sono risultati che contano, perché spostano la geotermia dal terreno delle ipotesi a quello delle evidenze industriali.

Eppure, sarebbe ingenuo confondere i primi successi con una maturità consolidata. Molti di questi progetti beneficiano di condizioni geologiche favorevoli, incentivi specifici, ecosistemi regolatori avanzati. Replicarne l’efficacia altrove richiederà adattamenti costosi, competenze elevate e, soprattutto, una tolleranza al rischio che non tutti gli operatori saranno disposti ad assumersi.

C’è poi un altro elemento, meno discusso ma decisivo: la dipendenza culturale e tecnologica dall’industria fossile. Gran parte del know-how oggi impiegato nella geotermia proviene infatti dal settore oil & gas. Gli stessi ingegneri, le stesse tecniche di perforazione orizzontale, gli stessi sistemi di modellazione geologica. È un paradosso solo apparente: la transizione energetica, almeno in questa fase, sembra costretta a utilizzare gli strumenti del vecchio paradigma per costruire il nuovo. Una continuità che solleva interrogativi politici non banali. Può una tecnologia realmente post-carbonio nascere da infrastrutture, logiche industriali e modelli di investimento costruiti attorno al fossile? Oppure questo passaggio rappresenta, al contrario, la prova che la riconversione industriale è possibile? La risposta resta aperta.

La vera sfida: trasformare una promessa in sistema

Ogni rivoluzione energetica, se osservata nella sua traiettoria storica, attraversa tre fasi: scoperta, dimostrazione, normalizzazione. La geotermia avanzata si trova nel secondo stadio.

Ha superato la dimensione puramente teorica; ha prodotto prototipi, test, prime applicazioni commerciali. Ma non ha ancora raggiunto quella soglia critica oltre la quale una tecnologia smette di essere “promettente” e diventa inevitabile. Per arrivarci servirà molto più della sola innovazione ingegneristica. Serviranno regole autorizzative snelle; serviranno incentivi fiscali coerenti; servirà una strategia industriale che integri questa fonte nella pianificazione energetica nazionale e continentale. Servirà, soprattutto, una visione politica capace di comprendere che la transizione non può poggiare esclusivamente su fonti intermittenti.

Solare ed eolico resteranno pilastri centrali. Nessuno lo mette in dubbio. Ma una rete elettrica avanzata ha bisogno anche di energia continua, dispacciabile, disponibile ventiquattr’ore su ventiquattro. È qui che la geotermia può giocare la sua partita decisiva. Non come alternativa ideologica alle rinnovabili dominanti, ma come loro complemento strutturale.

La vera questione, dunque, non è se il calore della Terra possa alimentare il futuro. La fisica suggerisce che possa farlo. La questione è se politica, industria e finanza sapranno convergere abbastanza rapidamente da rendere questa possibilità una realtà. Perché il tempo, nella transizione energetica, non è una variabile accessoria. È il fattore che separa le tecnologie che cambiano il mondo da quelle che restano, per sempre, sepolte sotto la superficie — proprio come il calore che promettono di liberare.

L'articolo Geotermia estrema, la scommessa che può riscrivere il futuro dell’energia proviene da Italia nel futuro.

Con le rinnovabili oltre il 20% del mix elettrico e una rete progettata decenni fa, una nuova ricerca cinese mostra che l’elevata integrazione di eolico e solare può accelerare fino a quasi il 25% l’invecchiamento dei trasformatori. Un dato tecnico che riapre il dibattito sulla sostenibilità reale della transizione energetica.

Un nuovo dato tecnico in un dibattito politico acceso

Negli ultimi anni negli Stati Uniti la quota di energia generata da fonti rinnovabili ha superato il 22% del totale, con il vento e il solare tra le principali componenti della crescita.
In questo contesto, un recente studio condotto da ricercatori con base a Chongqing ha messo sotto la lente d’ingrandimento un elemento spesso trascurato nella transizione energetica: il comportamento dei trasformatori di potenza, componenti chiave che regolano tensioni e flussi nell’intera rete elettrica.

Flussi bidirezionali di energia

Finora, i modelli di progettazione e manutenzione assumevano carichi unidirezionali e condizioni relativamente stabili. Ma con l’aumento delle centrali distribuite, soprattutto solari e eoliche, la rete deve gestire flussi bidirezionali di energia, una dinamica nuova e impegnativa che comporta commutazioni più frequenti, stress termici e variazioni di carico non previste dagli standard.

Il numero chiave: fino a +25% di usura per i trasformatori

Quando gli studiosi hanno applicato il loro nuovo modello al comportamento dei trasformatori, i risultati sono stati inequivocabili: con alta penetrazione di vento e solare, l’invecchiamento dei trasformatori può accelerare fino al 23–25% oltre quanto previsto dai criteri attuali.

Questo non significa che i trasformatori falliranno immediatamente, ma indica che un carico di lavoro più dinamico e complesso riduce la vita utile degli asset e può spingere utilities e gestori di rete a sostituirli o riprogettarli prima del previsto. Si tratta di un allarme tecnico significativo, perché gli Stati Uniti già operano con una flotta di trasformatori e linee la cui età media raggiunge i 30-40 anni, un valore che riflette decadi di servizio e infrastrutture costruite principalmente negli anni ’60 e ’70.

Rinnovabili non sono il problema, ma la rete sì

Il valore delle rinnovabili nella decarbonizzazione è indiscutibile: da sole, vento e solare rappresentano la quota maggiore tra le energie pulite in US Electricity.
Il problema che emerge dallo studio non è l’energia pulita in sé, ma il fatto che le reti su cui deve poggiare sono spesso obsolete e non progettate per un flusso bidirezionale continuo. Le linee di trasmissione e distribuzione e gli stessi trasformatori sono stati concepiti in un’epoca di produzione centralizzata e passiva, dove l’elettricità fluiva solo in una direzione.

Con l’espansione delle rinnovabili, questa architettura classica diventa un limite: la rete è chiamata ad adattarsi non solo per trasferire più energia, ma per gestire fluttuazioni, inversioni di flusso e richieste di carico variabili. Il risultato è una maggiore fatica meccanica ed elettrica sui componenti, che si traduce in un invecchiamento accelerato.

Un ponte tra studi tecnici e policy pubbliche

Questo tipo di evidenza tecnica offre un terreno in cui si incrociano politiche energetiche, scelte industriali e considerazioni di resilienza infrastrutturale. Negli Stati Uniti, dove la transizione energetica è spesso al centro di controversie politiche, risultati come questi possono essere utilizzati da chi critica la rapidità con cui si stanno spingendo rinnovabili senza un adeguato aggiornamento delle reti.

Ma il punto fondamentale resta un altro: la transizione non può ridursi alla sola costruzione di più impianti puliti. Senza una parallelizzazione degli investimenti in infrastrutture — trasformatori, smart grid, sistemi di monitoraggio digitale — il sistema rischia di funzionare a distorsione, aumentando i costi e le vulnerabilità.

Trasformatori, mercato e modernizzazione

A livello di mercato, la domanda di trasformatori negli USA e in Nord America è già in crescita: il settore vale oltre USD 11 miliardi nel 2026, con proiezioni di espansione fino a oltre USD 15 miliardi entro il 2031 mentre la modernizzazione della rete diventa prioritaria.
E mentre le utilities pianificano l’integrazione delle rinnovabili, crescono anche iniziative per aumentare la produzione domestica di componenti chiave, riducendo la storica dipendenza da importazioni — oggi coprono circa l’80% del fabbisogno di grandi trasformatori.

La transizione energetica ha bisogno della rete che la regga

Lo studio segnala un punto di svolta per la discussione globale sulla transizione energetica: le infrastrutture non sono una variabile secondaria, ma la spina dorsale della decarbonizzazione.
Se i trasformatori, una delle componenti più critiche delle reti, possono degradarsi fino al 25% più velocemente sotto carichi rinnovabili, allora la conversazione deve spostarsi dall’opposizione ideologica alle riforme reali delle reti.

In altre parole, vincere la sfida climatica non significa solo installare più pannelli e turbine eoliche, ma ripensare la stessa struttura su cui l’energia deve viaggiare: più intelligente, più flessibile e più robusta. È una trasformazione profonda, che richiede visione, investimenti e politiche lungimiranti perché una rete moderna è al tempo stesso il catalizzatore e il guardiano della transizione verso un’energia davvero sostenibile.

L'articolo Fino al 25% in più di stress sulla rete: lo studio che ricollega rinnovabili, trasformatori e modernizzazione USA proviene da Italia nel futuro.