Tim Bulman
Studi economici dell'OCSE: Italia 2026
Sommario
Gli elevati prezzi dell'energia, la forte dipendenza dalle importazioni energetiche, l'incertezza a livello geopolitico e l'esigenza di ridurre le emissioni rendono fondamentale assicurare il miglioramento, nel lungo periodo, della sicurezza energetica e dell'approvvigionamento elettrico per sostenere l'attività, gli investimenti e i redditi reali in Italia sul lungo termine. L'elettrificazione delle attività ad alta intensità di carbonio (in particolare trasporti e riscaldamento) sarà di essenziale importanza per ridurre il grado di dipendenza del Paese dai combustibili fossili e abbattere le relative emissioni, ma eserciterà nuove pressioni sul sistema elettrico. Nonostante i progressi ad oggi conseguiti e l'elevato potenziale naturale dell'Italia, la nuova produzione di elettricità rinnovabile non è al passo con tali esigenze e obiettivi nazionali. Snellire l'iter autorizzativo in materia di energie rinnovabili e relative attività di trasmissione e stoccaggio, contribuirebbe a realizzare la transizione verso la generazione di un'elettricità a basse emissioni di carbonio. La tariffazione dell'elettricità è in fase di riforma al fine di meglio allinearsi alle condizioni della domanda e dell'offerta. Gli interventi pubblici a sostegno della transizione elettrica devono garantire agli investitori privati una stabilità a lungo termine, evitando al contempo incentivi che comportino effetti distorsivi e un eccessivo scarico dei costi sul bilancio pubblico.
Occorre garantire un approvvigionamento energetico sostenibile e competitivo al fine di favorire la crescita, la competitività delle imprese italiane, il tenore di vita dei cittadini e l'offerta di energia a prezzi accessibili per le famiglie, nonché per raggiungere gli obiettivi perseguiti in materia di mitigazione dei cambiamenti climatici sul lungo termine. Rispetto a molti Paesi membri dell'UE e dell'OCSE, l'Italia si conferma maggiormente dipendente dai combustibili fossili – in particolare dal gas naturale – poiché più della metà della produzione di elettricità utilizza combustibili fossili, ampiamente usati anche nei settori dei trasporti, dell'industria e del riscaldamento domestico (Grafico 3.1, Sezioni A e B). Il conflitto in Medio Oriente del 2026 evidenzia quanto sia importante per l'Italia ridurre la propria esposizione alle interruzioni dell'approvvigionamento energetico mondiale e alla volatilità dei prezzi. La strategia energetica nazionale dell'Italia prevede che le energie rinnovabili acquisiscano un ruolo molto più rilevante ai fini della generazione di elettricità (Grafico 3.1, Sezione D), nell'ambito di obiettivi più ampi di riduzione delle emissioni. Il raggiungimento di tale obiettivo richiederà un'accelerazione dei progressi.
La dipendenza dai combustibili fossili, di cui l'Italia è importatrice, determina una persistente dipendenza dall'estero, l'esposizione agli shock legati ai mercati energetici globali, e costi energetici complessivamente più elevati, nonostante in questo ambito si siano registrati di recente modesti progressi. Nel 2024 l'energia importata ha rappresentato il 74 % del consumo energetico netto totale, una quota che è rimasta sostanzialmente stabile da oltre un decennio. L'impennata dei prezzi dell'energia dovuta al conflitto in Medio Oriente mette in evidenza i rischi per la crescita, la sicurezza dell'approvvigionamento e i redditi reali. In Italia Il livello di consumo di gas naturale pro-capite è tra i più elevati in Europa. A seguito dell'invasione su larga scala dell'Ucraina da parte della Russia nel 2022, l'Italia ha realizzato uno dei cambiamenti più significativi tra i Paesi dell'OCSE, passando dall'importazione di gas proveniente dalla Russia tramite gasdotto ad altri Paesi fornitori. Tuttavia, i forti aumenti dei prezzi del gas naturale hanno contribuito a determinare un'impennata dei prezzi all'ingrosso dell'elettricità, cresciuti del ben 120 % nel periodo 2019-2025; inoltre, il sovrapprezzo dei prezzi dell'energia elettrica in Italia rispetto alla media UE è aumentato dall'8 % al 26 % (Grafico 3.2). L'incremento dei prezzi del gas ha sottratto oltre tre punti percentuali del PIL dal saldo delle partite correnti, portandolo in deficit nel 2022 per la prima volta in un decennio. Fino al 9 % delle famiglie italiane ha sostenuto con difficoltà i costi dell'energia (Istat, 2023[8]), nonostante le robuste misure di sostegno fiscale concesse dal Paese. I consumatori industriali hanno ridotto la produzione e la forza lavoro e rinviato gli investimenti, in particolare nei settori della produzione di metalli e prodotti chimici energivori, mentre altri produttori italiani sono stati in qualche modo tutelati grazie al proprio livello di efficienza energetica relativamente elevato. Nel frattempo, emergono nuove sfide per la sicurezza energetica. Le turbolenze causate dal conflitto in Medio Oriente del 2026 hanno determinato un notevole ribasso delle previsioni di crescita economica e un aumento delle previsioni di inflazione, poiché l'incremento dei prezzi dell'energia incide negativamente sulla domanda delle famiglie e sulla produzione delle imprese.
L'elettrificazione, unitamente all'aumento della quota di energia solare ed eolica nella produzione di elettricità, contribuirebbe ad incrementare la sicurezza energetica sul lungo periodo, ridurre i prezzi dell'energia, e raggiungere l'obiettivo di riduzione delle emissioni di gas serra. L'adattamento ai cambiamenti climatici sottolinea l'importanza di tali innovazioni: ondate di caldo più frequenti e intense spostano la domanda di elettricità dalla stagione invernale a quella estiva e incrementano i picchi di domanda, riducendo al contempo la domanda legata al riscaldamento e ai combustibili, quali il gas. Al contempo, l'andamento delle precipitazioni piovose e la maggiore evaporazione nelle stagioni in cui il clima è più caldo riducono il grado di affidabilità delle fonti idroelettriche (ad esempio, nella Pianura Padana). Rispetto a quanto rilevato nella maggior parte degli Stati membri dell'UE, in Italia l'utilizzo di gas naturale occupa una quota elevata nella produzione elettrica (Grafico 3.1, Sezione B) e incide maggiormente sul prezzo marginale dell'elettricità, primariamente in presenza di livelli ridotti di produzione da fonti solari o eoliche o nei periodi di picco della domanda. Tuttavia, il costo complessivo dell'elettricità generata da fonti solari ed eoliche, al lordo dei relativi investimenti nei settori dei trasporti e dello stoccaggio, è generalmente inferiore a quello dei combustibili fossili (IEA, 2025[12]). Progressi più celeri in termini di elettrificazione e il passaggio alla generazione da rinnovabili nel mix energetico italiano contribuirebbero ad abbattere i costi energetici e a migliorare il livello di sicurezza energetica. I recenti sviluppi dell'approvvigionamento energetico e dei relativi costi in altri Paesi dell'OCSE con climi analoghi a quello italiano conferma il potenziale contributo derivante dalla produzione di energia solare ed eolica (Riquadro 3.1). Nei vari Paesi europei, una quota maggiore di gas nella produzione elettrica è associata a prezzi dell'elettricità più elevati, mentre vale il contrario per la quota di energia derivante da fonti energetiche rinnovabili, persino al di fuori del periodo 2022-2023, caratterizzato da prezzi del gas eccezionalmente alti (Grafico 3.3).
Rispetto a molti altri Paesi dell'OCSE, l'Italia è rimasta indietro in termini di elettrificazione (Grafico 3.1, Sezione C), e potrebbe accelerare maggiormente il processo di transizione verso una maggiore produzione di energia da fonti solari ed eoliche. Nel 2023 la domanda di elettricità era inferiore ai livelli registrati alla fine degli anni 2010. Una più celere elettrificazione dei comparti dei trasporti, del riscaldamento e dell'industria contribuirebbe a ridurre il ruolo dei combustibili fossili nel mix energetico complessivo dell'Italia. Tuttavia, i prezzi elevati e volatili dell'elettricità, derivanti dalla marcata dipendenza dal gas naturale, scoraggiano il passaggio dai mezzi alimentati a combustibili fossili rispetto a quelli elettrici. Sebbene l'Italia abbia lungamente beneficiato di una cospicua produzione di energia idroelettrica, la generazione da fonti solari ed eoliche e la capacità in termini di trasmissione e stoccaggio sono in crescita (Grafico 3.1 – Sezione D). Nell'agosto 2025, le energie rinnovabili hanno soddisfatto il 48 % del fabbisogno elettrico italiano, in aumento rispetto al 40 % dell'anno precedente, a seguito delle riforme e degli investimenti operati di recente. L'Italia sta attuando una riforma del quadro istituzionale e normativo che regolano gli investimenti nei settori della produzione, della trasmissione e dello stoccaggio di energia rinnovabile (Riquadro 3.2).
Note: Sezione A: TES qui esclude il mercato dell'elettricità e del calore. Il carbone comprende anche torba e scisto bituminoso, ove pertinente. Sezione D: le linee tratteggiate indicano gli obiettivi nazionali per il 2030.
Fonte: OCSE; AIE – statistiche sui saldi energetici globali.
La crescente produzione di energia da fonti solari ed eoliche sta assicurando il sostegno di aree del Paese tradizionalmente in ritardo di sviluppo, tra cui gran parte delle regioni del Sud e delle Isole dotate di ingenti risorse naturali, generando così opportunità di occupazione per tecnici qualificati. In combinato disposto con le recenti riforme dei prezzi dell'energia, ciò può determinare una riduzione dei costi energetici in tali regioni. Lo sviluppo di interconnessioni a livello nazionale e tra l'Italia e i Paesi vicini può favorire un maggiore accesso all'elettricità a basso costo e a basse emissioni e ridurre i rischi di aumenti dei prezzi localizzati in regioni ad alta domanda energetica quali quelle situate al Nord del Paese (Alessi, Bonaldo and Fontini, 2025[13]; Terna, 2025[17]). Tuttavia, vi è margine per accelerare tali sviluppi e sfruttare l'elevato potenziale dell'Italia in termini di generazione da fonti solari ed eoliche incoraggiando gli investimenti e un utilizzo più efficiente dell'energia. Sarà, inoltre, necessario perseguire riforme che migliorino l'efficacia dei segnali dei prezzi e rendano il contesto normativo più favorevole.
La Spagna si colloca al primo posto tra i Paesi dell'OCSE in termini di quota di energia generata da fonti rinnovabili. La percentuale della produzione di energia solare ed eolica onshore sulla capacità totale installata è cresciuta dal 40 % nel 2000 a oltre il 65 % nel 2023, a fronte di un incremento nella generazione di elettricità passata dal 17,2 % al 51,1 % nel medesimo periodo (Grafico 3.1, Sezione D). Il divario tra la capacità installata e la generazione rispecchia la natura intermittente della produzione di energia da fonti rinnovabili e la mancanza di capacità di stoccaggio.
L'espansione è stata inizialmente guidata dal settore eolico onshore e, successivamente, dopo il 2019, dal settore del solare fotovoltaico, in virtù di fattori quali: un mix di allocazioni della nuova capacità energetica, un calo dei costi di produzione, il perseguimento di obiettivi legati all'energia rinnovabile e l'aumento dell'autoconsumo. La Spagna punta ad aumentare la quota di energie rinnovabili all'80 % entro il 2030.
La crescita delle energie rinnovabili a bassi costi marginali ha determinato una riduzione dei prezzi all'ingrosso dell'elettricità pari a circa il 20 %, consentendo loro di scendere dagli iniziali livelli superiori al valore mediano dell'UE tra il 2018 e il 2021 al di sotto di esso a partire dal 2022. I prezzi all'ingrosso dell'elettricità sono diventati negativi in alcuni periodi, in particolare quando la produzione solare è aumentata in concomitanza di scarsi livelli di domanda. La diminuzione dei prezzi medi non sembra aver scoraggiato ulteriori investimenti, sostenuti da minori costi di installazione delle energie rinnovabili. Al contrario, questioni quali la costruzione di interconnessioni e la capacità di stoccaggio rientrano tra le principali sfide per l'espansione della capacità delle energie rinnovabili.
Nota: nella Sezione B, il potere calorifico lordo (GCV) è espresso in EUR/MWh.
Fonte: OCSE; AIE – banca dati dei prezzi dell'energia.
Le riforme e gli investimenti volti a migliorare la sicurezza energetica assorbono circa un terzo delle risorse a valere sul Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) dell'Italia. Per consentire al Paese di migliorare il proprio grado di indipendenza e sicurezza energetica, il PNRR prevede investimenti in svariati campi, quali: modernizzazione della rete, transizione energetica, energie rinnovabili ed efficienza energetica; progetti di rete quali il collegamento tirrenico tra la Sicilia, la Sardegna e la terraferma; ammodernamento della rete elettrica in "reti intelligenti" (Smart Grid); diversificazione delle fonti di gas; e sostegno alle comunità energetiche e ai gruppi vulnerabili (Tabella 3.1). Il PNRR stanzia 0,5 miliardi di EUR per interventi atti a migliorare la resilienza climatica di 4 000 km di linee di trasmissione e distribuzione. Il bilancio 2026 rinvia alcuni di questi progetti al 2028 e riduce il sostegno pubblico ai soli progetti sulla trasmissione. Il bilancio 2025 prevede un investimento pluriennale atto a sostenere gli elevati costi di investimento iniziali delle tecnologie delle Smart Grid, che migliorano l'uso e la sicurezza delle infrastrutture di trasmissione esistenti. Ciò integra gli investimenti delle principali società di distribuzione, quali i progetti sulle Smart Grid (per un valore di 0,6 miliardi di EUR) a cura di Enel.
Inoltre, Terna, gestore nazionale della rete di trasmissione italiana, prevede lo stanziamento di oltre 23 miliardi di EUR volti alla modernizzazione ed espansione della rete, in primis tra le regioni del Sud e le Isole (grazie alla loro elevata capacità di generazione di energia rinnovabile e ai collegamenti con il Nord Africa), e le regioni del Nord del Paese (grazie alla relativa domanda elevata e ai collegamenti con altri Paesi dell'UE).
In termini di policy, le riforme introdotte dal PNRR includono la semplificazione degli iter autorizzativi in materia di energie rinnovabili, la riduzione dei costi di connessione per gli impianti di produzione di biometano, e una nuova legislazione volta a promuovere la produzione e il consumo di gas rinnovabile e mitigare i rischi finanziari associati agli accordi di acquisto di energia da fonti rinnovabili.
Fonte: OCSE; AIE – banca dati dei prezzi dell'energia.
3.2.1. Accrescere gli investimenti nella generazione di energia solare ed eolica
L'Italia ha sviluppato una nuova significativa capacità di generazione di energia solare ed eolica, che va a sommarsi al ruolo assunto da tempo dall'energia idroelettrica, pari a circa il 25 % della capacità del Paese. Il potenziale italiano in riferimento a tali fonti di energia è significativo (Grafico 3.4). La capacità di generazione da fonti solari ed eoliche ha registrato un'accelerazione, in particolare a partire dal 2022. Nel corso del 2022 e del 2023 la crescita è stata trainata dai sistemi fotovoltaici su piccola scala, con investimenti operati da famiglie e piccole imprese a seguito dell'impennata dei prezzi dell'energia, e per effetto del Superbonus, dell'Ecobonus e di altri crediti di imposta. Le misure previste dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) hanno sostenuto la crescita delle comunità di energia rinnovabile e dei programmi di consumo collettivo per la produzione su piccola scala, benché le installazioni non abbiano raggiunto gli obiettivi prefissati. Con la cessazione degli incentivi fiscali, il ritmo di crescita degli impianti su piccola scala ha registrato un rallentamento nella prima metà del 2025, e gli investimenti su scala industriale sono divenuti la fonte principale dell'incremento della capacità di generazione di energia da fonti rinnovabili.
Fonte: (OCSE, 2025[1]), Castillo, C. P., et al., (2024). "Renewable Energy production and potential in EU Rural Areas" (Produzione e potenziale di energia rinnovabile nelle aree rurali dell'UE), Centro comune di ricerca (JRC) dell'UE.
Nonostante i recenti progressi, occorre accelerare il ritmo di sviluppo per porre fine all′uso di combustibili fossili e raggiungere gli obiettivi perseguiti del Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) e dall'UE (Grafico 3.5). Il PNIEC prevede che l'Italia installi annualmente almeno 10 GW di capacità rinnovabile entro il 2030, pari al 17 % della capacità totale di installazione da tutte le fonti nel 2023, al fine di raggiungere l'obiettivo di generare il 42,5 % dell'energia e il 60 % dell'elettricità da fonti rinnovabili. Ciò comporterà un significativo ampliamento della pipeline di nuovi investimenti (Grafico 3.5, Pannelli B e C). Tuttavia, anche qualora raggiungesse i suoi obiettivi di incremento della generazione di energia da fonti rinnovabili, l'Italia continuerà ad alimentare, con gas naturale importato, una quota maggiore del proprio mix energetico rispetto alla maggior parte degli altri Paesi dell'UE. Le azioni prioritarie atte a rafforzare gli investimenti nel settore dell'energia solare ed eolica includono l'eliminazione dei colli di bottiglia nei processi di pianificazione e approvazione di nuovi impianti di generazione, insieme al proseguimento degli sforzi volti a potenziare le infrastrutture di rete e di stoccaggio.
A livello normativo, la frammentazione tra le diverse agenzie e i vari livelli di governo continua a ostacolare gli investimenti nel settore delle infrastrutture energetiche, e il volume crescente di progetti su larga scala aggiunge ulteriori pressioni. A livello territoriale, l'Italia applica un sistema di pianificazione e autorizzazione decentralizzato. Per ciò che attiene all'amministrazione centrale, il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) supervisiona i progetti di generazione e trasmissione su larga scala, effettua valutazioni di impatto ambientale, e coordina la politica ambientale a livello nazionale, nonché gli incentivi agli investimenti e le normative di mercato. Spetta ai governi regionali, invece, controllare la pianificazione territoriale e l'ubicazione dei nuovi impianti (ivi inclusi quelli per la produzione di energia solare ed eolica), rilasciare permessi edilizi ed autorizzazioni inerenti all'utilizzo delle risorse idriche, gestire i progetti volti alla produzione di energia solare ed eolica su piccola scala, nonché la generazione distribuita. Di conseguenza, l'attuazione dei progetti è sovente soggetta alle approvazioni sia dalle amministrazioni nazionali che da quelle regionali, generando ritardi e conflitti laddove la pianificazione regionale o gli standard ambientali superano i requisiti nazionali o divergono dagli obiettivi perseguiti dalla politica energetica nazionale. Sebbene una legge del 2024 attribuisca alle regioni il compito di designare aree idonee allo sviluppo della produzione di energia solare ed eolica, e un decreto legislativo emesso nel 2025 rafforzi il quadro giuridico per tali attribuzioni, si rilevano progressi ancora lenti ed interpretazioni significativamente divergenti tra una regione e l'altra del Paese.
I quadri regolativi nazionali sono pensati per identificare le aree idonee allo sviluppo delle energie rinnovabili, individuando zone in cui i processi di approvazione possono essere semplificati e accelerati, come gli ex siti industriali o le cave. L'esperienza internazionale suggerisce che tali quadri possono rivelarsi efficaci. In Germania, ad esempio, procedure autorizzative semplificate per i progetti situati in aree pre-designate, abbinate a meccanismi di approvazione presuntiva, possono favorire gli investimenti. Il Decreto Aree Idonee del 2024 ha introdotto, in Italia, criteri nazionali uniformi per aiutare le autorità regionali e locali a identificare i terreni idonei allo sviluppo di impianti solari ed eolici. Tali criteri mirano a garantire coerenza in tutto il Paese, proteggendo al contempo il patrimonio culturale, ambientale e agricolo. Tuttavia, l'attuazione si rivela disomogenea. Alcune regioni hanno ritardato la predisposizione dei rispettivi piani a causa di divergenze tra le parti interessate e controversie legali, contribuendo a scatenare incertezza tra gli investitori. Assicurare una maggiore coerenza in termini di pianificazione territoriale, in particolare stabilendo criteri tecnici per la definizione delle "aree idonee" e ambiti di accelerazione, ridurrebbe i rischi di natura giuridica e accrescerebbe il livello di certezza per gli investitori. Nell'ambito di tale processo, le conferenze delle amministrazioni regionali e provinciali italiane potrebbero svolgere un ruolo di maggiore coordinamento. Il livello centrale, inoltre, può assistere le autorità locali nell'aggiornamento dei piani comunali e nel relativo allineamento agli obiettivi nazionali in materia di energie rinnovabili, limitando al contempo l'entità degli interventi discrezionali a livello locale.
Nota: la capacità solare fotovoltaica annunciata e la capacità fotovoltaica in fase di realizzazione si riferiscono esclusivamente ad impianti di grandi dimensioni. Gli Stati membri la cui capacità installata combinata e la cui capacità totale dei progetti annunciati e in fase di realizzazione fino al 2030 superano gli obiettivi fissati nei rispettivi Piani Nazionali per l'Energia e il Clima sono rappresentati dalle cifre a destra, in quanto possiedono una capacità installata e in fase di realizzazione superiore al 100 % degli obiettivi legati ai rispettivi Piani Nazionali per l'Energia e il Clima.
Fonte: stime approssimative della quota di consumo finale lordo di fonti energetiche rinnovabili nel 2024 (proxy della quota FER a cura dell'AEA 2024), Agenzia Europea dell'Ambiente (AEA). EMBER, Eurostat, IRENA, GEM, TZ-SAM. Elaborazioni a cura dell'OCSE (cfr. (OECD, 2025[1])).
Le province e le città metropolitane sono responsabili dell'integrazione dei piani regionali di utilizzo del territorio in seno alle linee guida per la pianificazione comunale, rese successivamente operative dai Comuni per il tramite di regolamenti di zonizzazione e di destinazione d'uso del territorio. Un singolo progetto può richiedere l'interazione di numerose autorità (fino a 30) al livello nazionale, regionale e comunale, e un numero considerevolmente maggiore di esse laddove siano coinvolte più giurisdizioni, rispecchiando così il sistema di governance multilivello che caratterizza l'Italia. Sebbene ciascuna autorità svolga importanti funzioni di regolamentazione, la sovrapposizione delle competenze e la divergenza degli approcci applicati prolungano le tempistiche degli iter approvativi e fanno lievitare i costi di compliance, in particolare per gli investitori più piccoli. A ciò si aggiungono i conflitti derivanti dalla presentazione di molteplici istanze per siti coincidenti, che prosciugano ulteriormente le risorse amministrative. Anche i limiti di capacità rallentano il processo decisionale, in particolare nelle regioni in ritardo di sviluppo con un elevato potenziale di generazione da fonti rinnovabili. Ad esempio, uno studio condotto nel 2024 sugli sviluppi della produzione di energia solare ed eolica in Puglia ha individuato ostacoli regolatori quali: la governance decentralizzata della pianificazione territoriale, piani di utilizzo del territorio ormai obsoleti, divergenze tra direttive nazionali e direttive regionali in materia di approvazione dei progetti, duplicazione dei processi ai vari livelli di governo e interventi discrezionali da parte dei decisori a livello comunale da cui scaturiscono incongruenze (OECD, 2025[1]).
Le recenti riforme normative sono volte ad allineare gli iter autorizzativi italiani ai requisiti dell'UE per una diffusione accelerata di tutti i tipi di energie rinnovabili, anche per comparti quali riscaldamento, raffreddamento, edifici, trasporti e industria. Tali riforme mirano a semplificare gli iter autorizzativi e a introdurre scadenze temporali più chiare (Riquadro 3.3). Tuttavia, i frequenti mutamenti hanno generato nuove incertezze per i soggetti attuatori e le autorità, amplificate dai ricorsi giudiziari che hanno determinato la sospensione di alcune disposizioni. Ad esempio, nel 2024 la Regione Sardegna ha introdotto una moratoria temporanea sui nuovi progetti nel settore delle energie rinnovabili in diverse aree e ha revocato le autorizzazioni precedentemente concesse, adducendo motivazioni ambientali e culturali. La misura confliggeva con i piani energetici nazionali. Nel 2025 la Corte costituzionale ha dichiarato illegittima la moratoria, giudicandola in contrasto con la legislazione nazionale in materia ambientale. La controversia, tuttavia, ha rallentato l'attuazione dei progetti coinvolti e ha comportato un aumento dei costi. Orientamenti più chiari per le autorità preposte e i soggetti incaricati dell'attuazione di progetti, unitamente a meccanismi di coordinamento rafforzati, contribuirebbero a garantire che le riforme si traducano effettivamente in un'accelerazione degli investimenti.
Al fine di ridurre i tempi e i costi necessari per espandere la capacità di generazione dell'energia, l'Italia sta operando una riforma delle procedure di approvazione relative ai progetti di sviluppo dell'energia solare ed eolica. I maggiori progressi hanno coinvolto riforme atte a consentire a determinati tipi di investimenti di seguire procedure di pianificazione semplificate. Tra le riforme più rilevanti figurano gli emendamenti legislativi del 2025 che hanno snellito gli iter autorizzativi per la realizzazione di progetti in aree a impatto ambientale minimo, quali siti industriali o ex cave. Ad esempio:
Le procedure sono state semplificate per gli impianti fotovoltaici di piccole e medie dimensioni (1-12 MW), mentre gli impianti fotovoltaici e termici installati sui tetti sono ritenuti esenti dall'obbligo di ottenere autorizzazione, ad eccezione degli edifici situati in aree di rilevante valore storico.
I progetti eolici possono espandersi fino al 15 % della loro dimensione iniziale senza necessità di rinnovo delle autorizzazioni, mentre i progetti di potenza inferiore a 50 MW che non modificano l'area occupata non sono tenuti a presentare nuove valutazioni di impatto ambientale.
I progetti fotovoltaici galleggianti in cave, miniere e aree industriali classificate come "aree idonee" allo sviluppo del comparto solare sono esenti dall'obbligo di valutazioni complete di impatto ambientale e beneficiano di un'autorizzazione accelerata, che riduce significativamente i tempi di approvazione e contribuisce allo sviluppo di siti precedentemente sottoutilizzati.
Fonte: (OCSE, 2025[1])
La semplificazione ed integrazione degli iter autorizzativi, in particolare attraverso il loro accorpamento in un unico quadro normativo trasparente, contribuirebbe a ridurre gli oneri amministrativi e ad abbreviare i tempi di approvazione. Sebbene l'istituzione di un'autorità interamente centralizzata possa non essere realizzabile nel quadro costituzionale italiano, un organismo di coordinamento potrebbe svolgere un ruolo prezioso nel fornire assistenza ai soggetti richiedenti, condividere informazioni, individuare le criticità procedurali e facilitare la cooperazione interistituzionale. L'Italia ha istituito una piattaforma "unica" atta a garantire il principio dell'una tantum e snellire, così, il processo legato agli iter autorizzativi. Si tratta della piattaforma SUER, ossia Sportello Unico delle Energie Rinnovabili, promulgata tra il 2021 e il 2024. Il SUER è gestito dal Gestore nazionale dei Servizi Energetici (GSE) e costituisce un punto di accesso centralizzato per la presentazione delle istanze e il monitoraggio del relativo stato di avanzamento. La piattaforma, tuttavia, non è ancora pienamente operativa. La standardizzazione delle metodologie di valutazione ambientale e paesaggistica e la crescente applicazione di strumenti digitali (ad esempio, le valutazioni degli impatti cumulativi basati su tecnologie GIS) ne accrescerebbero ulteriormente la predittività, potenzierebbero la capacità amministrativa e ridurrebbero la probabilità di ricorsi e contenziosi legali.
3.2.2. Investire nella trasmissione di energia elettrica
L'incremento della domanda di energia e della relativa volatilità, unitamente alla quota crescente di energia elettrica prodotta da fonti solari ed eoliche rendono necessario procedere ad un notevole potenziamento della capacità della rete elettrica e delle connessioni transfrontaliere. La mancanza di capacità di connessione frena gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili e attività energivore, contribuendo all'aumento dei prezzi dell'energia e a una maggiore fragilità dell'approvvigionamento energetico. Gran parte del potenziale italiano in termini di generazione di energia solare ed eolica è concentrato nelle regioni del Sud e nelle Isole del Paese. Ne deriva una congestione nei punti in cui l'energia è immessa nella rete di trasmissione, mentre la domanda maggiore si registra a oltre 1 000 chilometri di distanza, verso Nord, in particolare nelle zone in cui le nuove strutture informatiche sovraccaricano la rete nei punti in cui l'energia esce dal sistema di trasmissione. La storica suddivisione del mercato elettrico in sette aree geografiche ha limitato le connessioni interregionali, con conseguente congestione. La produzione di energia eolica e solare richiede una transizione da un approccio basato su grandi impianti di produzione che riforniscono i vari utenti sparsi sul territorio a un approccio in cui sia la produzione che gli utenti sono disseminati sul territorio e in cui i flussi possono essere bidirezionali – a metà del 2025, l'Italia contava oltre 1,4 milioni di consumatori-produttori (cosiddetti prosumer). Una tale transizione necessita di investimenti significativi nelle reti di distribuzione e nelle infrastrutture fisiche e operative. A tali pressioni sugli investimenti si aggiungono il progressivo invecchiamento delle infrastrutture e gli effetti dei fenomeni meteorologici estremi di cui esse risentono.
L'Italia ha in programma importanti riforme e investimenti volti a rafforzare il proprio sistema di trasmissione e distribuzione dell'energia e le connessioni transfrontaliere (Grafico 3.6, Sezione A; Riquadro 3.2); tuttavia, il ritardo accumulato nella realizzazione dei lavori ha di fatto ostacolato lo sviluppo di nuova capacità di generazione. Terna, il gestore nazionale della trasmissione dell'energia elettrica, ha l'obbligo di connettere alla Rete tutti i soggetti che ne facciano richiesta. A giugno 2025, Terna ha ricevuto richieste di connessione alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) per approssimativamente 350 GW di nuova capacità rinnovabile, pari a cinque volte l'obiettivo di investimento del Governo nelle energie rinnovabili per il 2030. Le istanze provenivano in gran parte dalle regioni meridionali del Paese: circa la metà riguardava la connessione a impianti solari, mentre 109 GW erano destinati al comparto eolico onshore e 89 GW all'eolico offshore, con molteplici progetti bloccati in quanto in attesa di approvazione o a causa dell'insorgere di nuove priorità tra gli investitori. Gli iter per la connessione alla Rete sono lenti e onerosi, con un costo compreso che oscilla tra 150 000 e 300 000 EUR per singolo progetto (OECD, 2025[1]), rispetto al costo tipico di 550 000-700 000 EUR/MW di capacità per un progetto solare su scala industriale di capacità compresa tra 2 MW e 5 MW. Ne derivano ostacoli in primis per i piccoli produttori e le cooperative energetiche. Unitamente alle istanze di connessione alla RTN per la generazione di nuova capacità rinnovabile, il Piano di Sviluppo 2025-2034 di Terna prevede un incremento dello scambio di energia tra regioni da 16 GW a 39 GW entro il 2030. La realizzazione di tale investimento, mantenendo gli oneri di rete a livelli relativamente modesti (Grafico 3.6, Sezione B), sarà di essenziale importanza per potenziare la sicurezza energetica e migliorare la competitività dei costi.
La ridefinizione delle priorità dei progetti in materia di connessione rappresenterebbe un passo importante per il potenziamento del sistema di trasmissione e distribuzione in Italia. Prima d'ora le richieste venivano classificate in base all'ordine cronologico di ricezione. Un decreto pubblicato nel gennaio 2026 invalida le istanze di connessione per i progetti di generazione che non siano stati autorizzati o validati (annullando le richieste di connessione per i progetti inattivi) e suddivide l'Italia in 76 microregioni al fine di coordinare le connessioni all'interno di ciascun territorio. Le misure adottate possono consentire, quindi, di approvare quei progetti di connessione che si allineano e contribuiscono a investimenti di più ampio respiro nella rete di trasmissione e distribuzione, piuttosto che basarsi sulla data di presentazione della richiesta. A complemento di tali riforme, sono state adottate misure ad hoc volte ad accelerare i processi di connessione relativi ai grandi utenti, quali i centri di elaborazione dati. Sarà importante garantire accordi di natura giuridica o comunque incentrati su una transizione efficace al fine di evitare che i progetti già parzialmente approvati vengano invalidati dalla riforma, innescando così una serie di contenziosi che bloccano la riforma stessa.
Nota: Sezione A: il Grafico mostra gli incrementi della capacità di rete previsti dai gestori dei sistemi di trasmissione nazionali nei rispettivi piani decennali rispetto alla crescita prevista per la produzione di energia fotovoltaica (SolarPower Europe (2023). EU Market Outlook for Solar Power 2023-2027 (SolarPower Europe (2023). Prospettive del mercato dell'UE per l'energia solare 2023-2027).
Fonte: Cremona, E., & Rosslowe, C. (2024). Putting the mission in transmission: Grids for Europe's energy transition (Mettere la missione nella trasmissione: reti per la transizione energetica dell'Europa). Eurostat (nrg_pc_204_c)
Man mano che saranno soddisfatte le richieste urgenti di connessione, il progressivo passaggio a una strategia maggiormente anticipatoria per lo sviluppo della rete di trasmissione e distribuzione garantirebbe maggiore certezza e ridurrebbe i costi degli investimenti relativi alla capacità di generazione. Anticipare l'approvazione dei piani e delle autorizzazioni regolatorie al fine di sviluppare la capacità di connessione nelle aree prioritarie per gli investimenti nel comparto della generazione (in linea con il Piano di sviluppo nazionale 2025-2034 di Terna) ridurrebbe il grado di incertezza e semplificherebbe i processi di pianificazione e approvazione. Il Piano decennale integra la componente della programmazione territoriale, che può contribuire a indirizzare gli investimenti, ad esempio verso aree dismesse quali ex siti industriali, evitando così i progetti di investimento più controversi, quali quelli che coinvolgono le zone agricole. Un tale approccio preventivo richiederà che gli investitori dispongano di informazioni dettagliate sui piani di sviluppo delle infrastrutture, concordati con le autorità regionali e comunali competenti.
Così come per i progetti volti alla generazione di energia, la governance multilivello italiana di fatto complica i vari iter autorizzativi necessari anche per i progetti volti alla connessione, rallentando in particolar modo i cosiddetti grandi progetti. I piani di trasmissione e distribuzione sono gestiti e coordinati al livello nazionale attraverso, rispettivamente, il piano di trasmissione approvato dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) e i piani di distribuzione vagliati da ARERA. Una volta predisposto, il piano biennale di sviluppo della rete di trasmissione nazionale è sottoposto a una valutazione strategica e ambientale preventiva, prima di procedere alla fase di attuazione. I singoli progetti devono poi essere sottoposti a una valutazione di impatto ambientale e possono essere avviati solo all'avvenuto completamento della valutazione ambientale del piano complessivo: ne consegue che i tempi di attuazione possono protrarsi addirittura fino a otto anni per i progetti di trasmissione di grandi dimensioni. Sebbene il rilascio delle autorizzazioni rivolte ai progetti di trasmissione rimanga di competenza del Governo nazionale, anche il coinvolgimento dei Comuni può rallentare e frammentare gli iter autorizzativi. Essi, infatti, incidono sull'esito delle decisioni inerenti all'ubicazione degli impianti, ma, ad esempio, i rispettivi piani possono risultare obsoleti rispetto alle strategie nazionali e regionali, oppure le norme in materia di distanze minime possono variare da un Comune all'altro, causando ritardi. Lo sviluppo di linee guida armonizzate per i Comuni potrebbe accelerare e allineare gli iter di approvazione tra i diversi Comuni coinvolti in un medesimo progetto di trasmissione. Un valido supporto in tal senso è rappresentato dal nuovo strumento digitale noto come PAI (Piattaforma delle Aree Idonee), che raccoglie dati cartografici relativi alle zone destinate allo sviluppo delle energie rinnovabili. L'aggiornamento e l'allineamento dei piani istituiti dai diversi livelli di governo e la garanzia che i piani territoriali delle amministrazioni locali e regionali includano informazioni accurate sull'ubicazione delle sottostazioni e sulle previste migliorie alle infrastrutture potrebbero favorire un'accelerazione dell'iter autorizzativo. Il Riquadro 3.4 illustra alcuni approcci decentralizzati adottati in altri Paesi al fine di accelerare gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili.
Lo sviluppo della produzione di energia rinnovabile nei Paesi che utilizzano sistemi decentralizzati (quali Australia, Germania o Spagna) tende ad essere strutturata attorno a una visione nazionale per lo sviluppo della produzione e della trasmissione, inquadrata negli obiettivi e negli incentivi della policy nazionale, lasciando alle autorità subnazionali (Regioni o Stati) la responsabilità di assicurare un maggior grado di dettaglio dei piani di attuazione e delle modalità di espletamento degli iter autorizzativi. I meccanismi di coordinamento sono utilizzati per allineare la pianificazione subnazionale agli obiettivi nazionali, ad esempio concordando congiuntamente la designazione di zone dedicate. Una pianificazione strategica preventiva, che preceda la presentazione di progetti specifici, può ridurre i tempi di attuazione e, al contempo, preservare le misure di salvaguardia ambientali e di altro tipo. I meccanismi di coordinamento possono essere attuati per il tramite di organismi formali che coinvolgono più amministrazioni pubbliche, si riuniscono su base regolare e, in taluni casi, assumono i poteri di pianificazione dalle amministrazioni subnazionali e semplificano le norme e le procedure inerenti all'approvazione degli investimenti.
Fonte: (IEA, 2023[18]) (Banet and Donati, 2024[22])
3.2.3. Ampliare la capacità di stoccaggio e di riserva dell'energia per garantire stabilità
Per potenziare il ruolo della generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili nell'approvvigionamento complessivo, è necessario garantire una capacità di stoccaggio e di riserva adeguata così da bilanciare l'offerta e la domanda, anche in condizioni meteorologiche avverse, quali serate invernali fredde e senza vento. La produzione di energia solare ed eolica risponde alle condizioni naturali (sole e vento) piuttosto che alla domanda, e richiede, pertanto, una notevole capacità di stoccaggio per soddisfare quest'ultima. Si prevede, ad esempio, che la capacità di generazione scenderà, rispettivamente, di 8 GW al di sotto del previsto carico di picco di 62 GW nel 2028 e di 13 GW al di sotto del carico di picco di 67 GW nel 2033. Inoltre, una maggiore generazione di energia solare, sotto forma di corrente continua piuttosto che come turbina rotante azionatrice di un generatore, riduce l'inerzia fisica nel sistema di fornitura di energia elettrica, contribuendo a stabilizzare la volatilità delle condizioni di domanda e offerta. Affrontare la sfida dell'intermittenza delle energie rinnovabili comporta azioni quali: lo sviluppo di sistemi di stoccaggio su larga scala; il miglioramento della capacità della rete di bilanciare la domanda e l'offerta su lunghe distanze; lo sviluppo di tecnologie delle cosiddette "reti intelligenti" (Smart Grid) per accrescerne l'efficienza e gestire la domanda, anche attraverso sistemi di batterie veloci che generano inerzia sintetica; nonché la salvaguardia di una capacità di generazione di riserva flessibile attraverso il mantenimento degli impianti esistenti.
L'Italia sta realizzando progressi significativi nello sviluppo della capacità di accumulo di energia elettrica, sostenuta dal rapido calo dei costi. Ad agosto 2025 erano stati installati 17,3 GWh di capacità di accumulo di energia elettrica, il 55 % in più rispetto all'anno precedente. Ciò equivale a una capacità di approvvigionamento di 7,1 GW e potrebbe rifornire 97 500 famiglie per 24 ore, sulla base del rispettivo consumo medio annuo. L'Italia detiene la maggiore capacità di stoccaggio a pompaggio idroelettrico in Europa, con 7,6 GW di capacità, e sta investendo per utilizzare meglio tale risorsa e portare la capacità a 8 GW. Inoltre, la capacità di stoccaggio su piccola scala, spesso associata alla produzione di energia solare nelle abitazioni e nelle piccole imprese, dovrebbe raggiungere i 4 GW entro il 2030. Importante sarà il raggiungimento dell'obiettivo del Governo volto a raggiungere una capacità di stoccaggio pari a 22,5 GW entro il 2030, in considerazione dell'aumento della quota delle energie rinnovabili nel mix energetico della capacità di produzione.
L'introduzione di un quadro normativo innovativo sta contribuendo allo sviluppo di sistemi di accumulo a batteria su larga scala e connessi alla rete; inoltre, i piani di investimento registrano una forte espansione. La strategia 2030 prevede un incremento di tale capacità a 11 GW. Il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico), ossia l'approccio normativo italiano allo stoccaggio di energia, considera quest'ultimo una componente della propria infrastruttura di rete energetica, a differenza di molti Paesi dell'OCSE nei quali viene trattato in modo analogo ai generatori di energia. L'approccio consueto, ormai da lunga data, volto ad incoraggiare gli investimenti nel settore dello stoccaggio è stato applicato attraverso aste indette per progetti di fornitura di capacità a breve termine con rendimenti legati ai movimenti dei prezzi di mercato spot. Il quadro normativo italiano ha introdotto aste nazionali (avviate nel 2025) atte a fornire capacità di stoccaggio remunerata attraverso contratti a lungo termine. Le prime aste prevedevano contratti quindicennali con ricavi indicizzati gestiti dall'ente di trasmissione, Terna. Ciò ha indotto ingenti volumi di offerte economiche proposte dagli investitori, in gran parte volte allo sviluppo di sistemi di accumulo a batteria ubicati in prossimità di impianti di generazione di energia rinnovabile siti nelle regioni meridionali del Paese. Si prevede che 50 GW della capacità totale saranno messi all'asta attraverso tale meccanismo entro il 2030. Per garantire la realizzazione di questi progetti di stoccaggio, a condizioni economicamente vantaggiose e secondo la rispettiva pianificazione, sarà necessario affrontare problematiche legate ad autorizzazioni e permessi analoghe a quelle precedentemente discusse in relazione alla capacità delle energie rinnovabili.
Le capacità di riserva, backup e generazione ridondante completano la generazione di energia solare ed eolica. La strategia energetica italiana per il 2030 prevede che le centrali a gas convenzionali continuino a fornire una quota pari fino al 27,5 % dell'energia elettrica nel 2030. Tale capacità è finanziata tramite aste annuali per la fornitura di energia nei periodi di picco. A queste gare possono partecipare tutte le tecnologie – incluse le rinnovabili e i sistemi di stoccaggio – che stanno ottenendo quote di mercato sempre più significative. Il conseguimento dell'ambizioso obiettivo di una produzione di energia elettrica a zero emissioni nette entro il 2030 richiederà livelli di produzione e stoccaggio di energia rinnovabile sufficienti, affinché il gas sia utilizzato solo in casi eccezionali e non come componente ricorrente del mix di approvvigionamento energetico. La fissazione dei prezzi (pricing) della capacità di riserva di generazione convenzionale, alla luce della sua estesa durata, dovrà evitare di incoraggiare eccessivi investimenti in generatori convenzionali con il conseguente rischio di investimenti non recuperabili e obblighi di pagamento ricorrenti per i generatori alimentati a gas.
L'Italia è impegnata nell'attuazione di misure volte ad affrontare gli effetti dei cambiamenti climatici e le crescenti minacce alla sicurezza dell'approvvigionamento energetico, che sottolineano l'importanza di accelerare i piani di investimento nella rete. Il Paese ha sviluppato una serie di procedure di risposta alle emergenze in caso di interruzioni dell'approvvigionamento elettrico; inoltre, il suo Piano di preparazione ai rischi delinea svariati scenari, tra cui: attacchi informatici, eventi meteorologici e climatici, nonché attacchi fisici alle infrastrutture elettriche. Un'accelerazione della manutenzione programmata della rete e il rafforzamento dei progetti incrementeranno il livello di sicurezza. Sono in corso investimenti atti a prevenire attacchi informatici. Il potenziamento del Piano nazionale e della strategia di risposta nel caso di un evento su larga scala che colpisca contemporaneamente più regioni potrebbe limitare i danni derivanti da tali eventi. Allo stato attuale, il Paese adotta un approccio di cooperazione regionale; tuttavia, un evento su larga scala potrebbe invece richiedere risposte a livello nazionale.
3.2.4. Incoraggiare l'elettrificazione dei trasporti, degli edifici e dell'industria
L'elettrificazione dell'economia italiana e l'abbandono dell'uso diretto di combustibili fossili nei trasporti, nelle abitazioni, negli edifici commerciali e nell'industria rappresentano fattori essenziali per far fronte alle problematiche legate ai costi e alla sicurezza dell'energia. In tale ambito, l'Italia ha accumulato un certo ritardo rispetto alle altre grandi economie e, nonostante l'accelerazione registrata con l'impennata dei prezzi dell'energia nel 2022 e i molteplici schemi di sovvenzione (Grafico 3.1, Sezione C), il Paese ha registrato un rallentamento nel 2024 e nella prima metà del 2025, a seguito della stabilizzazione dei prezzi e della revoca delle misure di sostegno precedentemente concesse. I progressi compiuti dall'Italia in termini di abbattimento delle emissioni nel settore dei trasporti e degli edifici sono comunque rimasti indietro rispetto all'economia in generale o al ritmo richiesto per adempiere agli impegni assunti in materia di riduzione dei gas serra. Il raggiungimento degli obiettivi perseguiti dal Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) relativi alla quota delle energie rinnovabili sul consumo energetico complessivo richiederà un forte incremento dell'elettrificazione, insieme a un maggiore utilizzo di energie non fossili per i contesti di difficile elettrificazione.
Il nuovo sistema di scambio delle quote di emissione (ETS2) conferisce nuovo slancio al settore dell'elettrificazione. Il sistema è destinato ad estendere, a partire dal 2028, i prezzi delle emissioni ai combustibili fossili utilizzati per gli edifici, i trasporti su strada e le industrie non energivore (quali il teleriscaldamento su piccola scala e il riscaldamento industriale), nonché alle emissioni delle PMI, incrementando così il costo di tali combustibili. (Il primo sistema di scambio delle quote di emissione è già applicato, tra i vari comparti, alla produzione di energia elettrica, e si stima che esso si sia trasferito integralmente sui prezzi dell'elettricità). L'ETS2 ridurrà il divario in termini di competitività dei costi dei dispositivi elettrici (quali pompe di calore o auto elettriche) rispetto alle tecnologie alimentate con combustibili fossili. Attualmente il divario in termini di trattamento fiscale (imposte e oneri) applicato rispettivamente a elettricità e gas è superiore alla media rilevata nei Paesi dell'UE e determina una contrazione dei risparmi (ad esempio, per le famiglie che decidono di sostituire la caldaia a gas con una pompa di calore). Se l'Italia assicurerà una piena attuazione dell'ETS2, a valere su un cofinanziamento nazionale, avrà accesso a circa 9 miliardi di EUR (0,4 % del PIL del 2026) nel periodo 2026-2032 grazie al Fondo Sociale per il Clima. Tali fondi possono attenuare gli effetti distributivi dell'aumento dei costi dei combustibili fossili aiutando le famiglie e le imprese con scarsa liquidità a elettrificare i loro consumi energetici, ad esempio finanziando interventi di coibentazione e riqualificazione energetica degli "alloggi sociali" (social housing) o investendo in veicoli elettrici e macchinari da concedere in leasing alle PMI.
Azioni mirate specifiche per singolo settore possono contribuire ad accelerare l'elettrificazione o a sviluppare alternative sostenibili:
Nel settore dei trasporti, nonostante l'aumento dei veicoli elettrici, la loro diffusione sia nel settore privato che tra gli operatori del trasporto pubblico è inferiore ai livelli rilevati negli altri Stati membri dell'UE. In Italia, il tasso pro capite di proprietà di automobili si colloca al terzo posto tra i Paesi dell'OCSE, rispecchiando in parte il significativo fabbisogno di investimenti nel settore del trasporto pubblico. Inoltre, rispetto alla maggior parte degli altri Paesi membri dell'OCSE e dell'UE, il parco auto degli italiani è più datato. Il sostegno per i veicoli elettrici ha mostrato andamenti variabili e il loro elevato costo iniziale rappresenta un ostacolo per le famiglie a basso reddito. Il leasing sociale può aiutare le famiglie meno abbienti a rinnovare il proprio parco auto. Tuttavia, a frenare gli utenti in generale è la carenza di infrastrutture di ricarica, unitamente ai prezzi elevati dell'elettricità. Una struttura pubblica di monitoraggio sta incrementando il livello di trasparenza e la comparabilità dei prezzi delle ricariche elettriche. L'espansione della rete di stazioni di ricarica, anche lungo le autostrade, è ostacolata dalla complessità delle procedure normative in materia. L'armonizzazione dei diversi requisiti autorizzativi applicati nei vari Comuni e la possibilità per gli investitori di accedere a concessioni di suolo a lungo termine favorirebbero lo sviluppo di punti di ricarica commerciali.
Gli edifici pubblici sono spesso vetusti e inefficienti dal punto di vista energetico, e le amministrazioni non dispongono delle risorse umane e finanziarie necessarie per intraprendere ristrutturazioni di ampia portata. Gli schemi di finanziamento devono tener conto degli elevati costi iniziali delle opere di ristrutturazione e dei lunghi tempi di ammortamento in un contesto di restrizioni fiscali. La frammentazione della governance italiana riduce la dimensione degli appalti legati ad investimenti nel settore dell'elettrificazione, quali pompe di calore o sistemi di generazione e stoccaggio fotovoltaici. Agenzie nazionali dedicate e dotate di risorse adeguate e mandato pluriennale possono offrire le competenze tecniche e la capacità di attuazione necessarie per la realizzazione di interventi di efficientamento energetico ed elettrificazione degli edifici pubblici, anche laddove tali opere rientrano nella sfera di competenza di molteplici livelli di amministrazione pubblica, secondo l'esempio di Paesi quali la Corea e la Francia (OECD, 2022[14]). Organismi di finanziamento dedicati possono aiutare gli enti pubblici a finanziare le operazioni di riqualificazione, attraverso risparmi sui costi energetici e, ove giustificato da considerazioni di natura economica e sociale, attraverso l'erogazione di sovvenzioni. La stima dei costi dell'intero ciclo di vita delle diverse fonti energetiche, tenendo conto dei prezzi più elevati dei combustibili fossili, può contribuire a garantire la convenienza economica degli investimenti in opere di elettrificazione.
Il sostanziale sostegno alla ristrutturazione di edifici residenziali privati e commerciali, ivi incluso il generoso programma di crediti di imposta noto come Superbonus (discusso nel Capitolo 1), ha sortito effetti limitati e non è stato mirato in modo adeguato agli edifici meno efficienti dal punto di vista energetico e caratterizzati dal maggior consumo di combustibili fossili. Sebbene il livello di efficienza complessiva del settore del riscaldamento sia prossimo alla media dell'UE, nel periodo 2010-2023 si registrano solo modesti miglioramenti (Grafico 3.7). Le recenti misure pubbliche incoraggiano maggiormente gli investimenti in pompe di calore, consentendo alle famiglie di passare dal gas all'elettricità per il riscaldamento. Per i consumatori domestici e le piccole imprese, l'elettricità è soggetta ad una tassazione superiore a quella applicata al gas naturale, riducendo il vantaggio di tale conversione. L'ETS2 contribuirà a colmare il divario. Anche la revoca delle agevolazioni fiscali concesse per le caldaie a gas contribuirà in tal senso. Le risorse fiscali limitate si rivelerebbero più efficaci ove fornite mediante meccanismi di sostegno a più lungo termine destinati alle famiglie a basso reddito e agli affittuari, piuttosto che attraverso misure rinnovate di volta in volta solo su base annuale.
Nel settore industriale, i costi e la capacità tecnica di elettrificazione possono limitare la scelta di abbandonare l'uso del gas naturale. Tuttavia, l'Italia ha compiuto progressi importanti nei settori ad alta intensità energetica, ad esempio con il trasferimento dell'89 % della produzione siderurgica agli altiforni elettrici entro il 2024. L'idrogeno, sostenuto dalla relativa strategia nazionale e dallo sviluppo dell'idrogeno rinnovabile attraverso le "valli dell'idrogeno", può rappresentare una soluzione per sostituire il gas naturale laddove l'elettrificazione non rappresenti una scelta attuabile, ad esempio nel comparto della produzione di ceramiche e vetro. Tuttavia, sarà importante garantire che le alternative all'elettrificazione che beneficiano di sovvenzioni non ritardino il processo di elettrificazione laddove ciò sia economicamente fattibile, ad esempio per i sistemi di riscaldamento a bassa temperatura.
Consumo di riscaldamento domestico per m2 (corretto in base alle differenze climatiche)
Fonte: data base Odyssee
3.3.1. Strategie di pricing volte a incoraggiare gli investimenti in un sistema energetico sicuro ed efficiente
La strategia di mercato dell'energia dovrebbe svolgere un ruolo centrale nel garantire prezzi in grado di trasmettere segnali economici corretti nel mercato elettrico, assicurando la sicurezza dell'approvvigionamento, contenendo la volatilità eccessiva dei prezzi e orientando il sistema verso un mix energetico efficiente. La fissazione dei prezzi (pricing) nel mercato dell'energia elettrica è stata a lungo problematica a causa della scarsa concorrenzialità in alcune aree, della posizione dominante degli operatori storici, delle asimmetrie informative e degli obiettivi di policy discordanti (tra cui la riduzione dei costi e la garanzia dell'accesso), e al contempo dell'obiettivo di eliminazione delle emissioni di gas serra. La generazione di energia rinnovabile in assenza di adeguati sistemi di stoccaggio complica la situazione, poiché generalmente la produzione non è in grado di rispondere ai segnali di prezzo nel breve termine. Durante le ore di produzione limitata delle energie rinnovabili, l'offerta può essere elevata, con conseguente abbassamento dei relativi prezzi di mercato. Ne consegue che, per rendere gli investimenti redditizi, sono necessari contratti a prezzi vantaggiosi e più a lungo termine, quali i cosiddetti "contratti per differenza" che si stanno diffondendo in Italia.
Le riforme in corso sui prezzi all'ingrosso stanno generando segnali di prezzo più precisi a livello temporale e geografico, oltre a garantire maggiori certezze agli investitori. Nel 2025, le misure introdotte dal nuovo quadro regolatorio noto come TIDE (Integrated Text on Electricity Dispatching) hanno modificato e adattato i bilanciamenti, che sono passati da blocchi orari di 60 minuti a blocchi di 15 minuti, nell'ambito di un più ampio processo di armonizzazione europea atto a ridurre i costi di bilanciamento, in primis nelle fasi di picco della domanda. L'Italia ha modificato i prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica a partire dal 2026, passando dal Prezzo Unico Nazionale (PUN) a prezzi differenziati in ciascuna delle sette regioni. Nel frattempo, l'approvvigionamento di servizi ausiliari (principalmente, capacità di riserva per generare inerzia nel sistema, correggere le deviazioni di frequenza o mantenere i livelli di tensione della rete) avviene su base di mercato. Tali cambiamenti possono migliorare la funzionalità delle scelte di investimento nell'intero processo di produzione, distribuzione e utilizzo dell'energia. Ad esempio, possono incoraggiare i grandi utenti a insediarsi in prossimità delle fonti di energia rinnovabile in espansione e a basso costo nelle regioni del Sud e nelle Isole, nonché nelle regioni dotate di reti di trasmissione e distribuzione più robuste, riducendo in tal modo la pressione sulla capacità di trasmissione vincolata. La tariffazione regionale, stabilendo prezzi espliciti e variabili in base alla congestione della rete, può incoraggiare gli investimenti nella capacità della rete elettrica. L'elettricità fornita attraverso contratti su base bilaterale cosiddetti "over-the-counter" è scesa al 18 % del volume totale registrato nel 2024. Il 72 % dell'elettricità è ora rispettivamente fornito attraverso il Mercato spot del Giorno Prima (MGP) e il 12 % sul Mercato Infragiornaliero (MI). Tuttavia, un maggior numero di zone di prezzo e un regolamento (settlement) più frequente possono acuire la volatilità dei prezzi, poiché questi rifletteranno meglio i disallineamenti tra domanda e offerta, e imporranno nuove esigenze tecniche e informatiche ai gestori della rete e agli altri attori di mercato. Il Piano decennale di investimenti di Terna anticipa tali rischi e prevede un rafforzamento della connettività interregionale e transfrontaliera per gestire i flussi e le eventuali tensioni ad essi associate. Nel frattempo, al fine di gestire tali rischi, le autorità di regolamentazione possono avviare attività di comunicazione efficaci e garantire la trasparenza tra gli operatori di mercato (rimanendo vigili rispetto alle tensioni) e altresì preservare reti di salvaguardia e riserve in caso di insorgenza di problemi sistemici.
Con l'evolversi del sistema di tariffazione e la maggiore familiarità di produttori e consumatori con prezzi regionali discordanti, l'Italia potrebbe considerare la possibilità di istituire aste dinamiche al fine di adeguare i livelli tariffari regionali al mutare delle condizioni della rete e all'espansione ed evoluzione delle energie rinnovabili. Tale soluzione consentirebbe di affrontare il problema dei persistenti divari di prezzo o della concentrazione del potere di mercato tra i soli grandi produttori o consumatori. Più nel lungo termine, un ulteriore passo avanti consisterebbe nel seguire l'esempio di diversi Paesi dell'OCSE quali Cile, Nuova Zelanda, Regno Unito, Messico e del Brasile, che hanno introdotto un sistema di tariffazione nodale, in base al quale i prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica sono fissati in funzione della posizione geografica lunga la rete, così da rispecchiare sia il costo di produzione dell'energia, sia il costo di trasmissione dell'approvvigionamento verso la data località, sia la domanda della stessa. Ne consegue un'internalizzazione della congestione e delle perdite di trasmissione all'interno di un medesimo territorio, anziché soltanto tra le diverse aree, riducendo la necessità di meccanismi espliciti per spostare l'offerta e gestire le fasi di congestione. Lo sviluppo di un sistema di prezzi nodali richiederà l'introduzione di significative riforme istituzionali e di ordine pratico, e la posizione dominante degli storici produttori di energia elettrica italiani implicherà sfide atte a garantire la competitività dei mercati. Nel lungo termine, tali sfide sono superabili e i prezzi nodali possono rafforzare ulteriormente i segnali dei prezzi e l'efficienza degli investimenti (Eicke and Schittekatte, 2022[19]; Antonopoulos et al., 2020[6]).
Le riforme ispirate dal quadro regolatorio TIDE consentono una tariffazione negativa sul Mercato del Giorno Prima, prassi che potrebbe diffondersi maggiormente nelle regioni caratterizzate da elevata capacità di generazione da fonti rinnovabili e domanda modesta, quali le Isole. Laddove ben gestite, le riforme ispirate al regolamento TIDE possono favorire un aumento dei potenziali rendimenti per gli investitori in servizi quali lo stoccaggio, la capacità di riserva o di opzione di acquisto (call option), nonché il mantenimento di riserve di generatori alimentati con combustibili fossili e di interconnessioni per i periodi di produzione insufficiente, a sostegno della sicurezza energetica. Al contempo, fattori quali la prevedibilità e la stabilità dei prezzi incoraggiano gli investimenti di lungo termine. I prezzi nel Mercato del Giorno Prima (MGP) possono risentire del potere distorsivo dei grandi fornitori e della relativa capacità di limitare l'offerta, rendendo costantemente necessarie vigilanza e reattività da parte dell'autorità di regolamentazione.
Le riforme introdotte a seguito della crisi dei prezzi dell'energia del 2022 sono volte a promuovere contratti a più lungo termine e con prezzi più stabili rispetto al mercato a breve termine o spot. L'energia elettrica fornita nell'ambito di accordi tariffari sostenuti dal settore pubblico ha rappresentato il 17,1 % del consumo totale nel 2024, con un costo pari a 9,3 miliardi di EUR, ovvero il 27 % in più rispetto al 2023. Tali costi rappresentano in gran parte l'eredità di pregresse iniziative pubbliche di sostegno che prevedevano un premio sulla produzione di energia per incoraggiare gli investimenti. Tali misure possono favorire la stabilità e gli investimenti a lungo termine, ma possono altresì attenuare o distorcere i segnali dei prezzi di mercato. Il Governo sta perseguendo una nuova strategia volta a mettere a punto meccanismi di sostegno che integrino gli accordi di acquisto di energia su base di mercato e le aste per rinnovabili ed evolvano di pari passo con il sistema energetico. I bandi di gara per sovvenzioni pubbliche ventennali alla produzione sotto forma di contratti per differenza bidirezionali per la generazione di energia solare hanno attratto un elevato volume di offerte. Nell'ambito di tali contratti, il Governo garantisce ai produttori un prezzo minimo in cambio del rispetto di un tetto massimo applicato ai loro ricavi, mentre il gettito superiore a tale tetto concordato spetta al Governo. Come discusso nell'OECD Economic Survey of the EU (Studio economico dell'OCSE sull'Unione Europea e la zona euro) (2025[10]), ciò potrebbe ridurre gli incentivi per i produttori a stipulare contratti di fornitura ed esporre il settore pubblico a rischi. Con l'aumento della capacità di produzione di energia rinnovabile e il calo dei prezzi al di sotto dei livelli concordati, l'onere finanziario per le autorità pubbliche è destinato ad aumentare (Heussaff and Zachmann, 2024[4]). Parallelamente allo sviluppo dei mercati e all'acquisizione di maggiore esperienza da parte degli operatori in relazione ai diversi strumenti, il ridimensionamento del ruolo degli strumenti sovvenzionati (quali i contratti per differenza) a vantaggio di accordi non sovvenzionati può consentire una riduzione dei rischi fiscali, favorendo al contempo gli investimenti e abbattendo i prezzi. Tale pratica potrebbe richiedere del tempo per svilupparsi – ad esempio, anche nel mercato tedesco il livello di liquidità è scarso per i contratti di durata superiore a un anno e minimo per quelli di durata superiore a tre anni (ACER, 2024[3]).
3.3.2. Potenziare la tutela dei consumatori vulnerabili e incoraggiare il risparmio energetico
Per i consumatori, le riforme e gli investimenti realizzati negli ultimi anni hanno favorito la creazione di un contesto favorevole alla competitività dei prezzi. Il mercato della rivendita di energia elettrica registra un numero elevato di operatori. Inoltre, è stato installato un ampio numero di contatori intelligenti, consentendo un sistema di tariffazione dinamica. Tuttavia, il mercato al dettaglio potrebbe acquisire ulteriore dinamismo. L'operatore storico (incumbent) rimane dominante sull'intero mercato, e il numero di consumatori che hanno cambiato operatore (utilizzando, ad esempio, rivolgendosi a piattaforme web) è inferiore rispetto a quanto rilevato in mercati comparabili (IEA, 2023[20]). Circa la metà dei contratti di energia ad uso domestico applica prezzi di mercato regolamentati (percentuale inferiore rispetto a quanto rilevato in altri Paesi). Segnali dei prezzi più dinamici possono incoraggiare le famiglie a risparmiare energia nei periodi di maggiore scarsità dell'offerta e a concentrare la domanda nei periodi di prezzo più basso. Per accrescere la concorrenzialità nel mercato al dettaglio, garantire ai rivenditori un maggiore accesso ai dati di fatturazione e consumo degli utenti o incoraggiare i consumatori a utilizzare piattaforme accessibili per mettere a confronto i diversi operatori (quale, ad esempio, ilportaleofferte.it) consentirebbe di ridurre il vantaggio dell'operatore storico, aiutare i nuovi fornitori a sviluppare prodotti personalizzati, e ridurre i prezzi dell'energia per i consumatori.
Gli andamenti dei prezzi tendono ad incidere in misura relativamente maggiore sul consumo energetico delle famiglie meno abbienti, e forti aumenti possono danneggiare il benessere delle famiglie rurali e a basso reddito (Faiella and Lavecchia, 2021[23]). Le famiglie con risorse finanziarie limitate potrebbero non essere in grado di effettuare investimenti atti a ridurre il proprio fabbisogno energetico. Nel periodo 2021-2024, l'Italia ha attuato i meccanismi di sostegno dei prezzi dell'energia più elevati tra i principali Paesi dell'OCSE. Circa la metà delle misure volte ad agire direttamente sui costi dell'energia ha assunto la forma di misure di contenimento dei prezzi (OECD, 2024[9]). All'inizio del 2025, con il nuovo rialzo dei prezzi del gas e dell'elettricità, sono state annunciate misure volte a ridurre l'aliquota dell'IVA e gli oneri di sistema per un valore aggiuntivo pari a 3 miliardi di EUR (0,13 % del PIL), con benefici ripartiti su piccole imprese e famiglie. Le misure includevano la riduzione, dal 21 % al 5 %, dell'aliquota IVA sul gas naturale per uso civile, industriale e dei trasporti. Il Bonus Energia, introdotto nel 2021 e successivamente esteso, prevede anche incentivi sotto forma di sovvenzioni per le PMI che investono in sistemi di energia rinnovabile e per i nuclei familiari che ricaricano le auto elettriche nelle ore notturne. Si prevedeva che tali misure avrebbero consentito a circa otto milioni di famiglie un risparmio medio annuo pari a 300 EUR sulle bollette dell'elettricità e a 200 EUR sulle bollette delle forniture di gas. Contemporaneamente, sono stati concessi ingenti crediti di imposta (fino al 110 % dei costi) per un valore di 220 miliardi di EUR, ovvero circa il 3 % del PIL annuo nel periodo 2021-2024, per interventi di ristrutturazione finalizzati all'efficienza energetica delle abitazioni, sebbene solo il 4 % delle unità abitative ne abbia beneficiato. Solo una minima parte di queste misure generalizzate ha giovato alle famiglie meno abbienti e l'Italia ha registrato una delle percentuali più basse in termini di nuclei familiari che hanno riferito un miglioramento dell'efficienza energetica nel quinquennio conclusosi nel 2023 (Carfora, Minervini and Scandurra, 2025[24]). La transizione verso misure di sostegno al reddito specifiche per le famiglie vulnerabili, potenzialmente collegate a interventi di efficientamento energetico delle loro abitazioni, consentirebbe di sostenere in maniera più efficace le famiglie vulnerabili, limitando al contempo gli oneri fiscali e incentivando maggiormente l'efficienza energetica (Hemmerlé et al., 2023[10]).
Le tariffe dell'energia elettrica applicate ai consumatori energivori (grandi utenti industriali) equivalgono approssimativamente al 45 % delle tariffe applicate alla categoria con i volumi di consumo più bassi. Tale differenza rispecchia tutte le componenti della tariffa finale dell'energia elettrica, inclusi i costi di erogazione del servizio, gli oneri di rete e molte delle imposte e dei tributi applicati. Sebbene tariffe più basse siano comuni in tutti i Paesi dell'OCSE e rispecchino in parte i minori costi di fornitura applicati ai grandi consumatori e al loro maggiore potere negoziale, tale differenza è anche il risultato di accise più elevate, aliquote IVA e contributi agli obblighi di servizio pubblico imputati in bolletta ai consumatori più piccoli. Tale differenza può essere giustificata dall'esigenza di garantire che le grandi imprese energivore rimangano competitive sul mercato globale. Nondimeno, il divario rilevato tra i prezzi pagati rispettivamente dai grandi e dai piccoli consumatori in Italia è superiore a quello riscontrato nella maggior parte degli altri Paesi, con una media del 61 % circa nei Paesi dell'UE. Tali prezzi ridotti possono indebolire l'incentivo per i grandi consumatori a realizzare interventi di efficientamento energetico, mentre eventuali meccanismi di redistribuzione relativi ai consumatori più piccoli (ivi incluse le piccole imprese) ne danneggiano la competitività e incrementano la struttura dei costi a loro applicati. Nel lungo periodo, la riduzione delle tariffe nell'intero sistema energetico, in particolare attraverso lo sviluppo efficiente della produzione di energia rinnovabile e dell'elettrificazione, ridimensionerà la funzione di tale ribasso. Parallelamente, trasferire parte della spesa su aliquote fiscali ridotte o altre riduzioni al sostegno degli investimenti operati dalle imprese nel settore dell'efficienza energetica può meglio garantirne la competitività e favorire la sicurezza energetica del Paese.
Dalla metà degli anni 2010, i combustibili fossili compongono, in media, circa tre quarti dell'approvvigionamento energetico complessivo italiano, in misura solo lievemente inferiore al livello pre-crisi finanziaria globale. La carenza di risorse interne indica che oltre il 92 % delle forniture di combustibili fossili vengono importate dall'estero (Grafico 3.8). In particolare, l'uso del carbone, così come del petrolio greggio, è diminuito nel corso di un decennio a decorrere dalla metà degli anni 2010, sebbene la chiusura delle ultime centrali a carbone sia stata sospesa a causa dell'incerta sicurezza delle importazioni di energia. Per contrasto, nel 2023 il consumo di gas naturale si è avvicinato ai livelli registrati nella metà degli anni 2010, a dispetto del forte aumento dei prezzi registrato nel 2022. L'Italia è annoverata tra i Paesi dell'OCSE che hanno realizzato il maggior cambiamento in termini di fonti di approvvigionamento di combustibili fossili nel periodo 2022-2023, sostituendo il gas naturale proveniente dalla Russia tramite oleodotto con gas naturale liquefatto, sempre convogliato tramite oleodotto ma proveniente da altri Paesi fornitori. La quota di gas naturale proveniente dalla Russia è scesa dal 40 % nel 2021 al 5 % nel 2023, nonostante l'incremento delle importazioni di gas russo nel 2024 e nei primi mesi del 2025, poiché parte del gas naturale liquefatto importato veniva originariamente estratto in Russia.
Importazioni nette di energia calcolate come percentuale dell'approvvigionamento energetico complessivo
Fonte: OCSE; AIE – World summary energy balances (Sintesi dei saldi energetici globali).
Tra gli interventi necessari per assicurare la stabilità degli approvvigionamenti energetici, l'Italia dovrà garantire un mix equilibrato di capacità di generazione tra le diverse fonti, sebbene si registri un incremento della quota di energia generata da fonti rinnovabili. Benché i meccanismi di determinazione dei prezzi (pricing) possano contribuire al raggiungimento di tale obiettivo, il Governo dovrà probabilmente intervenire in maniera diretta per garantire la disponibilità di un mix adeguato di capacità, altresì attivando opportuni contratti di lungo termine con i produttori per assicurare la stabilità della capacità di riserva energetica. È probabile che tale mix continui a prevedere l'approvvigionamento di gas naturale, seppur in minore quantità, focalizzato sul soddisfacimento dei picchi di domanda o all'insorgere di criticità legate a un'offerta a basso costo. In tale contesto, un contributo positivo può derivare dall'incremento dell'uso del biogas e dal possibile ricorso all'energia nucleare.
Per accrescere il livello di sicurezza energetica e ridurre i costi di fornitura del gas naturale per la produzione di energia elettrica e altri usi, l'Italia sta individuando rotte di approvvigionamento e fornitori alternativi per il gas naturale e ampliando gli impianti di importazione di gas naturale liquefatto (GNL). La capacità di importazione e rigassificazione del GNL è passata da 16,1 miliardi di metri cubi nel 2022 a 28 miliardi di metri cubi all'inizio del 2026 (l'equivalente del 45 % della domanda di gas del 2023), con 10 miliardi di metri cubi forniti tramite impianti galleggianti. Tali investimenti potenziano il ruolo dell'Italia nella rete energetica europea quale hub per il rifornimento delle economie dell'Europa centrale. Lo sviluppo dell'infrastruttura sta contribuendo alla riduzione del prezzo maggiorato del GNL rispetto al gas fornito tramite gasdotto. Nel periodo 2024-2025 il sovrapprezzo è diminuito, passando dal 100 % al 15-30 %, sebbene possa essere significativamente maggiore in fase di interruzione delle filiere di approvvigionamento o in concomitanza di livelli elevati della domanda. Pur essendo oneroso, l'ampliamento degli impianti di importazione e rigassificazione del GNL può ridurre lo scarto tra i prezzi all'ingrosso applicati in Italia e quelli applicati in prossimità di altri importanti hub di importazione europei, e può altresì rappresentare una garanzia rispetto a forniture incerte. Al contempo, le strategie nazionali in materia di energia e clima prevedono un ruolo progressivamente decrescente del gas naturale nel mix energetico dell'Italia e degli altri Paesi europei riforniti attraverso impianti di importazione italiani. Perseguire piani di investimento infrastrutturale, pur rimanendo attenti rispetto a investimenti eccessivi in capacità energetica o rinnovata dipendenza da un tipo o fonte di energia, sarà importante per garantire che questi investimenti siano sostenibili, contengano i costi energetici e sostengano la competitività dell'economia italiana (Draghi, 2024[2]). A complemento di ciò, i vincoli e i rischi relativi alla capacità di trasporto e importazione associati alle forniture internazionali di gas naturale sottolineano l'importanza di incrementare la quota delle fonti nazionali all'interno del mix energetico italiano.
Contribuendo agli sforzi di diversificazione delle fonti energetiche italiane, il Piano Mattei sta sviluppando infrastrutture di trasmissione energetica e impianti di produzione, altresì approfondendo la cooperazione con i Paesi dell'Africa. È modesto il finanziamento iniziale del Piano, pari a 5,5 miliardi di EUR con un orizzonte quinquennale a partire dal 2025, in gran parte a valere sul Fondo Italiano per il Clima unitamente a risorse attinte dal bilancio della cooperazione. Ulteriori risorse sono mobilitate attraverso banche multilaterali di sviluppo e la cooperazione con altri Stati membri dell'UE, nonché di concerto con finanziamenti privati. La Relazione annuale 2025 descrive 33 progetti in corso, molti dei quali basati su iniziative preesistenti (Presidenza del Consiglio dei Ministri, 2025[5]), che saliranno a 60 entro la fine del 2025, di cui 14 incentrati sull'energia. Gli obiettivi del Piano Mattei in termini di ampliamento e diversificazione delle fonti e tipologie di energia sono accolti favorevolmente e meritano di essere portati avanti. Per garantire un uso ottimale delle risorse del Piano Mattei e il sostegno alla diversificazione su larga scala delle fonti e delle tipologie di energia utilizzate (ivi incluso per la transizione verso energie a basse emissioni), sarà necessario accordare priorità ai progetti di generazione di energie rinnovabili e messa in rete. Il Presidente del Consiglio dei Ministri presiede il comitato tecnico del Piano Mattei e una task force ad hoc ne coordina le attività. Per assicurare il raggiungimento degli obiettivi del Piano, sarà necessario che, oltre a garantire un coordinamento efficace tra i diversi enti attuatori, i progetti finanziati e i loro risultati siano sottoposti a una rigorosa supervisione.
Lo sviluppo di biocarburanti generati dai rifiuti potrebbe contribuire a rafforzare il livello di sicurezza energetica, abbattere i costi e ridurre le emissioni nette. L'Italia si attesta al quarto posto in termini di capacità di produzione di biogas a livello globale, utilizzando biomasse agricole, letame animale, rifiuti organici e sottoprodotti agroindustriali. Storicamente, tale capacità è stata in gran parte orientata alla produzione di elettricità; tuttavia, il biogas costituisce meno del 4 % del consumo complessivo di gas. Il potenziale è significativo e il Governo punta a una forte espansione della capacità fino al 2030 (Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica, 2024[21]). Lo sviluppo del biogas italiano è stato fortemente legato alle misure di sostegno erogate e ha subito un rallentamento a seguito della riduzione di tali incentivi nel periodo post-2012 (Benato and Macor, 2019[7]). Il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) prevede significativi incentivi agli investimenti, con l'obiettivo di incrementare di più del doppio la produzione di biogas generato dai rifiuti nel periodo 2023-2030. Il concetto italiano del "Biogas Done Right" utilizza "reattori" alimentati da processi di digestione anaerobica per generare gas scomponendo al contempo i rifiuti derivanti dalla produzione alimentare. Ciò riduce le emissioni di gas serra – ad esempio, la cattura del metano da letame animale genera energia. L'energia così generata può essere sufficiente a rimborsare i costi di investimento anche prima di contabilizzare i benefici dei crediti di carbonio. Il valore generato dal biogas può aiutare l'Italia ad affrontare le sfide di lunga data relative al trattamento dei rifiuti, soprattutto nelle regioni del Sud del Paese (sfide già discusse nelle precedenti edizioni degli Studi Economici dell'OCSE).
La produzione di biometano generato dalla fermentazione di rifiuti organici è in crescita ma dipendente dal sostegno pubblico. In Italia, la maggior parte del biometano rifornisce la rete del gas nazionale (primariamente per i trasporti); tra i Paesi dell'OCSE, l'Italia è, infatti, leader nell'uso del biometano per il comparto dei trasporti. La capacità produttiva del biometano beneficia di un contributo pari fino al 40 % dei costi di costruzione sostenuti con una tariffa agevolata, assicurando così un incentivo operativo. Entro il 2027, svariati accordi tariffari di tipo feed-in saranno gradualmente eliminati e sostituiti da un prezzo minimo garantito o da contratti per differenza (ossia i contratti che compensano la differenza tra il prezzo di mercato e un prezzo di riferimento garantito), in grado di ridurre l'onere fiscale dei sussidi, fornendo al contempo agli investitori delle proiezioni di fatturato stabili. Lo schema ha ampliato il sostegno erogato ai settori che utilizzano biometano, ivi compresi gli utenti dei trasporti (inclusi quelli marittimi), industriali e residenziali. Il sostegno è stato assegnato tramite gare di appalto pubbliche disciplinate dai regolamenti REDII e REDIII. Il requisito che impone agli operatori del settore dei trasporti di utilizzare un mix di biocarburanti e combustibili fossili conferma la loro capacità di finanziare la produzione di biometano. La conversione degli attuali impianti a biogas in impianti a biometano può consentire di prolungare il ciclo di vita degli impianti e incrementarne gli utili. Lo sviluppo di impianti di più larga scala in grado di combinare le forniture provenienti da molteplici impianti a biogas consentirebbe di ridurre i costi di produzione, ma richiederebbe un maggiore coordinamento in un settore relativamente frammentato. Con lo sviluppo della capacità produttiva di biometano e di un mercato produttivo più profondo e maturo, l'Italia sarà in grado di ridurre il sostegno pubblico diretto e consentire agli incentivi di mercato di acquisire un ruolo maggiore così da incoraggiare gli investimenti (Dechezleprêtre et al., 2024[25]).
L'Italia sta valutando la possibilità di tornare a produrre energia nucleare, a seguito della chiusura dei suoi reattori negli anni '80 e all'inizio degli anni '90 dello scorso secolo e l'esito dei referendum nazionali del 1987 e 2011 che abolirono la produzione di energia nucleare nel Paese. Diversi Paesi dell'OCSE ritengono che l'energia nucleare offra approvvigionamenti elettrici stabili, a basse emissioni di carbonio e competitivi in termini di costi. Nel 2025 il Governo italiano ha avviato formalmente l'iter parlamentare volto a regolamentare l'energia nucleare, istituire un'autorità per garantirne la sicurezza, rafforzare la ricerca e le competenze, e realizzare una adeguata campagna informativa. Il dibattito si concentra sui piani volti a realizzare piccoli reattori modulari, oggetto di studio anche in numerosi altri Paesi dell'OCSE, tra cui l'Estonia. Tuttavia, tale tecnologia non è ancora stata testata su larga scala: i costi livellati sono attualmente più elevati rispetto ai reattori nucleari convenzionali e si prevede che rimarranno tali fino al 2030, mentre il costo delle nuove fonti rinnovabili può essere compreso tra un terzo e la metà dei costi delle centrali nucleari (IEA, 2025[12]). L'energia nucleare può contribuire a migliorare il livello di sicurezza energetica: assicura, infatti, maggiore stabilità rispetto alle energie rinnovabili – intermittenti – e genera basse emissioni di carbonio, sebbene i gravi rischi associati ad eventuali incidenti nucleari e il tema dello stoccaggio dei rifiuti nucleari alimentino preoccupazioni. È importante che i progetti relativi all'energia nucleare, così come qualsiasi altro progetto energetico, siano sostenuti da analisi costi-benefici trasparenti e approfondite sull'intero ciclo di vita. Tali analisi devono, tra l'altro, tenere conto dei costi di costruzione delle centrali, dello stoccaggio delle scorie nucleari e dello smantellamento delle centrali in disuso, considerando altresì i sussidi (diretti e indiretti) concessi durante l'intero ciclo produttivo.
Riferimenti bibliografici
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