L’Italia ha inviato alla Commissione Europea il proprio Piano Nazionale Integrato Energia e Clima il 1° luglio 2024, fissando obiettivi ambiziosi che ridisegnano l’intero sistema energetico nazionale. Raggiungere 131 GW di rinnovabili entro il 2030 non è soltanto una questione di capacità installata: richiede una trasformazione profonda delle infrastrutture di rete, dei sistemi di accumulo e dei modelli di mercato. Su questo terreno si muove l’analisi di INXIEME Energia, la società italiana del gruppo spagnolo Grupo Gnera, che da anni opera nel settore delle rinnovabili in Italia e in Spagna con un portafoglio superiore a 4.000 MW tra eolico, fotovoltaico, idroelettrico, solare termico e biomasse.
Cosa prevede il PNIEC e perché i numeri non parlano da soli
Il PNIEC italiano stabilisce che entro il 2030 le fonti rinnovabili dovranno coprire il 39,4% dei consumi finali di energia, con una quota che sale al 63,4% nel settore elettrico. Ma la cifra più impegnativa è quella che riguarda il mix elettrico complessivo: l’obiettivo è raggiungere l’84% di elettricità da fonti rinnovabili nella produzione nazionale.
Per capire cosa significhi in pratica, basta confrontare questi traguardi con la situazione attuale. L’Italia parte da una base già significativa, ma il salto richiesto nei prossimi anni è considerevole, sia in termini di nuova capacità installata sia — e qui sta il punto spesso sottovalutato — in termini di infrastrutture capaci di gestire una produzione sempre più variabile e distribuita.
Solare ed eolico producono quando il sole splende e il vento soffia, non necessariamente quando la domanda è più alta. Questa discontinuità strutturale è il vero nodo da sciogliere. E non si risolve semplicemente aggiungendo pannelli o pale: richiede accumuli, reti più intelligenti e mercati ridisegnati.
Il ruolo degli accumuli: da opzione tecnica a leva strategica
I sistemi di accumulo a batteria — comunemente indicati con l’acronimo BESS, dall’inglese Battery Energy Storage Systems — sono passati in pochi anni da tecnologia di nicchia a elemento centrale nella pianificazione energetica. Roberta Lapadula, analista di INXIEME Energia, ha approfondito proprio questo tema nel contesto degli obiettivi PNIEC, evidenziando come lo sviluppo dei BESS sia uno degli abilitatori strategici della transizione.
Il motivo è semplice: un sistema di accumulo può caricarsi nelle ore di sovrapproduzione fotovoltaica — tipicamente nelle ore centrali della giornata — e restituire energia nelle fasce serali o nei momenti di picco della domanda. Questo non solo riduce lo spreco di energia rinnovabile già prodotta, ma abbassa la pressione sulle reti e riduce la necessità di attivare centrali a gas come riserva.
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In Italia il mercato degli accumuli è in rapida evoluzione, anche grazie a meccanismi di remunerazione che stanno maturando. I sistemi di accumulo possono partecipare ai mercati dei servizi di dispacciamento gestiti da Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale, offrendo flessibilità e contribuendo alla stabilità della frequenza di rete. Questo apre scenari economici interessanti, ma anche complessità regolatorie che le aziende del settore stanno navigando con attenzione.
Le reti come collo di bottiglia — e come opportunità
Se i sistemi di accumulo rappresentano la risposta alla variabilità della produzione, le reti di trasmissione e distribuzione sono la condizione necessaria per far funzionare l’intero sistema. E qui l’Italia sconta un ritardo storico che non può essere ignorato.
Molte delle zone con maggiore potenziale rinnovabile — il Sud, le isole, le aree appenniniche con buona ventosità — sono anche quelle dove la rete è meno capace di trasportare grandi quantità di energia verso i centri di consumo del Nord. Il risultato è che impianti già autorizzati e in funzione vengono talvolta costretti a ridurre la produzione (curtailment) perché la rete non riesce ad assorbire tutta l’energia generata.
Terna ha avviato piani di investimento significativi per potenziare la rete di trasmissione, con interventi che riguardano sia nuove linee sia la digitalizzazione delle infrastrutture esistenti. Secondo l’analisi di INXIEME, questi investimenti di Terna rappresentano uno degli elementi centrali nella roadmap verso il 2030: senza una rete adeguata, anche la migliore combinazione di fotovoltaico, eolico e accumuli rischia di non esprimere il proprio potenziale.
Il potenziamento della rete non è solo una questione tecnica. Ogni nuovo elettrodotto richiede autorizzazioni, attraversa territori, incontra resistenze locali. La semplificazione burocratica delle procedure autorizzative — già oggetto di interventi normativi negli ultimi anni — resta un cantiere aperto e decisivo.
Chi è INXIEME Energia e perché la sua prospettiva conta
INXIEME Energia è la filiale italiana di Grupo Gnera, gruppo con sede a Madrid attivo nei mercati energetici dal 2005. La società italiana è stata costituita nel 2014 e gestisce oggi, insieme alla casa madre, un portafoglio di oltre 4.000 MW di installazioni rinnovabili distribuite tra Spagna e Italia, con una produzione annua di circa 6,0 TWh.
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Questa presenza diretta sul mercato — con impianti reali, contratti reali e accesso ai mercati elettrici — dà alle analisi di INXIEME una prospettiva operativa che va oltre la teoria. Le sfide che l’azienda descrive sono quelle che affronta ogni giorno: dalla gestione della variabilità produttiva all’ottimizzazione dei ricavi in un mercato elettrico sempre più complesso.
Il fatto che un operatore con questo profilo metta al centro del proprio ragionamento accumuli e reti — e non solo la capacità installata — dice qualcosa di importante sullo stato reale del settore. La corsa ai GW è necessaria, ma non sufficiente.
La roadmap al 2030: cosa serve davvero per arrivarci
Raggiungere gli obiettivi del PNIEC richiede che diverse condizioni si realizzino in parallelo, e non in sequenza. Semplificando, si possono identificare almeno tre livelli di intervento che devono procedere insieme.
- Capacità installata: nuovi impianti fotovoltaici ed eolici devono continuare a crescere a ritmo sostenuto. Le autorizzazioni restano il principale ostacolo, ma la situazione sta migliorando rispetto a qualche anno fa.
- Flessibilità del sistema: accumuli, demand response e interconnessioni con i Paesi vicini devono aumentare la capacità del sistema di bilanciare domanda e offerta in tempo reale, riducendo la dipendenza dalle centrali termoelettriche come riserva.
- Infrastrutture di rete: il potenziamento della trasmissione e della distribuzione è la condizione abilitante per tutto il resto. Senza reti adeguate, né gli impianti né gli accumuli possono funzionare al meglio.
A questi tre livelli si aggiunge la dimensione del mercato: i meccanismi di remunerazione devono essere abbastanza stabili e prevedibili da attrarre gli investimenti necessari. Su questo fronte, il quadro regolatorio italiano — come quello europeo — è ancora in evoluzione, con incertezze che gli operatori del settore monitorano con attenzione.
Per approfondire il quadro normativo di riferimento, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica pubblica documentazione aggiornata sugli obiettivi e sullo stato di avanzamento del PNIEC.
Il 2030 non è lontano. Mancano meno di quattro anni, e la distanza tra gli obiettivi fissati nel piano e la traiettoria attuale richiede un’accelerazione reale, non solo nelle dichiarazioni. Le analisi di operatori come INXIEME, che conoscono il mercato dall’interno, sono utili proprio perché separano ciò che è tecnicamente possibile da ciò che è concretamente realizzabile nelle condizioni date — e indicano dove concentrare gli sforzi per colmare il divario.
Questo articolo è stato realizzato con il supporto dell'AI e sottoposto a revisione editoriale.
