La costruzione della sicurezza energetica italiana si articola, come delinea lo Studio Elettricità Futura-TEHA Group, su cinque fronti — la dipendenza dal gas, il ritardo delle rinnovabili, la remunerazione della capacità dispacciabile, la tenuta della rete, l'autonomia tecnologica — a cui sono dedicate le sezioni che seguono.

Adeguatezza e sicurezza del sistema elettrico

Nel 2025 l'Italia ha consumato 311 TWh di elettricità, con una domanda stimata dagli scenari Terna in crescita di circa il 26% entro il 2035. Il fabbisogno attuale resta ancorato per il 44% alle fonti fossili — quasi interamente gas — e per il 15% alle importazioni, mentre le rinnovabili coprono il 41%. In un quadro segnato da una forte dipendenza estera sia per le materie prime sia per le tecnologie, la tenuta del sistema elettrico non è una variabile astratta: se un prezzo elevato dell'energia costituisce un grave danno economico a cui si può tentare di porre rimedio, l'assenza di elettricità è un'emergenza che non ammette correzioni a posteriori.

L'affidabilità del sistema si gioca quindi su un doppio binario: da un lato l'adeguatezza, ossia la disponibilità nel tempo di risorse di generazione, stoccaggio e rete sufficienti a coprire la domanda; dall'altro la sicurezza, cioè la capacità dell'infrastruttura di assorbire guasti improvvisi, shock operativi e minacce informatiche senza perdere stabilità.

Il LOLE (Loss of Load Expectation) è l'indicatore di riferimento per l'adeguatezza: stima le ore annue in cui la capacità disponibile rischia di non coprire la domanda, entro uno standard europeo fissato a 3 ore l'anno. Dopo una fase di progressiva erosione dei margini di adeguatezza, l'Italia ha invertito la rotta dal 2022 grazie al Capacity Market (CM), contrattualizzando circa 10,5 GW di nuova capacità programmabile ponderata per le ore di picco. Il meccanismo ha riportato il sistema entro lo standard richiesto, ma resta una risposta rivolta alla sola adeguatezza del sistema elettrico nazionale, mentre altre dimensioni della sicurezza energetica restano aperte.

La sicurezza del gas: stoccaggi, diversificazione, mercati

A queste due componenti dell'affidabilità elettrica — adeguatezza e sicurezza — si affianca la dimensione della dipendenza dall'estero per l'approvvigionamento energetico, che supera il 70% dell'energia primaria consumata in Italia. Una dipendenza da governare su due livelli: la diversificazione bilaterale delle forniture per gli shock ordinari, la solidarietà multilaterale per gli shock che un singolo Paese non può assorbire da solo.

La crisi dello Stretto di Hormuz del febbraio 2026 è l'esempio più recente del peso della dipendenza: la sospensione per forza maggiore delle forniture di GNL qatariota, circa l'11% dei consumi nazionali, ha generato una fiammata del 35% sul prezzo del gas europeo e picchi del PUN italiano sopra i 130 €/MWh. La diversificazione ha ridotto il rischio di un'interruzione totale delle forniture, ma non ha eliminato l'esposizione alla volatilità di prezzo. A tenere l'urto sono stati anzitutto fattori domestici e bilaterali: gli stoccaggi vicini al 90% a inizio stagione e il gasdotto dall'Algeria, che da solo copre oltre un terzo dei consumi nazionali. È questa combinazione ad aver assorbito lo shock. I meccanismi di integrazione europea — l'acquisto congiunto tramite AggregateEU e il meccanismo di solidarietà ex Regolamento UE 2017/1938 — restano presidi complementari mai attivati in un'emergenza reale. La sicurezza si è retta finora soprattutto sugli accordi bilaterali e sulle riserve proprie.

L'esposizione agli shock del sistema energetico globale impone sia l'accelerazione delle fonti rinnovabili, sia il rafforzamento della capacità di stoccaggio e distribuzione del gas, necessario anche come riserva per il bilanciamento del sistema elettrico.

Il nodo delle fonti rinnovabili e del tempo lungo della burocrazia

Nel breve-medio periodo, in attesa del nucleare su scala industriale, la diversificazione poggia sul rafforzamento delle fonti rinnovabili. Lo Studio di Elettricità Futura stima che la capacità rinnovabile installata debba passare da 82 GW nel 2025 a 159 GW al 2035 e 192 GW al 2040. Un obiettivo che i soli numeri della pipeline bloccata rendono più vicino di quanto sembri: oltre 4.000 progetti, pari a 150 GW, restano fermi nella burocrazia autorizzativa. In questo quadro, il repowering rappresenta la leva a impatto più immediato: fino a +21 GW recuperabili da impianti solari ed eolici esistenti, senza nuovo consumo di suolo né nuove procedure autorizzative. Analogamente, la modernizzazione del parco idroelettrico può portare un +11% di producibilità (da 45 a 50 TWh l'anno). L'idroelettrico resta un asset strategico unico — programmabile e domestico —  ma il suo sviluppo resta condizionato allo sblocco del sistema concessorio, in gran parte scaduto o in scadenza.

Flessibilità e dispacciabilità: il ruolo degli accumuli e del termoelettrico

Secondo il PNIEC 2024, l'elettrificazione a zero emissioni ridurrà la dipendenza energetica nazionale di 19 punti percentuali tra il 2025 e il 2040. Ma questo obiettivo rende ancora più necessaria una capacità termoelettrica adeguatamente remunerata. La ragione è strutturale: l'intermittenza delle fonti rinnovabili richiede una riserva di generazione programmabile capace di garantire la continuità delle forniture quando il sole e il vento non bastano.

Accumuli e capacità termoelettrica rispondono a esigenze non sostituibili: le batterie coprono durate di 2-4 ore, mentre gli eventi di scarsità invernali e notturni superano le 8 ore. Per la sola fascia oltre le 8 ore, il Rapporto Adeguatezza Italia 2025 di Terna stima un'energia non servita di 337,9 GWh al 2030 e 1.152,3 GWh al 2035. Con la crescita delle rinnovabili, gli impianti termoelettrici producono meno ore e i ricavi di mercato non coprono i costi fissi: senza una remunerazione della disponibilità, 26,3 GW al 2030 uscirebbero dal mercato, portando il LOLE a 155 ore l'anno (ben oltre lo standard di 3 ore).

Il Capacity Market dovrebbe prevenire questo rischio, ma nell'asta CM 2027 i premi sono scesi a 47.000 €/MW/anno, sotto il costo del nuovo entrante stimato da ARERA, tra 67.000 e 81.000 €/MW/anno. Servirebbe inoltre estendere la visibilità del meccanismo — oggi garantita dal calendario d'asta solo fino al 2028 — almeno fino al 2032, per rendere credibile il flusso di ricavi atteso su investimenti con una vita utile ben più lunga.

Accanto al CM opera il MACSE per gli accumuli, la cui prima asta si è chiusa a prezzi nettamente inferiori al premio di riserva. I due meccanismi remunerano funzioni diverse e vanno mantenuti distinti per evitare che i minori costi delle batterie spiazzino la capacità termoelettrica, pur coordinandoli verso l'obiettivo di 42 GWh di BESS utility-scale al 2030.

Il vettore sotto pressione: reti, domanda di picco e import non garantito

La rete elettrica si trova a gestire una produzione non più concentrata in poche grandi centrali programmabili, ma frammentata in milioni di piccoli impianti rinnovabili sparsi sul territorio. Questa immissione massiccia e non programmabile nelle ore di punta genera frequenti eccessi di offerta che la rete non riesce ad assorbire: nel primo semestre 2026 le ore a prezzo zero sul mercato del giorno prima sono così salite a 88, contro le 20 dello stesso periodo del 2025.

A questo squilibrio temporale si aggiunge un disallineamento geografico: la produzione rinnovabile si concentra al Sud e nelle Isole, mentre la domanda cresce soprattutto al Nord, dove si aggiungono i poli dei data center (la sola Lombardia assorbe il 59,3% dei consumi del settore, con richieste nazionali attese a 100 GW al 2030). L'energia importata dall'estero (47 TWh nel 2025, il 15,1% del consumo) è un'utile valvola di flessibilità, ma non una garanzia nei momenti di picco simultaneo, quando anche i Paesi vicini potrebbero non avere surplus da cedere.

Il Piano di Sviluppo 2025-2034 di Terna prevede oltre 23 miliardi di euro per portare a 39 GW la capacità di scambio inter-zonale tramite il Tyrrhenian Link (2028) e l'Adriatic Link (2029). Accanto all'estensione delle infrastrutture fisiche, la vera sfida d'esercizio si sposta però sulla gestione intelligente della domanda e della produzione diffusa. È qui che il ruolo dei Balancing Service Provider (BSP) diventa sistemico: aggregare risorse di piccola taglia e flessibilità distribuite significa trasformare la frammentazione da elemento di vulnerabilità a fattore di stabilità, garantendo la frequenza di rete e riducendo le congestioni locali prima ancora che sia necessario ricorrere a costosi e complessi potenziamenti infrastrutturali.

Autonomia tecnologica e industriale: un rischio di lungo periodo

La dipendenza dalle filiere tecnologiche (pannelli fotovoltaici, pale eoliche, accumuli), concentrate in Cina, è ancora più persistente e insidiosa di quella da commodity: mentre la dipendenza da una commodity come il gas si può attenuare diversificando le fonti, la dipendenza tecnologica riguarda l'intera vita utile degli impianti, la manutenzione e la sicurezza cyber. Il disavanzo commerciale strutturale sulle tecnologie low-carbon è un indizio del fatto che stiamo importando transizione invece di costruire sovranità industriale; e il percorso di decarbonizzazione, se non accompagnato dal rafforzamento delle filiere industriali europee, rischia di trasformarsi in una vulnerabilità sistemica. La risposta deve quindi prevedere criteri non di solo prezzo nelle aste FER X e FER Z, premiando la resilienza delle catene di fornitura, il rafforzamento della filiera europea "Made in EU" e la sicurezza informatica nei capitolati di approvvigionamento.

Non solo metri cubi, ma ore di elettricità

La sicurezza energetica italiana ha cambiato natura: non si misura più soltanto in miliardi di metri cubi di gas stoccati, ma si governa sulla dimensione del tempo. Si misura in ore di segno opposto: quelle a prezzo zero, che denunciano la rigidità e l'incapacità della rete di assorbire i picchi rinnovabili, e quelle di scarsità, in cui la capacità programmabile rischia di non bastare. 

Il LOLE rappresenta in questo contesto l'indicatore fondamentale per rilevare con anni di anticipo i rischi di adeguatezza prima che si traducano in distacchi di carico. Ma la risposta non può essere affidata a un singolo parametro: la vera sicurezza energetica del Paese richiede una strategia integrata. Garantirla significa sbloccare i tempi della burocrazia autorizzativa, remunerare adeguatamente la riserva termoelettrica indispensabile a coprire i vuoti delle rinnovabili, diversificare ulteriormente gli approvvigionamenti di gas, coordinare il Capacity Market con gli accumuli, potenziare le dorsali di rete e difendere l'autonomia industriale della filiera europea. Solo l'azione simultanea su ciascuno di questi tasselli permetterà di garantire un sistema energetico non soltanto decarbonizzato, ma sicuro, competitivo e autonomo.