di Daniele Menniti

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Potenza installata non significa energia prodotta: il caso idroelettrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Conclusioni

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

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

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

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

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

Riferimenti e fonti utilizzate

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

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

di Daniele Menniti

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Dati essenziali richiamati nell’articolo

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

Fonti

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

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

Approvato in via definitiva il compromesso che modifica la soglia del 90% entro novembre per lo stoccaggio del gas. Una misura di bilanciamento tra sicurezza energetica e stabilità dei prezzi.

Il Parlamento europeo ha approvato oggi, in via definitiva, l’accordo che ammorbidisce le attuali regole dell’Unione Europea sul riempimento delle riserve di gas naturale, rispondendo alle crescenti preoccupazioni circa l’effetto inflattivo delle normative esistenti sul mercato energetico.

L’approvazione riguarda l’intesa raggiunta la scorsa settimana tra i negoziatori del Parlamento e gli Stati membri e prevede una revisione dell’obiettivo vincolante che imponeva agli Stati membri di raggiungere il 90% della capacità di stoccaggio del gas entro il 1° novembre di ogni anno. La nuova versione del regolamento introduce margini di flessibilità per tener conto delle condizioni di mercato, della disponibilità infrastrutturale e delle condizioni climatiche stagionali.

L’accordo deve ora ricevere l’approvazione formale del Consiglio dell’UE, ultimo passaggio previsto in procedura ordinaria e considerato una formalità, dato che il testo concordato è già frutto del compromesso interistituzionale.

Implicazioni economiche e regolatorie

L’iniziativa mira a prevenire dinamiche speculative e distorsioni di prezzo che potrebbero derivare da obblighi rigidi di riempimento delle riserve. Durante le crisi energetiche degli ultimi anni – in particolare dopo l’invasione russa dell’Ucraina – la corsa agli stoccaggi ha portato a fiammate nei prezzi del gas, alimentando inflazione energetica e tensioni sui bilanci pubblici.

Con questa modifica, l’Unione cerca un punto di equilibrio tra resilienza del sistema energetico europeo e sostenibilità finanziaria per imprese e cittadini. La nuova norma riconosce il ruolo strategico delle infrastrutture di stoccaggio, ma apre la strada a un approccio più dinamico, legato anche all’evoluzione del mix energetico europeo e al maggiore ricorso a fonti rinnovabili e idrogeno.

Prospettive geopolitiche ed energetiche

Dal punto di vista geopolitico, il provvedimento si inserisce in un contesto di progressiva emancipazione dell’Unione dalla dipendenza dalle forniture fossili di paesi terzi, in particolare dalla Russia. La gestione ottimizzata delle riserve di gas è considerata un pilastro della strategia europea di sicurezza energetica, accanto a diversificazione delle fonti, rafforzamento delle interconnessioni infrastrutturali e investimenti in tecnologie di stoccaggio intelligente.

La riduzione del rischio sistemico associato a target rigidi rappresenta anche una misura cautelativa per evitare shock futuri, in un mercato che resta soggetto a volatilità e a tensioni geopolitiche persistenti, come dimostrato dagli sviluppi nei conflitti in Medio Oriente e nelle regioni del Caucaso.

Governance energetica piu’ flessibile

Con l’approvazione della nuova direttiva sullo stoccaggio del gas, l’Unione Europea compie un passo verso una governance energetica più flessibile, pragmatica e compatibile con l’equilibrio economico e industriale del continente. Il testo, una volta ratificato formalmente dal Consiglio UE, diventerà legge applicabile in tutti gli Stati membri, con impatti diretti sulle strategie nazionali di approvvigionamento, sulle dinamiche dei prezzi e sulle politiche industriali dell’energia.

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