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.

Dal colosso ADM negli Stati Uniti fino alla britannica Drax, dieci aziende stanno trasformando il settore dell’energia con biocarburanti capaci di ridurre emissioni e dipendenza dal petrolio. Tra joint venture miliardarie, impianti innovativi e nuove strategie industriali, la bioenergia si conferma un pilastro della transizione verso la neutralità climatica.

La decarbonizzazione dell’economia globale è entrata in una fase cruciale. Se solare ed eolico dominano lo sviluppo elettrico, i biocarburanti rappresentano l’anello mancante per settori difficili da elettrificare: aviazione, trasporto marittimo, logistica pesante e industria.

Ottenuti da materie prime come mais, canna da zucchero, oli vegetali e biomassa legnosa, i biocarburanti riducono le emissioni lungo l’intero ciclo di vita e rafforzano la sicurezza energetica. Non è un caso che governi, multinazionali dell’energia e colossi agricoli stiano accelerando su questa tecnologia.

Top 10: le aziende che guidano la bioenergia

Di seguito la classifica delle dieci realtà più influenti nel settore, presentate dalla numero 1 alla 10, con focus su modelli di business, capacità produttiva e strategie future.

1. ADM (USA) – Il gigante agro-energetico

• Fondata: 1902
• CEO: Juan Ricardo Luciano
• Headquarters: Chicago, Illinois

ADM integra le attività agricole con la produzione di bioetanolo e biodiesel. La divisione ADM BioEnergy trasforma mais e oli vegetali in carburanti, generando co-prodotti come mangimi per animali. La società è ben posizionata per beneficiare delle nuove politiche USA sui biocarburanti, che potrebbero ampliare i margini già entro il 2025.

2. Petrobras (Brasile) – Il ritorno del colosso statale

• Fondata: 1953
• CEO: Magda Chambriard
• Headquarters: Rio de Janeiro

Petrobras, dopo una pausa, torna protagonista con un piano da 2,2 miliardi di dollari per nuove distillerie di etanolo e ampliamento della produzione di biodiesel. Storicamente pioniera con il processo H Bio del 2006, oggi stringe alleanze con Raízen, BP e Inpasa, consolidando la leadership brasiliana nelle rinnovabili liquide.

3. Valero Energy (USA) – Il colosso del bioetanolo

• Fondata: 1980
• CEO: R. Lane Riggs
• Headquarters: San Antonio, Texas

Con 12 impianti attivi, Valero è tra i più grandi produttori di bioetanolo nordamericano. La joint venture Diamond Green Diesel ha avviato nel 2025 la produzione di SAF (carburante sostenibile per aviazione), riconvertendo metà della capacità produttiva dello stabilimento di Port Arthur.

4. Chevron (USA) – Diversificazione a basse emissioni

La controllata Chevron Renewable Energy Group guida la strategia sulle rinnovabili liquide: biodiesel, biometano, idrogeno e diesel rinnovabile. L’espansione della raffineria di Geismar triplicherà la capacità a 340 milioni di galloni annui. Inoltre, collabora con Neste e Terviva su carburanti da biomassa e colture alternative.

5. Bunge North America (USA) – L’anello tra agricoltura ed energia

• Fondata: 1884
• CEO: Greg Heckman
• Headquarters: St. Louis, Missouri

Bunge, attraverso la joint venture con Chevron, sta trasformando le proprie capacità di frantumazione della soia in asset strategici per il biodiesel e il SAF. Entro fine 2024 la lavorazione giornaliera salirà a 7mila tonnellate, rafforzando la catena che unisce cibo ed energia.

6. Shell (UK) – L’incognita del maxi-impianto di Rotterdam

• Fondata: 1907 (fusione Royal Dutch Shell)
• CEO: Wael Sawan
• Headquarters: Londra

Shell punta ai biocarburanti per raggiungere il net zero entro il 2050. Produce biodiesel, bioetanolo e SAF, ma la sospensione del progetto di Rotterdam (820mila tonnellate annue) nel 2024 ha sollevato dubbi sulla redditività. Resta attiva in partnership tecnologiche, come quella con SBI Bioenergy in Canada.

7. Cosan (Brasile) – Il potere della canna da zucchero

• Fondata: 1936
• CEO: Marcelo Eduardo Martins
• Headquarters: San Paolo

Attraverso la joint venture Raízen con Shell, Cosan è leader nella produzione di etanolo da canna da zucchero: oltre 2,2 miliardi di litri annui e 3.000 MW di energia elettrica dalla bagassa della canna da zucchero (ciò che ne rimane dopo averne estratto il succo). L’azienda sviluppa anche progetti in biogas e biocarburanti di seconda generazione.

8. Green Plains (USA) – Innovazione nel bioetanolo

• Fondata: 2004
• CEO: In attesa di nomina (Todd Becker dimessosi nel 2025)
• Headquarters: Omaha, Nebraska

Green Plains gestisce 10 raffinerie bioenergetiche in sei Stati USA, trasformando 300 milioni di bushel di mais in un miliardo di galloni di etanolo annui. L’azienda investe in cattura del carbonio e nuove tecnologie per migliorare la sostenibilità dei carburanti a basse emissioni.

9. Poet (USA) – Il leader mondiale del bioetanolo

• Fondata: 1987
• CEO: Jeff Broin
• Headquarters: Sioux Falls, South Dakota

Poet è il maggiore produttore mondiale di bioetanolo, con 34 impianti che generano quasi tre miliardi di galloni l’anno, il 19% del totale statunitense. Produce anche ghiaccio secco, bio CO₂ e oli di mais, e partecipa a progetti di cattura della CO₂.

10. Drax Group (UK) – Dal carbone al legno compresso

• Fondata: 1974
• CEO: Will Gardiner
• Headquarters: North Yorkshire

Drax ha convertito la storica centrale a carbone in un impianto alimentato a pellet di legno, che oggi copre il 5-6% del fabbisogno elettrico britannico. Con i progetti di bioenergia con cattura del carbonio (BECCS), punta a diventare carbon negative entro il 2030, fornendo anche biomassa per i futuri impianti di SAF negli USA.

Trend emergenti nel settore bioenergetico

1. Sustainable Aviation Fuel (SAF): già realtà in Valero e Drax, sarà il carburante chiave per l’aviazione decarbonizzata.
2. Carbon Capture: investimenti in cattura e stoccaggio della CO₂ (POET, Green Plains, Drax) accelerano la corsa verso la neutralità.
3. Agricoltura + energia: joint venture come quella tra Bunge e Chevron dimostrano come l’agroindustria diventi un attore primario della transizione.
4. Diversificazione geografica: Brasile e Stati Uniti restano i leader, ma Regno Unito e UE giocano un ruolo crescente.

Il futuro: bioenergia come pilastro della transizione

Dalla leadership agricola degli Stati Uniti alla forza produttiva del Brasile, passando per le innovazioni europee, la bioenergia si conferma protagonista per la transizione energetica globale. Non solo riduce le emissioni, ma rafforza la sicurezza degli approvvigionamenti in un mondo sempre più esposto a crisi geopolitiche ed energetiche.

L'articolo Le dieci regine dei biocarburanti: chi guida la transizione energetica proviene da Italia nel futuro.