Transizione energetica: reti elettriche, rinnovabili e mercato libero

Deloitte ha pubblicato un’analisi sul settore elettrico italiano che fotografa una fase di accelerazione della transizione: investimenti record sulle reti, quota rinnovabili in crescita e un mercato retail sempre più competitivo. Restano però aperte le sfide della sicurezza energetica, della resilienza climatica e della bancabilità dei nuovi progetti.

Vediamo tutto in dettaglio.

Investimenti prioritari nelle reti

Le reti sono poste al centro della trasformazione. A livello europeo sono stimati oltre 1.200 miliardi di investimenti entro il 2040 (40% trasmissione, 60% distribuzione). In Italia, Terna ha programmato 23 miliardi nel decennio 2025-2034, mentre i principali DSO hanno superato 4,8 miliardi di spesa nel 2024 e prevedono oltre 4 miliardi annui anche nel 2025-2026.

Nel 2024, oltre l’86% degli investimenti dei DSO (circa 4,2 miliardi) è stato rivolto all’aumento di capacità e di “hosting capacity” per nuovi impianti rinnovabili. Più di un terzo della spesa è stato indirizzato alla resilienza contro eventi meteo estremi: nel 2024 se ne sono contati 351, di cui quasi 200 nel Nord Italia; oltre 1.000 casi nel triennio 2022-2024, pari a +63% rispetto al triennio precedente e +245% rispetto al 2016-2018.

Sono evidenze raccolte nello studio “Il settore Power, Utilities & Renewables in Italia nel 2025. Analisi del Settore Elettrico nel contesto della transizione energetica e regolatoria: sfide ed opportunità”.

Rinnovabili al giro di boa nel mix energetico

Nel 2024 la produzione nazionale ha raggiunto 261 TWh (+2,5% sul 2023). Le rinnovabili hanno toccato il 49% della generazione (+14,2% a/a), mentre le fonti fossili si sono fermate al 51% (56% nel 2023; 64% nel 2022). La dipendenza dall’estero non si è ridotta: le importazioni nette hanno coperto il 16,3% del fabbisogno (circa 51 TWh su 312 TWh), con un incremento medio annuo del +4,7% tra 2020 e 2024 dopo il calo 2015-2019 (-3,8% a/a). Il 42% dell’import proviene dalla Francia, elemento che riapre il confronto nazionale sui tempi e sulle condizioni di un eventuale rientro del nucleare nel mix.

Strumenti di bancabilità: focus su FER X e PPA

Per rendere sostenibili i progetti rinnovabili vengono indicati due pilastri: i meccanismi di incentivo (prossimo FER X) e i contratti a lungo termine di vendita (PPA), utili a stabilizzare i flussi di cassa. Permangono tuttavia ritardi attuativi e una maturità ancora incompleta del mercato PPA domestico, fattori che possono frenare i nuovi investimenti.

Capacity market: il ruolo chiave dello storage

Il Capacity Market è considerato abilitante nella fase di transizione: si osserva l’ampliamento degli operatori assegnatari, una preferenza per capacità esistente (minore rischio) e una crescita della nuova capacità di storage. Gli impianti termoelettrici a gas continuano a garantire flessibilità e sicurezza del sistema, accompagnando l’uscita graduale degli asset più obsoleti.

Mercato libero: la fotografia italiana

Con la fine della maggior tutela per i non vulnerabili, si registra il passaggio al mercato libero del 78% dei clienti elettrici e dell’86% dei clienti gas. I tassi di abbandono nell’elettrico superano il 25%. Solo il 9,5% delle nuove sottoscrizioni luce avviene online e circa un terzo delle offerte risulta disponibile sui canali digitali: margini di crescita rimangono elevati, ma i clienti acquisiti solo su canali digitali risultano mediamente più sensibili al prezzo e meno fedeli.

Si consolida l’approccio “beyond commodity”, con focalizzazione su brand, servizio e proposta di ecosistemi a valore.

Digitalizzazione e PNRR: verso le smart grid

Circa il 6% degli investimenti dei DSO è stato dedicato alla digitalizzazione. Lo sviluppo delle smart grid viene visto come leva per ridurre perdite, migliorare affidabilità e integrare più rinnovabili. Il PNRR è indicato come acceleratore degli interventi, in particolare per resilienza, automazione e qualità del servizio.

Domanda elettrica: scenari al prossimo decennio

Nel prossimo decennio la domanda elettrica nazionale potrebbe avvicinarsi a 400 TWh, trainata sia dalla crescita “naturale” sia dall’elettrificazione di usi oggi coperti da altre fonti (mobilità, riscaldamento, processi industriali). Ne derivano esigenze di capacità, rete e accumulo coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione.

Alle imprese si consiglia la valutazione di PPA per hedging di prezzo e sostenibilità, la pianificazione di autoconsumo e storage (anche in logica comunità energetiche), la verifica dei tempi e dei costi di connessione ai fini degli investimenti e l’uso di bandi/incentivi disponibili (incluso FER X quando operativo). In mercato libero, per le famiglie l’attenzione è invece posta al profilo di consumo, alle indicizzazioni, ai servizi inclusi nella fornitura (assistenza, efficienza, fotovoltaico domestico) e alla durata contrattuale.

Le Comunità Energetiche Rinnovabili restano una delle opzioni più interessanti per ridurre bollette e sostenere la generazione locale.