- L’elettrico primo settore industriale per investimenti e secondo per valore della produzione: la filiera allargata vale il 4,4% del PIL con l’indotto. Pronti nuovi investimenti per attivare fino a 166 mila occupati l’anno e 120 miliardi di Pil
- La crescita della domanda elettrica, +28% al 2035 e +41% al 2040, rende necessario incrementare la generazione da fonti rinnovabili sfruttando il repowering e sbloccando gli oltre 4 mila progetti bloccati da veti e ritardi
Cernobbio, 5 settembre 2026 – In uno scenario internazionale attraversato da nuove competizioni tecnologiche, industriali ed energetiche, il sistema elettrico italiano è chiamato a una sfida strutturale: garantire energia competitiva, sicura e sostenibile per sostenere la crescita di famiglie e imprese.
Secondo lo Studio strategico “L'elettricità per un'Italia più sicura e competitiva”, realizzato da TEHA Group in collaborazione con Elettricità Futura, quello elettrico è già oggi il primo settore industriale per investimenti, ed è pronto a investire ulteriormente fino a 200 miliardi di euro nei prossimi dieci anni. Considerando il contributo diretto e indiretto della filiera elettrica «allargata» – che comprende generazione, accumuli, trasmissione, distribuzione e vendita, ma anche mobilità elettrica, pompe di calore, componentistica, reti e servizi – la filiera genera 226 miliardi di euro di valore della produzione, 58 miliardi di euro di Valore Aggiunto (circa il 3% del PIL, 4,4% con l'indotto) e sostiene 570.000 occupati.
Questi i risultati dell'analisi presentata oggi in una conferenza stampa nell'ambito della 52ª edizione del Forum di Cernobbio.
Gli investimenti come motore di competitività, crescita e occupazione
Il settore elettrico stanzierà 15-20 miliardi l’anno di investimenti per abilitare la crescita e perseguire gli obiettivi di competitività e sicurezza del sistema. Questi investimenti possono portare a risparmi fino a circa 20 miliardi di euro annui a regime e generare impatti sul sistemaPaese per oltre 120 miliardi di euro di PIL, 300 miliardi di euro di valore della produzione e fino a 166.000 occupati l’anno.
La realizzazione degli investimenti e dei relativi benefici richiede però condizioni abilitanti durature: stabilità normativa e regolatoria, effettivo sviluppo della domanda elettrica, processi autorizzativi rapidi e prevedibili, consenso nei territori e collaborazione proattiva tra tutti gli attori coinvolti.
Lo scenario di riferimento: un Paese «corto» che torna a consumare elettricità
L'Italia è un Paese «corto», in cui la domanda elettrica supera strutturalmente la produzione nazionale efficiente: è indispensabile investire in nuova capacità e trasformare il mix di generazione per ridurre la dipendenza dall'estero. In questo quadro, la domanda elettrica è attesa tornare a crescere del +28% al 2035 e fino al +41% al 2040, trainata da due driver principali: l'elettrificazione crescente dei consumi e lo sviluppo dei data center per l'intelligenza artificiale. Per rispondere a questa crescita, gli scenari prevedono un'accelerazione della capacità rinnovabile installata fino a 159 GW al 2035 e 192 GW al 2040. L’aumento delle rinnovabili consentirà all’Italia di avere maggiore autonomia dalle importazioni e più sicurezza rispetto alla volatilità generata dagli shock geopolitici e climatici.
La bolletta di famiglie e imprese: il vero costo dell'energia per i consumatori
Uno dei principali contributi dello Studio è distinguere con chiarezza tra prezzo all'ingrosso, bolletta pagata dai consumatori e spesa elettrica per le imprese (energivore e non). In Italia il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica (PUN) è strutturalmente più elevato rispetto ai principali peer europei, riflettendo un mix di generazione ancora esposto al gas e alla sua volatilità. Il PUN, tuttavia, è un riferimento diretto solo per gli operatori attivi sul mercato all'ingrosso, come utility e imprese energivore. Queste ultime, come in altri paesi Ue, sono giustamente agevolate anche per i servizi che rendono al sistema elettrico e per evitare delocalizzazioni. In tal modo il prezzo finale compensa il divario rispetto ai Peer europei.
Per cittadini e imprese non energivore la componente energia non coincide con la bolletta, che è composta anche di oneri di rete, oneri di sistema e fiscalità. Inoltre, oltre la metà dei clienti hanno offerte a prezzo fisso e attenuano così l’impatto delle variazioni del prezzo della sola energia sulla bolletta. Le bollette elettriche delle famiglie italiane sono sostanzialmente in linea con quelle dell’Area Euro (57 euro al mese) a quota 59 euro, e più basse rispetto ai 73 euro della Germania. La componente energia più elevata è compensata dagli oneri di rete, tra i più bassi ed efficienti dell’Area Euro e che riflettono una gestione efficiente dell’infrastruttura elettrica: 63 euro al MWh, il 37% in meno della Francia e il 65% in meno della Germania. Per una famiglia media, la bolletta elettrica incide solo per il 2% sulla spesa mensile complessiva, a fronte dell’8% circa del totale delle altre spese energetiche (benzina, gas e altre fonti energetiche). Vuole dire che per aumenti del 10% del costo dell’energia elettrica, la spesa mensile totale media delle famiglie aumenterebbe solo dello 0,2%.
Per le imprese non energivore la bolletta elettrica si colloca in una posizione intermedia rispetto ai principali peer europei ed è penalizzata da una maggiore incidenza degli oneri generali di sistema. Per la piccola impresa il prezzo medio in Italia è di 254 euro al MWh contro 200 euro della Francia e 263 della Germania. Per le medie imprese non energivore l’Italia (223) è in mezzo tra Francia (163) e Germania (226). La grande impresa non energivora paga in Italia 204 euro, 126 in Francia e 210 in Germania.
Ridurre strutturalmente il costo dell'elettricità
Per ridurre strutturalmente il costo dell’elettricità occorre incrementare la generazione interna efficiente, in particolare da fonti rinnovabili anche sfruttando pienamente il potenziale del repowering. Ci sono 4 mila progetti, circa 150 GW, in iter autorizzativo e in attesa di via libera, di questi 55 GW sono fermi a livello regionale. Tra il 2023 e il 2025 l’installato FER in Italia è cresciuto del 22% a 81,7 GW. La crescita delle rinnovabili e dei picchi di domanda rende indispensabile combinare flessibilità e capacità programmabile, tra accumuli e termoelettrico. Serve certezza per gli investimenti idroelettrici. La capacità programmabile resta necessaria.
Il “disaccoppiamento” c’è già e funziona
La politica parla spesso di realizzare il disaccoppiamento tra i prezzi delle fonti di produzione di energia, che però esiste già. I contratti di lungo termine – PPA e CfD regolati (come FER X e in prospettiva il FER Z) – consentono infatti di stabilizzare il prezzo e di trasferire in bolletta il costo inferiore della nuova generazione di rinnovabili. Ad oggi oltre 22 GW di nuova capacità FER (eolica e fotovoltaica) sono contrattualizzati con CfD a due vie. Inoltre, lo strumento dei PPA - i contratti a lungo termine tra privati - sono già oggi una leva a disposizione per le aziende per rendere il proprio costo dell’elettricità più stabile e beneficiare del costo inferiore della produzione rinnovabile.
Interventi di disaccoppiamento nel mercato all’ingrosso creerebbero distorsioni, visto che è un sistema integrato a livello europeo: è quanto hanno sperimentato Spagna e Portogallo, dove i sussidi alle centrali termiche hanno gravato sui consumatori, è aumentata la produzione a gas, il prezzo del gas e le emissioni di CO2, sono aumentate le esportazioni verso i paesi confinanti, che hanno tratto benefici a spese dei consumatori nazionali.
Le condizioni abilitanti: cosa serve per mettere a terra gli investimenti
Gli investimenti aggiuntivi si possono concretizzare solo se accompagnati da un quadro di policy coerente e da riforme abilitanti. Lo Studio individua diverse leve prioritarie.
Sblocco delle autorizzazioni. Il principale collo di bottiglia italiano non è la disponibilità di progetti, capitali o tecnologie, ma la capacità amministrativa di chiudere l'iter finale: oltre 4.000 progetti, per circa 150 GW, risultano ancora in iter autorizzativo, di cui oltre 55 GW fermi a livello regionale. La pipeline è già ampia e matura; i tempi medi di autorizzazione superano però ancora la soglia UE di 24 mesi fissata dalla RED III. Serve trasformare i progetti avanzati in capacità installata e integrabile nel sistema.
Contratti di lungo termine per trasferire il valore ai consumatori. Vanno rafforzati e resi pienamente operativi gli strumenti di lungo termine – Contratti alle Differenze regolati (FER X e FER Z) e PPA – che stabilizzano il prezzo per produttori e consumatori e migliorano la bancabilità dei progetti.
Infrastrutture, flessibilità e adeguatezza. L'integrazione sicura delle rinnovabili richiede investimenti in reti elettriche moderne, resilienti e digitalizzate, sistemi di accumulo, capacità programmabile low-carbon e flessibilità della domanda. Gli strumenti vanno tenuti distinti Infrastrutture, flessibilità e adeguatezza. L'integrazione sicura delle rinnovabili richiede investimenti in reti elettriche moderne, resilienti e digitalizzate, sistemi di accumulo, capacità programmabile low-carbon e flessibilità della domanda. Gli strumenti vanno tenuti distinti.
Oneri di sistema e fiscalità. Oltre alle misure sulla componente energia, è possibile agire su oneri di sistema e tassazione per migliorare la competitività delle bollette. Nel breve termine occorre valutare modalità alternative di allocazione degli oneri ASOS, anche attraverso forme di parziale finanziarizzazione; sul fronte fiscale, una rimodulazione delle aliquote coerente con gli obiettivi di elettrificazione e decarbonizzazione.
