Un sistema energetico assomiglia sempre più a un’orchestra senza direttore. Le rinnovabili suonano quando c’è vento o sole, le reti devono reggere variazioni improvvise, i mercati reagiscono in tempo reale a crisi geopolitiche e tensioni sulle materie prime. Il risultato è una sensazione diffusa di instabilità: non perché manchi la tecnologia, ma perché l’equilibrio è diventato più complesso da governare.
È in questo contesto che si colloca lo Spoke 7 – Smart Sector Integration della Fondazione NEST. L’obiettivo non è semplicemente aumentare la quota di rinnovabili, ma ripensare l’architettura del sistema energetico nel suo insieme. Significa superare la logica delle reti “a silos” – elettricità, gas, calore, carburanti – per costruire ambienti multi-commodity, in cui i diversi vettori energetici siano interconnessi, coordinati e supportati da sistemi di accumulo e piattaforme digitali avanzate.
Lo Spoke 7 lavora sull’integrazione intelligente delle fonti e sull’ottimizzazione del sector coupling, per rendere il sistema più resiliente in una fase storica in cui non siamo più soltanto “carbon constrained”, ma sempre più “resource constrained”: non è solo la CO₂ a imporre limiti, ma anche la disponibilità di materiali, infrastrutture e catene di fornitura.
In altre parole, non si tratta solo di produrre energia pulita, ma di farla funzionare come un sistema coordinato, capace di adattarsi, bilanciarsi e resistere agli shock. È qui che innovazione tecnologica, digitalizzazione e governance delle risorse si incontrano.
Ne abbiamo parlato con il professor Domenico Villacci, coordinatore dello spoke 7.
Professore, qual è la principale vulnerabilità dei sistemi energetici nazionali quando aumentano le rinnovabili non programmabili e mancano riserve locali?
La vulnerabilità principale riguarda la stabilità del sistema elettrico, perché con l’aumento di rinnovabili non programmabili come solare ed eolico si riducono inerzia e risorse di bilanciamento in tempo reale che le centrali convenzionali garantivano in modo naturale. In particolare, si perdono due elementi chiave. Il primo è l’inerzia fisica: le grandi macchine rotanti delle centrali tradizionali funzionano come “volani” che stabilizzano la frequenza di rete e assorbono per alcuni secondi gli squilibri dovuti a un guasto o a variazioni improvvise di carico, lasciando tempo ai sistemi di regolazione di intervenire. Gli impianti rinnovabili, che operano tramite inverter, non forniscono questa inerzia in modo naturale. Il secondo elemento è la riserva di potenza regolante: le centrali tradizionali possono modulare rapidamente la produzione su comando del gestore di rete, mentre con un’alta quota di generazione variabile questa flessibilità diminuisce, a meno di affiancare soluzioni come accumuli, pompaggio e interconnessioni più robuste.
Quali sono le conseguenze?
Le conseguenze sono oscillazioni di frequenza più rapide e più ampie, maggiore esposizione al rischio di blackout in caso di eventi critici e una crescente dipendenza dalle interconnessioni con altri Paesi o regioni. In situazioni di stress simultaneo – come ondate di calore o eventi meteorologici estremi – questa dipendenza può trasformarsi in un ulteriore fattore di fragilità. Per questo si stanno sviluppando batterie su larga scala, compensatori sincroni, sistemi di inerzia sintetica integrati negli inverter e nuovi mercati per i servizi di flessibilità e bilanciamento. L’obiettivo non è ridurre le rinnovabili, ma rendere il sistema capace di integrarle senza compromettere stabilità e resilienza.
Parlate di ambienti multi-commodity e di reti intelligenti. Che cosa cambia rispetto a una gestione a silos delle reti?
Nella gestione a silos ogni vettore energetico è trattato come un sistema separato: elettricità, gas, calore e carburanti hanno infrastrutture, regole e ottimizzazioni distinte. Il risultato è che ciascuna filiera cerca il proprio equilibrio locale, spesso senza valorizzare le interdipendenze con le altre. Un approccio multi-commodity cambia la prospettiva: i vettori diventano parti di un unico sistema integrato, in cui l’energia può spostarsi, convertirsi e accumularsi nella forma più utile in ogni momento.
Nel passaggio a un sistema multi-commodity, quali sono i vantaggi e quali condizioni devono essere abilitate perché questa integrazione funzioni?
Il primo vantaggio è la flessibilità operativa. In un sistema integrato, l’energia in eccesso non viene semplicemente tagliata, ma convertita: l’elettricità rinnovabile in surplus può diventare idrogeno, calore o combustibili sintetici, oppure alimentare processi industriali flessibili. Questo riduce sprechi, curtailment e volatilità. Il secondo è l’accumulo multiforma. Non esiste una sola tecnologia ottimale: le batterie sono efficaci nel breve termine, il calore è economico da immagazzinare, l’idrogeno consente accumuli anche stagionali. L’integrazione permette di scegliere dinamicamente dove stoccare l’energia in base a durata, costi e rendimento complessivo. Il terzo è la capacità di fornire servizi di rete e decarbonizzare settori difficili da elettrificare. Elettrolizzatori e impianti power-to-X possono diventare risorse di flessibilità per il sistema elettrico. Parallelamente, la produzione di molecole verdi permette di decarbonizzare settori dove l’elettrificazione diretta non è sufficiente.
Cosa manca per far funzionare questo modello?
Servono condizioni abilitanti chiare: hub di conversione tra vettori, mercati che valorizzino la flessibilità inter-vettore, regole meno frammentate tra commodity e piattaforme digitali capaci di gestire il sistema in tempo reale. La differenza rispetto ai silos è sostanziale: non si ottimizza più la singola rete, ma l’equilibrio complessivo del sistema energetico.
Il sector coupling rende il sistema più resiliente, ma la transizione avviene con risorse limitate. Dove vede il trade-off più difficile?
Il trade-off più difficile è tra ambizione tecnologica e disponibilità reale di materiali e filiere. La transizione energetica è anche una transizione “di materiali”: passiamo da un sistema basato sull’estrazione continua di combustibili fossili a uno che richiede un investimento iniziale massiccio di metalli e minerali per costruire infrastrutture di conversione e accumulo. Ed è qui che emergono nuovi colli di bottiglia. Per gli elettrolizzatori entrano in gioco metalli rari come platino e iridio; per le batterie la competizione su litio, nichel e cobalto è già evidente. Poi c’è un vincolo spesso sottovalutato: il rame, indispensabile per reti e connessioni, che potrebbe diventare il “collo di bottiglia silenzioso” della transizione. Anche terre rare e magneti permanenti restano critici.
Come si gestisce?
Non con una soluzione unica, ma con un portafoglio di strategie: aumentare l’efficienza nell’uso dei materiali, diversificare tecnologie e fornitori, accelerare riciclo e circularità e soprattutto prioritizzare, decidendo dove investire prima per massimizzare impatto e resilienza. Molta della tecnologia necessaria esiste già, ma la base materiale e industriale per scalarla al ritmo richiesto non è sempre pronta. Se la domanda cresce più in fretta dell’offerta sostenibile, il rischio è una transizione più lenta e più costosa, con tensioni geopolitiche e nuove esternalità ambientali. La sfida non è solo ingegneristica: è anche di governance delle risorse e delle filiere.
Se a fine percorso dovesse scegliere un solo indicatore che dimostri l’impatto dello Spoke 7, quale sarebbe?
La capacità di realizzare cosimulazioni in tempo reale con tecnologie come il Power Hardware in the Loop. Significa poter testare in ambiente controllato il comportamento di reti e sistemi integrati prima della loro implementazione reale. Se dimostriamo che accumulo, conversione e gestione digitale funzionano in condizioni operative realistiche, riducendo il rischio tecnico, allora avremo davvero accelerato l’adozione industriale.
Come procede la transizione energetica in Italia?
Sta attraversando una fase di difficoltà: l’indice ENEA ISPRED nel 2024 è sceso del 25%, ai minimi della serie storica, segnalando un peggioramento complessivo tra sicurezza, prezzi e decarbonizzazione.
Eppure sulle rinnovabili si vedono progressi. Quali segnali positivi registriamo?
Nel 2024 le rinnovabili hanno raggiunto il 49% della generazione elettrica e il fotovoltaico ha segnato un record con oltre 36 TWh prodotti.
Qual è allora il punto critico?
Le fonti fossili coprono ancora circa il 51% del mix e la quota di rinnovabili sui consumi finali resta sotto il percorso previsto dal PNIEC.
Siamo in linea con gli obiettivi al 2030?
Non ancora. Dal 1990 al 2024 l’Italia ha ridotto le emissioni del 28%, ma per il 2030 servirebbe arrivare vicino al 50%.
Il primo freno è economico: quanto pesa il costo dell’energia?
Molto. Nel 2024 il prezzo medio dell’elettricità in Italia è stato circa 108 €/MWh, superiore ai principali Paesi europei. È un differenziale che incide direttamente su famiglie e competitività delle imprese.
Questo si traduce in un costo reale per il sistema produttivo?
Sì. Nel 2025 le imprese del terziario hanno speso oltre 11 miliardi di euro per elettricità e gas, un dato che spiega perché la transizione venga percepita anche come costo.
E sugli investimenti?
C’è stato un rallentamento, soprattutto nel residenziale. Per rispettare il PNIEC servirebbero oltre 240 miliardi di investimenti cumulati entro il 2030.
C’è anche un tema industriale?
Sì. Produrre moduli fotovoltaici in Europa costa dal 35% al 65% in più rispetto alla Cina, con implicazioni evidenti sulla competitività e sull’autonomia strategica.
Sul fronte infrastrutturale, qual è l’anello debole?
Con una quota crescente di rinnovabili variabili servono reti più robuste e maggiore capacità di accumulo; altrimenti aumenta la dipendenza dall’estero.
E la burocrazia?
Incide molto. Senza una mappatura chiara delle Aree Idonee, i progetti si muovono in un contesto incerto, con tempi più lunghi e maggiore rischio regolatorio.
L’incertezza normativa quanto pesa?
Pesa concretamente: senza stabilità è difficile pianificare e mobilitare capitali di lungo periodo.
In sintesi, qual è oggi il vero ostacolo sistemico?
Non è la tecnologia. È l’intreccio tra costi energetici elevati, lentezze autorizzative, frammentazione normativa e tensioni istituzionali. Senza una traiettoria stabile e credibile di lungo periodo, anche le migliori potenzialità faticano a tradursi in risultati.