Per anni l’energia è rimasta un elemento quasi invisibile nel dibattito pubblico, confinata a una funzione puramente tecnica: alimentare fabbriche, negozi, trasporti e abitazioni. Oggi lo scenario è radicalmente cambiato. Le crescenti tensioni geopolitiche globali, le crisi sui mercati del gas, le importazioni dall’estero e la frequenza degli eventi climatici estremi hanno trasformato l’energia da semplice risorsa a pilastro strategico. In questo nuovo contesto, disporre di un sistema energetico resiliente – capace di garantire l’approvvigionamento anche nelle situazioni più difficili – non è più solo una necessità operativa, ma una vera e propria questione di sicurezza e stabilità nazionale.
L’estate appena trascorsa ha offerto un esempio di quanto il sistema elettrico europeo sia interconnesso. In Francia, ad esempio, le temperature elevate hanno imposto l’arresto temporaneo di alcuni reattori nucleari e adattamenti della produzione di altri impianti. Per l’Italia è un elemento da considerare: una percentuale non irrilevante della domanda elettrica nazionale (circa il quindici per cento) viene coperta dal saldo con l’estero, anche attraverso, ad esempio, gli scambi con il Paese transalpino. Quando uno Stato esportatore deve affrontare contemporaneamente un aumento dei consumi e una riduzione della capacità produttiva, la disponibilità di energia oltreconfine può diventare per questo meno prevedibile.
Inoltre, le ormai annose tensioni geopolitiche internazionali degli ultimi anni generano forte incertezza e speculazione sui mercati, spingendo al rialzo i prezzi globali di petrolio e gas (che influisce direttamente su quello dell’elettricità, a causa del meccanismo del prezzo marginale, che fissa il costo dell’energia all’ingrosso). La crisi in Ucraina ha tagliato le storiche forniture dalla Russia, forzando l’Europa a importare alternative energetiche spesso più costose. L’instabilità in Medio Oriente minaccia snodi di transito vitali come lo Stretto di Hormuz e di Bab el-Mandeb, innescando continui shock sull’offerta e picchi di volatilità.
La sempre maggiore elettrificazione dei consumi, con l’aumento della domanda legata alla mobilità elettrica, allo sviluppo industriale e a nuovi carichi per data center e AI, fanno il resto. E l’energia diventa un bene sempre più prezioso. La sfida crescente riguarda sia la quantità prodotta sia la capacità di trasportarla, distribuirla e gestirla nelle diverse ore della giornata.
Anche per questo le rinnovabili sono uno degli strumenti considerati migliori per aumentare la generazione interna, utilizzando risorse presenti sul territorio (come sole e vento) e riducendo il più possibile il ricorso ai combustibili fossili importati.
Enel, ad esempio, gigante nostrano del comparto utility, in Italia ha un’ampia capacità rinnovabile installata, in continua crescita. Ma nel nostro Paese tra la presentazione di un progetto fotovoltaico o eolico e l’entrata in esercizio di un impianto, vi sono diversi passaggi e numerose lungaggini. Infatti, in generale risultano in iter autorizzativo progetti di energia green per circa 150 GW. È un potenziale enorme, che potrà tradursi in nuova produzione solo nella misura in cui i progetti ottengano i necessari nullaosta, vengano realizzati e poi collegati alla rete.
Aumentare la capacità di generazione però da sola non basta. Sole e vento producono quando la risorsa naturale è disponibile, non necessariamente nelle ore in cui i consumi sono più alti. Per questo la crescita delle rinnovabili richiede anche sistemi di accumulo e altre risorse di flessibilità. Le batterie, Bess, possono immagazzinare elettricità e restituirla alla rete in un momento successivo, contribuendo a gestire le variazioni della produzione e della domanda. Il portafoglio Bess ora copre circa 1.8 GW in Italia (gestite per la quasi totalità dalla società Enel Libra Flexsys) con un incremento di oltre il cinquanta per cento rispetto all’anno precedente. Una distribuzione che ben evidenzia la scala e la copertura geografica delle operazioni. Il risultato raggiunto consolida un percorso di crescita nel settore dello storage, e conferma l’impegno del Gruppo guidato da Flavio Cattaneo nel valorizzare questa tecnologia come leva per la transizione energetica. Secondo l’ultimo report del think thank Ember il nostro Paese, che già concentra circa il venti per cento della capacità europea di batterie su larga scala, può essere un volano per lo storage nel Vecchio Continente, tanto che è stato definito proprio per questo la “California d’Europa”.
Un altro contributo può arrivare dagli impianti esistenti. Attraverso il repowering, alcune componenti vengono sostituite o ammodernate per migliorarne le prestazioni e prolungarne la vita operativa. A seconda del progetto, questi interventi possono aumentare la produzione senza richiedere necessariamente nuove aree. Anche l’idroelettrico e la geotermia, con caratteristiche diverse da quelle del solare e dell’eolico, contribuiscono al mix di generazione, con caratteristiche diverse da solare ed eolico. Enel dispone di circa 500 centrali idroelettriche in Italia e di 860 MW di capacità geotermica installata, concentrata nella regione della Toscana. Anche queste sono fonti che, per caratteristiche diverse, possono contribuire alla continuità della generazione.
La vera trasformazione passa però dalle reti. Sempre più impianti, di grandi e piccole dimensioni, immettono energia nel sistema. Anche cittadini e imprese possono produrre elettricità, oltre a consumarla, diventando così prosumer (ad oggi se ne contano 2 milioni in Italia). Le infrastrutture devono quindi gestire flussi in entrambe le direzioni, accogliere nuova capacità e mantenere la qualità del servizio. Digitalizzazione, automazione e sistemi di controllo aiutano a osservare ciò che accade sulla rete in tempo reale e a intervenire più rapidamente quando cambiano le condizioni di esercizio o in caso di disalimentazioni. In questo quadro, le reti di distribuzione assumono un ruolo sempre più strategico come piattaforma abilitante di un sistema energetico resiliente, digitale e decarbonizzato. Una sfida su cui l’Italia però si è fatta trovare pronta. Secondo i dati appena presentati da Ernst & Young all’Italian Energy Summit 2026, per ogni euro investito in rinnovabili, l’Italia ne ha investiti 1,4 nella rete, ed è un record europeo. Non è superfluo ricordare che nel nostro Paese il Gruppo Enel, attraverso la sua società E-Distribuzione, gestisce circa l’ottantacinque per cento della rete in bassa e media tensione, pari a 1,2 milioni di chilometri.
Ma ridurre la dipendenza energetica dell’Italia richiede anche investimenti e regole certe. Secondo uno studio di TEHA Group ed Elettricità Futura, presentato a settembre 2026, il settore elettrico potrebbe mobilitare fino a 200 miliardi di euro di investimenti aggiuntivi nel decennio 2026-2035. Lo stesso studio stima che la filiera elettrica allargata sostenga circa 570 mila occupati e contribuisca, considerando anche l’indotto, al 4,4 per cento del Pil nazionale. Un impatto ragguardevole. Per trasformare questo potenziale in impianti e infrastrutture, come sottolineato, servono però tempi autorizzativi più rapidi e prevedibili.
In questo scenario si inserisce l’importanza del Piano Strategico 2026-2028 di Enel, maggiore operatore italiano nel settore energia elettrica. Il Gruppo prevede investimenti per circa cinquantatré miliardi di euro a livello globale: oltre 26 miliardi sono destinati alle reti, di cui circa il cinquantacinque per cento in Italia, e circa venti miliardi alle rinnovabili, con focus anche sull’Europa e, ovviamente, sul nostro Paese.
L’Italia resterà esposta a ciò che accade oltre i suoi confini finché una parte rilevante del suo fabbisogno, in particolar modo di gas, dipenderà dalle importazioni. Ma può accrescere l’autonomia energetica producendo più energia sul territorio, disponendo di reti resilenti, accumuli e strumenti capaci di portarla dove serve, nel momento in cui serve. È anche e soprattutto su questo equilibrio che si gioca la prossima fase della transizione.
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