I numeri non mentono, ma per trasformarsi in strategie nazionali hanno bisogno di modelli capaci di anticipare il domani. È questo il fulcro dell’attività di RSE - Ricerca sul Sistema Energetico e del Dipartimento guidato da Michele Benini, una vera e propria cabina di regia scientifica che supporta il Governo e l’ARERA (l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) nella complessa architettura della decarbonizzazione. In questa intervista, il Direttore traccia una panoramica dettagliata dello stato attuale della transizione energetica in Italia: dai record del fotovoltaico e degli accumuli elettrochimici, fino all’impatto della geopolitica sui consumi. Una sfida che unisce rigore matematico e necessità istituzionali, dove la resilienza delle reti e la flessibilità del sistema elettrico diventano i pilastri fondamentali per garantire la sicurezza energetica del Paese.
Tra algoritmi predittivi, crescita record del fotovoltaico e la sfida della resilienza: parla Michele Benini, Direttore del Dipartimento Sviluppo Sistemi Energetici di RSE, la bussola scientifica che supporta le istituzioni verso i target del 2030 e 2050.
In che modo RSE e, in particolare, il Dipartimento che lei guida supportano il decisore politico e l’ARERA nel perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione dell’intero sistema energetico?
«RSE in generale, e il mio dipartimento Sviluppo Sistemi Energetici nello specifico, supportano da tempo il Governo e i vari Ministeri che si sono succeduti – dallo Sviluppo Economico alla Transizione Ecologica, fino all’attuale Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica – proprio sui temi di pianificazione del sistema. Se guardiamo indietro, abbiamo fatto molta strada: penso al Tavolo per la Decarbonizzazione dell’Economia nel 2016, alla Strategia Energetica Nazionale del 2017, e poi a tutte le tappe fondamentali come il PNIEC (il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima) del 2019, la Strategia di Lungo Termine 2050, il Piano per la Transizione Ecologica del 2022, fino alla versione più recente del PNIEC nel 2024. Senza dimenticare la Strategia Nazionale Idrogeno e la Piattaforma Nazionale Nucleare Sostenibile e il Quadro Strategico per il Regolamento AFIR (Alternative Fuels Infrastructure Regulation) tra il 2025 e il 2026. Tra l’altro, questo supporto sulla pianificazione energetica non lo diamo solo a livello centrale, ma anche alle Regioni: abbiamo lavorato molto con Emilia-Romagna, Veneto e Molise, e diverse altre si stanno aggiungendo.
Tutto questo lavoro si basa su modelli matematici complessi, con centinaia di migliaia di equazioni, che servono a calcolare lo sviluppo ottimale del sistema in un determinato arco di tempo. In pratica, cercano di capire come minimizzare i costi complessivi di investimento e di gestione delle tecnologie energetiche e lo fanno partendo da certe condizioni di fondo – come l’andamento dei prezzi dei combustibili fossili, il costo della CO2, la crescita del PIL o della popolazione – e rispettando vincoli ben precisi, come il potenziale effettivo delle rinnovabili, con l’obiettivo di abbattere le emissioni e migliorare l’efficienza.
Con questi modelli creiamo degli scenari che non vanno intesi come “previsioni” del futuro, ma come veri e propri esercizi del tipo “what if”. Questo permette al decisore politico di valutare l’impatto reale di una specifica misura prima di approvarla. Supportiamo il Governo anche nella parte più tecnica della stesura di leggi e decreti, magari per recepire direttive europee o definire sistemi di incentivi. Poi, tutto questo impianto normativo si traduce in pratica attraverso le delibere dell’ARERA. Per il regolatore è fondamentale fare una buona analisi di impatto della regolazione, e noi siamo lì per dare supporto tecnico con simulatori dedicati al mercato elettrico e al dispacciamento. Di recente, ad esempio, abbiamo valutato per ARERA l’impatto dell’abolizione del PUN, il prezzo unico nazionale dell’energia elettrica, e del passaggio ai prezzi zonali per le utenze industriali e commerciali, e abbiamo analizzato le offerte del Mercato del Giorno Prima (MGP) tra il 2023 e 2024 per monitorare, secondo il REMIT (il regolamento sull’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso), eventuali comportamenti scorretti sulla capacità di generazione».
In qualità di Direttore di RSE, lei si trova al centro della pianificazione della transizione energetica in Italia. Guardando ai target europei al 2030 e 2050, quali sono oggi le tecnologie già mature su cui l’Italia sta accelerando con maggiore efficacia?
«Negli ultimi anni stiamo vedendo una crescita del fotovoltaico, spinta soprattutto dal crollo dei prezzi legato alla sovraccapacità produttiva cinese, anche se proprio di recente i costi si stanno leggermente riprendendo. Per fare un bilancio concreto, al 30 aprile 2026 abbiamo superato i 45,7 GW di capacità installata con oltre due milioni di impianti. Nell’ultimo anno abbiamo corso a un ritmo di 6,7 GW installati: se continuiamo così, siamo vicini ai 7,2 GW all’anno che ci servirebbero per centrare l’obiettivo del PNIEC al 2030, che è di 79,3 GW.
Un altro fronte in forte sviluppo è quello dei sistemi di accumulo elettrochimici. Abbiamo superato le 930mila unità – circa 11,7 GWh – accoppiate alle rinnovabili per massimizzare l’autoconsumo. A questi si aggiungono altri 7,3 GWh in configurazione standalone, che hanno ottime prospettive di crescita grazie al Capacity Market e alle aste MACSE. Anche qui il motore principale è stato il prezzo delle batterie, che secondo BloombergNEF è sceso a un ottavo rispetto al 2013. C’è da dire che in questo mercato il dominio cinese è quasi assoluto, parliamo di una quota mondiale superiore all’83%. Per dare un’idea del loro vantaggio competitivo, nel 2025 il prezzo medio delle batterie in Europa era di 131 dollari al chilowattora, mentre in Cina era di appena 84, cioè un terzo in meno. Guardiamo a un colosso come CATL, che da solo controlla il 30% del mercato globale: ha più di 130mila dipendenti, di cui 20mila dedicati solo alla Ricerca e Sviluppo. Nel 2024 gestivano oltre 43mila brevetti, con una media di quasi 17 al giorno. Questo ci dice che, nonostante sia una tecnologia matura e già utilizzata ovunque, è ancora in fortissima evoluzione e ha ampi margini di miglioramento.
Sull’eolico si evidenzia invece un’importante opportunità di accelerazione: la capacità installata ha raggiunto circa 13,9 GW, con un ritmo di crescita attuale di circa 650 MW annui. Per allinearci agli obiettivi del PNIEC 2030 (28,1 GW), sarà quindi strategico incrementare progressivamente il passo, avvicinandoci a un ritmo di installazione prossimo ai 3 GW annui.
Le altre due grandi leve per la decarbonizzazione restano l’auto elettrica e le pompe di calore. Nei primi quattro mesi del 2026, le vendite di auto elettriche pure (le BEV) sono cresciute del 72,8% rispetto allo scorso anno, complici anche i nuovi incentivi. Ciononostante, la nostra quota di mercato è all’8,5%, ancora molto lontana dalla media europea che ad aprile 2026 ha toccato il 22%. In Italia c’è quindi ancora un grande potenziale inespresso, che potrebbe sbloccarsi sia con l’arrivo di modelli elettrici più economici, sia a causa del caro benzina e gasolio alimentato dalla crisi tra Stati Uniti e Iran, che sta facendo crescere anche l’interesse per l’elettrico usato.
Comunque, la diffusione delle auto elettriche è fondamentale perché hanno un’efficienza tre volte superiore ai motori tradizionali. Lo stesso vale per le pompe di calore, che per ogni chilowattora consumato ne restituiscono quattro di calore rinnovabile. Nel residenziale abbiamo visto un calo fisiologico dopo la chiusura del Superbonus, mentre nel settore commerciale la crescita prosegue in modo robusto. L’elettrificazione dei consumi in Italia presenta ancora ampi margini di sviluppo, anche alla luce del livello dei prezzi dell’energia elettrica. In questo contesto, diventa strategico accelerare ulteriormente sulle fonti rinnovabili e sui sistemi di accumulo, così da favorire progressivamente il “disaccoppiamento” dal prezzo del gas. Le recenti dinamiche geopolitiche, dal conflitto in Ucraina alle tensioni in Medio Oriente, confermano come l’energia rappresenti non solo un fattore di competitività, ma anche un elemento chiave di sicurezza nazionale».
Qual è la sfida più complessa nel “tradurre” modelli matematici e scenari energetici complessi in norme e decreti? In altre parole, come si concilia il rigore della ricerca scientifica con i tempi e le necessità istituzionali?
«Dobbiamo considerare che i modelli che sviluppiamo sono per definizione un’approssimazione della realtà. Più i dati di input sono precisi, migliore è il risultato, ma raccogliere dati di qualità non è mai banale. Inoltre, i modelli matematici consentono di individuare una soluzione teorica ottimale; nella fase applicativa, tuttavia, è necessario integrarla con un insieme articolato di vincoli operativi e di contesto, inclusi profili regolatori e decisionali.
In ogni caso, i modelli restano uno strumento preziosissimo perché permettono al decisore politico di mettere a confronto diverse opzioni. La cosa migliore è ragionare sulle differenze tra le varie strade percorribili, piuttosto che sui valori assoluti, perché eventuali margini di errore tendono a compensarsi, dandoci risposte molto più affidabili».
Quali metodologie e strumenti RSE sviluppa e applica per la pianificazione e l’esercizio delle reti di trasmissione? E quali sono i principali driver di indirizzo strategico?
«In RSE lavoriamo su un pacchetto integrato di metodologie e strumenti che coprono tutta la vita del sistema elettrico, dalla pianificazione a lungo termine fino alla gestione della rete quasi in tempo reale. Il nostro filo conduttore è chiarissimo ed è la resilienza del sistema.
Per quanto riguarda la pianificazione della rete di trasmissione, sviluppiamo modelli che mettono insieme valutazioni tecniche ed economiche, analisi probabilistiche e simulazioni di scenari futuri. Questo ci permette di confrontare tecnologie diverse – comprese soluzioni innovative come le reti ibride in corrente alternata e continua – e di trovare la strada migliore anche quando il livello di incertezza è molto alto. Ma non ci fermiamo alla teoria della pianificazione: lavoriamo molto sulla gestione quotidiana della rete. Sviluppiamo analisi dinamiche sulla stabilità e sulla sicurezza, strumenti per calcolare il rischio operativo e modelli probabilistici capaci di prevedere imprevisti multipli o errori nelle previsioni della produzione e dei consumi.
La vera forza del nostro approccio sta nell’unire questi mondi. Abbiamo creato dei veri e propri framework unificati che mettono in fila pianificazione e gestione in modo coerente, usando indicatori di rischio dinamici e analisi predittive avanzate che offrono supporto quasi in tempo reale. Molte di queste soluzioni le abbiamo sviluppate a stretto contatto con Terna, come i metodi per la resilienza della rete già inseriti nel Codice di Rete che sono il risultato di una collaborazione storica tra RSE e il TSO.
Se guardiamo a cosa guida la nostra strategia, ci sono alcuni punti fermi. Il primo è ovviamente la transizione energetica: inserire in rete una quota massiccia di rinnovabili non programmabili porta con sé una variabilità enorme rispetto al passato, e questo richiede un cambio di mentalità totale nei nostri modelli di analisi. Il secondo pilastro è la flessibilità, cioè la capacità della rete di sfruttare nuove risorse come gli accumuli, la gestione attiva della domanda e la generazione distribuita per mantenere il sistema efficiente e dinamico. Il terzo fattore, fondamentale oggi, è la resilienza agli eventi climatici estremi, sempre più frequenti. Non basta più progettare una rete sicura in condizioni normali: oggi deve saper resistere, adattarsi e ripartire velocemente dopo un’emergenza. Infine, c’è l’innovazione tecnologica e normativa, che da una parte ci dà strumenti incredibili come l’intelligenza artificiale e l’analisi avanzata dei dati, e dall’altra richiede che queste soluzioni corrano al passo con un quadro di regole in continua evoluzione.
In sintesi, il compito di RSE è proprio questo: mettere a disposizione delle istituzioni gli strumenti e le metodologie più avanzate per governare questa trasformazione, garantendo sempre l’affidabilità, l’efficienza e la sicurezza del sistema elettrico».