Calabria “hub delle rinnovabili” o piattaforma termoelettrica a gas?

di Daniele Menniti

Professore Ordinario di Sistemi Elettrici per l’Energia – Università della Calabria

Tesi della relazione. L’intervista del Corriere della Sera pone un tema reale: il Mezzogiorno, e la Calabria in particolare, deve trattenere più valore dalla transizione energetica e non può sopportare soltanto gli impatti territoriali degli impianti rinnovabili. Tuttavia, il ragionamento diventa debole quando il surplus elettrico calabrese viene implicitamente associato a eolico e solare. I dati Terna mostrano che nel 2024 la Calabria ha esportato molta energia, ma la produzione lorda regionale è rimasta dominata dal termoelettrico tradizionale. Eolico e fotovoltaico insieme hanno prodotto circa 3,1 TWh, mentre il solo termoelettrico tradizionale ha prodotto circa 9,5 TWh. Perciò la proposta di attrarre grandi carichi energivori è credibile solo se vincolata a nuova capacità rinnovabile addizionale, accumuli, flessibilità, contratti orari coerenti con la produzione FER, benefici locali e verifica degli impatti di rete.

Premessa: il merito e il limite della proposta discussa dal Corriere della Sera

L’intervista pubblicata dal Corriere della Sera il 7 giugno 2026, a firma Federico Fubini, attribuisce al Presidente della Regione Calabria Roberto Occhiuto una tesi politicamente rilevante: il Sud genererebbe molta energia pulita da eolico e solare, ma non beneficerebbe adeguatamente dei prezzi più bassi che tali fonti possono determinare. Da qui la proposta di una forma di “federalismo energetico”, capace di trasferire almeno parte del vantaggio del costo locale dell’energia alle famiglie e alle imprese dei territori che ospitano gli impianti.

Il tema è serio. È vero che i territori che ospitano infrastrutture energetiche rinnovabili sostengono impatti paesaggistici, ambientali, autorizzativi e sociali. È altrettanto vero che una politica energetica matura dovrebbe fare in modo che una quota del valore creato resti nei territori, anziché tradursi soltanto in rendite per i produttori o in benefici dispersi nel mercato nazionale.

Il limite della narrazione, però, sta nella semplificazione del dato energetico calabrese. La Calabria produce più energia elettrica di quanta ne richieda, ma questo non significa che il suo surplus sia prodotto da eolico e solare. Per valutare correttamente la proposta occorre distinguere tra produzione complessiva, produzione rinnovabile effettiva, richiesta elettrica, consumi finali, saldo con le altre regioni e ruolo del termoelettrico tradizionale.

La mia posizione è quindi duplice: condivido l’esigenza di far restare valore energetico ed economico in Calabria, ma ritengo necessario evitare che la giusta rivendicazione territoriale diventi una rappresentazione tecnicamente imprecisa. La Calabria non deve chiedere vantaggi perché esporta genericamente energia: deve costruire vantaggi perché sostituisce produzione fossile con rinnovabili, accumuli, flessibilità, reti intelligenti, comunità energetiche e consumi coerenti con la disponibilità reale delle fonti rinnovabili.

Punto metodologico. In questa relazione concentro l’analisi su fotovoltaico, idroelettrico ed eolico. Si tratta delle fonti che nel dibattito pubblico vengono più spesso associate alla produzione rinnovabile elettrica territoriale, al paesaggio, al prezzo zonale e alla possibilità di attrarre consumi industriali. Le bioenergie non vengono negate, ma non costituiscono l’asse principale del ragionamento, anche per evitare di confondere la categoria statistica delle rinnovabili con la realtà impiantistica di una regione in cui il termoelettrico tradizionale resta ancora dominante.

Chiarimento sui termini Terna: produzione destinata al consumo, richiesta e consumi finali

Produzione lorda: è l’energia elettrica prodotta ai morsetti dei generatori, prima della sottrazione dei servizi ausiliari delle centrali.

Produzione netta: è la produzione lorda al netto dei servizi ausiliari della produzione.

Produzione destinata al consumo: è la produzione netta al netto dell’energia destinata ai pompaggi e, dove presenti, degli assorbimenti degli accumuli stand alone. In termini semplici, è la produzione effettivamente disponibile per coprire la domanda elettrica, prima di considerare gli scambi con altre regioni o con l’estero.

Richiesta elettrica regionale: è l’energia elettrica che il sistema deve rendere disponibile in una regione. Nel bilancio regionale Terna deriva dalla produzione destinata al consumo corretta per il saldo con le altre regioni e con l’estero. Comprende anche le perdite di rete.

Consumi finali: sono i consumi degli utenti finali: autoconsumo, mercato libero e mercato tutelato. Sono inferiori alla richiesta perché non comprendono le perdite di rete.

Nel 2024, in Calabria, la richiesta elettrica regionale è stata pari a 6.125,9 GWh, mentre i consumi finali sono stati pari a 5.050,4 GWh. La differenza, pari a 1.075,5 GWh, è dovuta alle perdite di rete. Pertanto non è corretto usare indifferentemente “richiesta” e “consumi”: la richiesta misura il fabbisogno elettrico del territorio, comprensivo delle perdite, mentre i consumi finali misurano l’energia effettivamente utilizzata dagli utenti finali.

La Calabria esporta energia, ma il surplus non è un surplus di eolico e solare

Il dato più importante da chiarire è questo: la Calabria è una regione elettricamente esportatrice, ma il suo export netto non può essere presentato come se derivasse automaticamente da una eccedenza di energia rinnovabile. Il confronto tra 2021 e 2024 mostra che la produzione destinata al consumo resta molto superiore alla richiesta regionale, ma anche che la produzione termoelettrica tradizionale continua a rappresentare la quota largamente dominante della generazione elettrica regionale.

Grandezza Terna	2021 (GWh)	2024 (GWh)	Lettura sintetica
Produzione destinata al consumo	15.300,5	13.024,5	Produzione disponibile dopo servizi ausiliari e pompaggi
Richiesta elettrica regionale	6.277,7	6.125,9	Fabbisogno regionale comprensivo delle perdite
Consumi finali	5.170,4	5.050,4	Energia effettivamente consumata dagli utenti finali
Saldo con le altre regioni	-9.022,8	-6.898,6	Valore negativo nel bilancio Terna: export netto
Supero rispetto alla richiesta	9.022,8	6.898,6	Export/supero ancora molto elevato
Produzione lorda totale	15.766,6	13.401,2	Produzione complessiva regionale per fonte
Termoelettrico tradizionale lordo	11.868,0	9.481,5	Fonte ancora dominante

Tabella 1 – Principali grandezze del bilancio elettrico calabrese 2021/2024. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Nota: nel bilancio Terna il saldo con le altre regioni è negativo quando la regione esporta energia verso il resto del sistema elettrico nazionale.

Nel 2021 la produzione destinata al consumo è stata pari a 15.300,5 GWh, cioè il 243,7% della richiesta regionale e il 295,9% dei consumi finali. Il supero verso le altre regioni è stato di 9.022,8 GWh, pari al 143,7% della richiesta e al 174,5% dei consumi finali.

Nel 2024 la produzione destinata al consumo è scesa a 13.024,5 GWh, restando comunque pari al 212,6% della richiesta e al 257,9% dei consumi finali. Il supero verso le altre regioni è stato di 6.898,6 GWh, cioè il 112,6% della richiesta regionale.

Questi numeri confermano che la Calabria esporta molta energia elettrica. Tuttavia, la domanda cruciale non è se la Calabria esporti energia, ma quale energia esporti. Ed è qui che la narrazione della regione come “hub delle rinnovabili” deve essere sottoposta a verifica quantitativa.

Figura 1 – Nel 2024 la produzione lorda calabrese resta dominata dal termoelettrico tradizionale.

Eolico, solare e idroelettrico: cosa dicono davvero i dati 2024

L’intervista del Corriere della Sera insiste soprattutto su eolico e solare. È quindi utile separare il dato di eolico e fotovoltaico da quello idroelettrico e dal complesso della produzione regionale. Nel 2024 eolico e fotovoltaico hanno prodotto insieme 3.106,1 GWh lordi: una quantità rilevante, pari al 50,7% della richiesta elettrica regionale e al 61,5% dei consumi finali, ma lontana sia dal surplus esportato sia dalla produzione termoelettrica tradizionale.

Fonte	Produzione lorda 2024 (GWh)	Quota su produzione lorda totale	Quota su richiesta 2024	Quota su consumi finali 2024
Idroelettrico	813,6	6,1%	13,3%	16,1%
Eolico	2.187,8	16,3%	35,7%	43,3%
Fotovoltaico	918,3	6,9%	15,0%	18,2%
Eolico + fotovoltaico	3.106,1	23,2%	50,7%	61,5%
Idro + eolico + FV	3.919,7	29,2%	64,0%	77,6%
Termoelettrico tradizionale	9.481,5	70,8%	154,8%	187,7%

Tabella 2 – Produzione 2024 delle principali fonti elettriche in Calabria e relative quote. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Il dato più forte resta il termoelettrico tradizionale: 9.481,5 GWh lordi nel 2024, pari al 70,8% della produzione lorda totale regionale. L’insieme di idroelettrico, eolico e fotovoltaico si ferma invece a 3.919,7 GWh lordi, pari al 29,2% della produzione lorda regionale. Dunque il surplus calabrese non nasce da un eccesso di eolico e solare, ma da una struttura di generazione ancora largamente basata sul termoelettrico.

Fotovoltaico e idroelettrico: due equivoci da evitare. Il fotovoltaico calabrese ha prodotto nel 2024 solo 918,3 GWh lordi, pari al 15,0% della richiesta regionale. L’idroelettrico, cui spesso si attribuisce erroneamente un peso energetico molto elevato, ha prodotto appena 813,6 GWh lordi, pari al 13,3% della richiesta e al 6,1% della produzione lorda totale. Il vero primo contributo rinnovabile elettrico, tra le tre fonti considerate, resta l’eolico, con 2.187,8 GWh.

Figura 2 – Eolico e fotovoltaico sono importanti, ma non spiegano né il surplus né la dominanza del termoelettrico.

Potenza installata non significa energia prodotta: il caso idroelettrico

Una parte dell’equivoco nasce dal fatto che nel dibattito pubblico vengono spesso riportate percentuali di potenza installata, non di energia prodotta. Ma il prezzo, i consumi, il saldo regionale e il bilancio elettrico non si valutano con i MW installati: si valutano con i GWh effettivamente generati e immessi nel sistema.

Fonte	Potenza efficiente lorda 2024 (MW)	Produzione lorda 2024 (GWh)	Ore equivalenti annue	Osservazione
Idroelettrico	843,2	813,6	965	Potenza quasi pari al FV, ma energia annua modesta e fortemente condizionata dalla disponibilità idrica
Eolico	1.249,1	2.187,8	1.752	Prima fonte tra le tre considerate per energia prodotta
Fotovoltaico	833,1	918,3	1.102	Produzione ancora modesta rispetto alle potenzialità climatiche regionali

Tabella 3 – Differenza tra potenza installata e produzione energetica annua. Fonte: elaborazione su dati Terna 2024.

Il dato idroelettrico calabrese mostra bene la differenza tra potenza installata e produzione effettiva. Nel 2024 la Calabria disponeva di 843,2 MW di potenza idroelettrica efficiente lorda, ma la produzione lorda si è fermata a 813,6 GWh, pari a circa 965 ore equivalenti annue e a un fattore di utilizzazione dell’ordine dell’11%. Si tratta di un valore basso, spiegabile con la limitata disponibilità idrica effettiva, la stagionalità dei deflussi, i vincoli ambientali e gli usi plurimi della risorsa acqua.

Pertanto, anche per l’idroelettrico, è fuorviante confondere la potenza installata con una grande disponibilità annua di energia rinnovabile. Una parte rilevante degli impianti idroelettrici assume valore soprattutto come risorsa programmabile e modulabile sui brevi orizzonti temporali, utile per il bilanciamento e per la stabilità del sistema elettrico, più che come fonte di produzione continua. La loro importanza è quindi elevata in termini di flessibilità e riserva di potenza, ma ciò non significa che essi garantiscano automaticamente una produzione energetica annua elevata.

Questo punto è particolarmente importante rispetto all’intervista del Corriere della Sera, nella quale si richiama anche l’esigenza di un piano per bacini e salti d’acqua destinati ad accumulare energia prodotta da rinnovabili. L’idea è tecnicamente interessante se riferita a sistemi di pompaggio o ad accumuli idroelettrici, ma va formulata correttamente: un sistema di accumulo non “crea” nuova energia netta, bensì sposta nel tempo energia già prodotta, restituendone una parte inferiore a causa dei rendimenti. Il valore sta nella flessibilità, non nella generazione annua aggiuntiva.

Dal 2021 al 2024: il termoelettrico cala, ma il blocco eolico-fotovoltaico-idroelettrico cresce pochissimo

Il confronto temporale mostra una dinamica essenziale: tra 2021 e 2024 la produzione termoelettrica tradizionale cala in modo rilevante, mentre fotovoltaico, idroelettrico ed eolico, nel loro insieme, restano sostanzialmente stabili. Il fotovoltaico cresce, l’idroelettrico diminuisce, l’eolico resta pressoché invariato.

Fonte	2021 (GWh)	2024 (GWh)	Variazione (GWh)	Variazione %
Termoelettrico tradizionale	11.868,0	9.481,5	-2.386,5	-20,1%
Idroelettrico	1.033,7	813,6	-220,1	-21,3%
Eolico	2.204,1	2.187,8	-16,3	-0,7%
Fotovoltaico	660,8	918,3	+257,5	+39,0%
Idro + eolico + FV	3.898,6	3.919,7	+21,1	+0,5%
Eolico + fotovoltaico	2.864,9	3.106,1	+241,2	+8,4%

Tabella 4 – Evoluzione della produzione lorda per fonte in Calabria, 2021/2024. Fonte: elaborazione su dati Terna.

Figura 3 – Il calo della produzione termoelettrica è molto più rilevante della crescita del fotovoltaico.

Dal 2021 al 2024 il termoelettrico tradizionale scende da 11.868,0 a 9.481,5 GWh, con una riduzione di 2.386,5 GWh. Nello stesso periodo il fotovoltaico cresce di 257,5 GWh, l’idroelettrico diminuisce di 220,1 GWh e l’eolico si riduce lievemente di 16,3 GWh. Il blocco idroelettrico + eolico + fotovoltaico aumenta di appena 21,1 GWh.

Il punto politico è evidente: se le rinnovabili avanzano lentamente e il termoelettrico cala, la regione deve decidere se accelerare davvero su nuova generazione rinnovabile, accumuli e flessibilità oppure se creare nuova domanda elettrica stabile per mantenere in esercizio redditizio il parco termoelettrico a gas.

Prezzo zonale e bollette: un tema fondato, ma non automatico

La proposta di fare in modo che i territori con forte produzione rinnovabile trattengano una parte del beneficio economico è condivisibile come principio. Tuttavia, nel dibattito pubblico bisogna evitare due semplificazioni. La prima consiste nel confondere il prezzo all’ingrosso con il prezzo finale in bolletta. La seconda consiste nel ritenere che la presenza di impianti rinnovabili sul territorio si traduca automaticamente in un vantaggio stabile per famiglie e imprese.

Il prezzo finale pagato dagli utenti dipende dalla componente energia, ma anche dai costi di rete, dagli oneri, dalla fiscalità, dalla struttura dei contratti, dal dispacciamento e dalla capacità del consumatore di adeguare il proprio profilo di prelievo. Inoltre, anche in una zona con molta energia rinnovabile, il prezzo può restare legato al gas nelle ore in cui la generazione rinnovabile non è sufficiente, non è disponibile o non è valorizzabile localmente per limiti di rete.

Il tema non è quindi contrapporre prezzo zonale e prezzo unico in modo propagandistico. Il tema è costruire strumenti che trasferiscano benefici verificabili al territorio: comunità energetiche, autoconsumo individuale e collettivo, contratti di fornitura orari, demand response, accumuli, reti adeguate e una quota di valore locale collegata agli impianti che modificano il paesaggio e l’uso del suolo.

Data center e carichi energivori: opportunità o sostegno indiretto al gas?

L’intervista del Corriere della Sera cita la possibilità di attrarre data center o aziende digitali ad alto consumo di energia. L’idea non è sbagliata in sé. Può avere senso se inserita in una strategia industriale regionale fondata su nuova capacità rinnovabile addizionale, accumuli, reti adeguate, flessibilità misurabile e benefici locali. Diventa invece problematica se viene presentata come leva per “far crescere le rinnovabili” senza vincoli tecnici e contrattuali precisi.

Un grande carico elettrico stabile, se non accompagnato da nuova produzione rinnovabile addizionale e da sistemi di accumulo e demand response, può finire per aumentare la domanda servita dal termoelettrico tradizionale, soprattutto nelle ore in cui fotovoltaico ed eolico non producono o producono poco. In tal caso l’effetto concreto non sarebbe la sostituzione del gas, ma il sostegno economico al parco termoelettrico esistente.

La Calabria non deve diventare il territorio in cui si aumentano i consumi elettrici per salvare la redditività della generazione fossile. Deve diventare il territorio in cui la generazione fossile viene progressivamente sostituita da rinnovabili, accumuli, reti intelligenti, comunità energetiche, autoconsumo e servizi di flessibilità.

Condizione minima per rendere credibile la proposta. Ogni nuovo grande carico energivoro dovrebbe essere subordinato a condizioni precise e verificabili: realizzazione di nuova capacità rinnovabile addizionale sul territorio; presenza di sistemi di accumulo o di flessibilità misurabile; contratti di approvvigionamento elettrico su base oraria coerenti con i profili di produzione delle fonti rinnovabili; benefici tariffari, economici o infrastrutturali effettivamente ricadenti sul territorio; preventiva verifica dell’impatto sulle reti; piena trasparenza sugli effetti per cittadini e imprese calabresi.

In definitiva, la logica dovrebbe essere analoga a quella dell’autoconsumo e dell’energia condivisa nelle Comunità Energetiche Rinnovabili: non basta localizzare un grande consumo elettrico in Calabria per poterlo qualificare come utile alla transizione energetica. Occorre che quel consumo sia coordinato con nuova generazione rinnovabile, accumuli e flessibilità, in modo da massimizzare la contemporaneità tra produzione e domanda e da evitare che l’aumento dei carichi finisca semplicemente per sostenere nuova o maggiore produzione termoelettrica da gas.

Conclusioni

L’intervista del Corriere della Sera ha il merito di porre una questione reale: i territori del Mezzogiorno non possono essere soltanto luoghi di produzione energetica e di impatto paesaggistico, senza trattenere valore economico, industriale e sociale. Tuttavia, proprio perché la questione è importante, deve essere posta con dati corretti.

Nel 2024 la Calabria ha prodotto molto più della propria richiesta elettrica, ma la produzione lorda regionale è ancora dominata dal termoelettrico tradizionale. Eolico e fotovoltaico insieme coprono circa la metà della richiesta regionale, mentre idroelettrico, eolico e fotovoltaico insieme arrivano al 64,0% della richiesta. Sono quote importanti, ma non spiegano il surplus esportato, che ammonta a 6.898,6 GWh.

L’idroelettrico, in particolare, ha prodotto nel 2024 solo 813,6 GWh lordi: un contributo utile, ma ben lontano dall’idea di una grande abbondanza idroelettrica regionale. Il fotovoltaico, con 918,3 GWh, resta ancora modesto rispetto alle potenzialità climatiche della Calabria. Il vero nodo rimane quindi il termoelettrico tradizionale, pari a 9.481,5 GWh lordi nel 2024.

La Calabria può e deve diventare un laboratorio della transizione energetica. Ma non basta dichiararla “hub delle rinnovabili”. Occorre sostituire produzione fossile con nuova produzione rinnovabile, accumuli, flessibilità, reti intelligenti, autoconsumo diffuso e benefici verificabili per cittadini, imprese e comunità locali.

Questa è la distinzione che il dibattito pubblico deve avere il coraggio di fare: non ogni hub energetico è un hub delle rinnovabili; non ogni grande carico elettrico è una politica industriale sostenibile; non ogni vantaggio all’ingrosso si traduce automaticamente in bollette più basse. La proposta è credibile solo se il nuovo consumo elettrico aiuta davvero a ridurre il gas, non se serve a renderlo ancora economicamente necessario.

Riferimenti e fonti utilizzate

• Corriere della Sera, Federico Fubini, “Roberto Occhiuto, governatore della Calabria: «Il Sud genera più energia pulita con eolico e solare, ma paga troppo»”, 7 giugno 2026.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2024, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria. Dati su impianti, produzione lorda, produzione netta, produzione destinata al consumo, richiesta, perdite e consumi.
• Terna S.p.A., Dati statistici sull’energia elettrica in Italia 2021, sezione “Elettricità nelle regioni”, Tavola 19 – Calabria. Dati su impianti, produzione lorda, produzione netta, produzione destinata al consumo, richiesta, perdite e consumi.
• Gestore dei Mercati Energetici, documentazione e pubblicazioni sul PUN Index GME e sui prezzi zonali del Mercato del Giorno Prima.
• Regione Calabria, Linee di indirizzo e documentazione preliminare per l’aggiornamento del Piano Regionale Integrato Energia e Clima (PRIEC), con riferimento al ruolo delle centrali turbogas a ciclo combinato presenti in Calabria.
• Nota interpretativa: le elaborazioni percentuali e i confronti 2021/2024 sono calcoli dell’autore effettuati sui valori Terna riportati nelle fonti sopra indicate. Le quote sono arrotondate al primo decimale.