La generazione di energia elettrica rappresenta uno dei tasselli centrali per il raggiungimento della neutralità climatica. Con la pubblicazione dell’edizione 2026 del Rapporto ISPRA (Rapporti 430/2026), intitolato «Settore elettrico: emissioni di CO2 e altri impatti», emerge un quadro dettagliato sull’evoluzione delle emissioni di gas a effetto serra, l’avanzamento delle fonti rinnovabili, le forti differenze regionali e i risvolti ambientali su consumo di suolo e risorse idriche.
I dati e le serie storiche ufficiali sono consultabili e approfondibili direttamente sul portale istituzionale di ISPRA Ambiente e nella sezione dedicata all’Inventario Nazionale delle Emissioni.
Produzione nazionale, emissioni di CO2 e disaccoppiamento emissivo
Dal 1990 al 2024, il sistema energetico italiano ha evidenziato un netto fenomeno di disaccoppiamento (decoupling) tra la crescita economica/produttiva e le emissioni di anidride carbonica:
– A fronte di un aumento della produzione elettrica lorda totale del +25,1% (da 216,6 TWh a 271 TWh), le emissioni di CO2 da generazione elettrica si sono ridotte del 50,7% (da 114,4 Mt a 56,4 Mt).
– Il fattore medio di emissione della produzione elettrica lorda è crollato da 536,8 g CO2/kWh nel 1990 a 209,4 g CO2/kWh nel 2024 (-2,7% medio annuo), mentre il fattore di emissione per i consumi elettrici è sceso a 192,6 g CO2/kWh.
Secondo le stime preliminari per il 2025, si registra una lieve risalita congiunturale: le emissioni per la produzione elettrica raggiungono circa 58,6 Mt (+4,3% sul 2024 per il complesso elettricità e calore), spingendo il fattore emissivo della produzione a 213,8 g CO2/kWh.
Questo incremento temporaneo è dovuto a una flessione della generazione idroelettrica per motivi meteo-climatici e al conseguente ricorso a impianti a gas naturale per colmare il fabbisogno. L’analisi di decomposizione (LMDI) indica che la contrazione emissiva 1990-2024 è spiegata per il 29,2% dall’avanzata delle fonti rinnovabili, per il 26,0% dal cambio del mix combustibile (shift dall’olio combustibile verso il gas naturale) e per l’8,4% dal miglioramento dell’efficienza termoelettrica (soprattutto con i cicli combinati a gas).
Le rinnovabili verso il PNIEC: fotovoltaico ed eolico a due velocità
Nel 2024 la quota di energia rinnovabile sulla produzione elettrica nazionale ha sfiorato la metà del totale (49,9%, al netto di pompaggi e accumuli), con una stima preliminare intorno al 48% nel 2025. Gli obiettivi al 2030 fissati dal PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima) richiedono però un’accelerazione costante:
– Fotovoltaico: Con 37 GW installati a fine 2024 (e stime di circa 43,7 GW nel 2025), il comparto cresce a un ritmo medio annuo del 17,9% (2021-2025). La traiettoria risulta in linea per centrare il traguardo PNIEC di 79,3 GW al 2030.
-Eolico: Presenta invece forti ritardi. A fronte di un obiettivo al 2030 di 28,1 GW (26 GW onshore e 2,1 GW offshore), la potenza onshore a fine 2025 si attesta a soli 13,5 GW (crescita del 4,6% annuo contro il 14-16% necessario per colmare il divario). L’offshore resta pressoché fermo con l’unico parco operativo di Taranto da 31 MW.
Disparità regionali: surplus, deficit ed emissioni virtuali
La geografia energetica italiana evidenzia marcate asimmetrie territoriali tra aree di produzione e poli di consumo:
-Nord-Ovest e Nord-Est concentrano rispettivamente il 32% e il 26% dei consumi elettrici nazionali, con la Lombardia che consuma 64,1 TWh ma presenta un deficit produttivo interno di oltre 16 TWh, compensato principalmente dalle importazioni estere.
-Regioni come Puglia, Sardegna, Calabria, Basilicata, Trentino-Alto Adige e Valle d’Aosta generano un surplus netto destinato a soddisfare la domanda interna delle regioni limitrofe o in deficit strutturale (es. Lazio, Veneto, Emilia-Romagna).
ISPRA ha elaborato un modello contabile per ripartire le «emissioni indirette» generate nelle regioni con eccedenza di produzione termoelettrica verso le aree con deficit di consumo. Ne derivano fattori di emissione regionali per i consumi estremamente diversificati: nel 2024 si spazia da 6,4 g CO2/kWh in Valle d’Aosta (quasi totalmente idroelettrica) a 519,2 g CO2/kWh in Sardegna, dove pesa la presenza residuale di centrali a carbone e combustibili solidi.
Recupero energetico da rifiuti e impatto sul suolo
Il rapporto dedica specifici approfondimenti all’interazione tra settore energetico, matrici ambientali e territorio:
-Termovalorizzazione e rifiuti speciali: Nel 2024 sono stati attivi 35 impianti di incenerimento di rifiuti urbani (25 al Nord) che hanno trattato oltre 6,1 milioni di tonnellate di rifiuti, producendo 4,43 TWh di energia elettrica e 2,46 TWh di energia termica. Le scorie e ceneri residue post-combustione ammontano a 1,4 milioni di tonnellate (un fattore medio di circa 324 g di rifiuti per MWh elettrico generato).
-Consumo di suolo del fotovoltaico: Nel 2024 gli impianti a terra occupano tra 176,9 e 188,4 $\text{km}^2$ (pari a circa lo 0,06% del territorio italiano), con oltre il 27% del suolo impegnato localizzato in Puglia. Le stime mostrano che la superficie netta disponibile sui tetti dei fabbricati esistenti (870–1.137 $\text{km}^2$) potrebbe teoricamente ospitare tra 84 e 110 GW, permettendo di limitare significativamente l’occupazione di nuovo suolo agricolo per i target 2030.
-Impegno territoriale dell’eolico: I parchi eolici onshore coprono aree virtuali (comprensive delle distanze minime inter-turbina) stimate tra 1.780 e 4.155 \km2. Tuttavia, l’ingombro permanente a terra dovuto a fondazioni, torri e viabilità di servizio resta inferiore al 5% dell’area complessiva (tra 89 e 208 \km^2, pari allo 0,03–0,07% del suolo nazionale), lasciando la restante superficie disponibile per usi agricoli e pascolo. 5.
Il disaccoppiamento storico dell’idroelettrico e la risorsa idrica
Un focus storico sul comparto idroelettrico (1931-2024) documenta un progressivo disallineamento tra la potenza installata e la reale producibilità energetica:
-Nonostante l’aumento progressivo dei megawatt installati, le ore equivalenti di funzionamento degli impianti si sono ridotte nel trentennio 1995-2024 del 36% rispetto al periodo 1931-1960 e del 22,5% rispetto al periodo 1961-1994.
-Il crescente divario tra producibilità potenziale teorica e produzione effettiva riflette la riduzione tendenziale della disponibilità idrica causata dai cambiamenti climatici e dai periodi prolungati di siccità, evidenziando come l’adattamento climatico debba andare di pari passo con lo sviluppo delle nuove reti rinnovabili.
I dettagli metodologici completi e le tavole provinciali sui fattori di emissione sono reperibili sul portale del Sistema Nazionale per la Protezione dell’Ambiente (SNPA) e nei report di monitoraggio dell’Istituto…https://www.isprambiente.gov.it/
