Il rapporto Summer Outlook 2025 pubblicato dall’ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) offre una panoramica tecnica e strategica sulla sicurezza dell’approvvigionamento elettrico nell’Unione Europea per la stagione estiva. Il documento conferma una robusta adeguatezza del sistema elettrico europeo, con l’assenza di rischi generalizzati nella maggior parte dei mercati, a eccezione di aree con limitata interconnessione infrastrutturale.
Le simulazioni condotte evidenziano una situazione di equilibrio tra domanda e offerta, pur con la necessità di monitoraggio mirato in contesti caratterizzati da vincoli infrastrutturali o stagionali. L’analisi è conforme agli obblighi del Regolamento (UE) 2019/941 sulla preparedness in caso di crisi elettriche, in attuazione del pacchetto “Clean Energy for All Europeans”.
Il Summer Outlook 2025 si conferma uno strumento essenziale di diagnosi sistemica e di governance informata del settore elettrico europeo. Il documento analizza, tramite modelli di simulazione avanzata, la capacità del sistema di far fronte ai picchi di domanda durante la stagione estiva, in un contesto di profonda trasformazione del mix energetico e di incertezza geopolitica persistente.
Indice
I risultati del rapporto: verso la stabilità estiva del settore elettrico
I risultati mostrano una condizione di adeguatezza strutturale per la maggior parte dell’Unione Europea, in cui la produzione disponibile – soprattutto da fonti rinnovabili – risulta sufficiente a coprire la domanda, anche in scenari di stress moderato. Tuttavia, il rapporto sottolinea la fragilità relativa di alcuni mercati, principalmente in aree geografiche con interconnessioni deboli o topologie di rete isolate, dove la capacità di scambio è limitata e la resilienza dipende fortemente dalle condizioni meteorologiche e dalla disponibilità locale di generazione.
Questa fotografia della stabilità estiva si inserisce in una dinamica più ampia, delineata dal Regolamento (Ue) 2019/941 sulla risk preparedness nel settore elettrico. Il quadro normativo europeo impone agli Stati membri e ai gestori di sistema una valutazione preventiva dei rischi, fondata su metodologie comuni di simulazione e cooperazione transfrontaliera obbligatoria, al fine di garantire la continuità del servizio in scenari di crisi.
In tale contesto, il Summer Outlook non è solo un report operativo, ma uno strumento di compliance regolatoria e orientamento industriale, utile sia per gli attori pubblici sia per gli operatori di mercato. Il documento consente di anticipare eventuali criticità localizzate, di ottimizzare l’allocazione delle risorse – compresi gli impianti di backup, i servizi ancillari e le capacità di demand response – e di rafforzare i meccanismi di solidarietà tra Stati membri.
Il valore del rapporto cresce, inoltre, alla luce di tre fattori convergenti:
- La transizione energetica, che vede un aumento della generazione non programmabile da rinnovabili e una progressiva riduzione della generazione convenzionale, richiede nuovi strumenti di previsione, flessibilità e bilanciamento.
- La crescente elettrificazione dei consumi (dalla mobilità all’industria), che amplifica la rilevanza di scenari stagionali e la vulnerabilità a eventi estremi.
- La pressione geopolitica e le minacce ibride, in particolare nei rapporti con l’Est Europa, che rendono sempre più centrale l’integrazione fisica e politica delle infrastrutture energetiche europee.
La robustezza mostrata dal sistema nell’estate 2025 è, quindi, il risultato di una pianificazione congiunta, ma anche il preludio alla necessità di investimenti infrastrutturali continui – interconnessioni, capacità di stoccaggio, digitalizzazione della rete – per affrontare le sfide future con un approccio sistemico, resiliente e integrato.
Evoluzione del mix energetico: rinnovabili in forte crescita, termoelettrico in trasformazione
Il Summer Outlook 2025 fotografa una fase avanzata della transizione energetica europea, contraddistinta da un mutamento strutturale del mix di generazione. L’incremento di 90 GW di capacità rinnovabile installata rispetto all’estate precedente – in larga parte attribuibile al fotovoltaico – rappresenta non solo un risultato quantitativo notevole, ma anche un indicatore qualitativo del cambiamento del paradigma energetico.
Il fotovoltaico, grazie a costi marginali nulli e tempi di implementazione rapidi, si conferma la tecnologia leader della nuova generazione elettrica europea. Tuttavia, questa espansione pone sfide sistemiche rilevanti: la sua produzione è intrinsecamente variabile, concentrata nelle ore centrali della giornata e sensibile all’irraggiamento solare, rendendo indispensabili strumenti avanzati di gestione dell’intermittenza.
In parallelo, continua il declino della generazione da carbone e lignite, coerente con gli obiettivi di decarbonizzazione sanciti dal Green Deal europeo e dalle normative su ETS (Emission Trading System). Il ritiro progressivo di tali asset, se da un lato migliora le performance ambientali, dall’altro riduce la capacità di riserva e di regolazione del sistema, richiedendo una compensazione funzionale attraverso tecnologie flessibili, tra cui il gas naturale.
In questo contesto, l’aumento marginale della capacità a gas, seppur contenuto, va interpretato come una misura di flessibilità e sicurezza più che come un ritorno alla dipendenza fossile. Le centrali a ciclo combinato e i moduli peaker si configurano sempre più come “back-up infrastrutturale” da attivare in condizioni di stress del sistema.
Il report evidenzia, inoltre, che le indisponibilità programmate degli impianti termoelettrici – legate a manutenzioni o cicli stagionali – rientrano in una gestione previsionale consolidata. Queste vengono integrate nei modelli di adeguatezza senza compromettere la sicurezza dell’approvvigionamento, a condizione che si mantenga un corretto coordinamento tra operatori nazionali e TSO.
Tuttavia, un punto critico è rappresentato dalla saturazione temporanea del sistema nelle ore di picco della generazione rinnovabile. In queste fasce orarie, la produzione può superare la domanda interna e oltrepassare i limiti di capacità di esportazione transfrontaliera, generando surplus non valorizzabili sul mercato. Questo fenomeno, noto come curtailment, solleva questioni economiche, regolatorie e di sistema.
Per affrontare queste criticità, si rendono necessarie politiche integrate su più livelli:
- Sviluppo massivo di sistemi di accumulo elettrico, sia centralizzati (batterie utility-scale, pompaggio idroelettrico) sia distribuiti.
- Revisione del market design, con l’introduzione di meccanismi di flessibilità, capacità di risposta della domanda (demand response) e strumenti di remunerazione per i servizi di rete.
- Ampliamento e digitalizzazione delle interconnessioni transfrontaliere, in linea con i principi del regolamento TEN-E e del piano REPowerEU.
- Incentivazione della produzione programmabile a basse emissioni (come l’idrogeno low-carbon o i piccoli reattori modulari), per integrare il sistema nei momenti critici.
L’evoluzione del mix, quindi, non è solo una questione di potenza installata, ma implica una nuova architettura di governance, tecnologia e finanza. La sfida dell’adeguatezza estiva, nel nuovo scenario energetico, si gioca su flessibilità, integrazione dei mercati e resilienza strutturale.
Dimensione geopolitica: interconnessioni strategiche con Ucraina e Moldova
La sincronizzazione dei sistemi elettrici di Ucraina e Moldova con la rete continentale europea, avvenuta in emergenza nel marzo 2022 a seguito dell’invasione russa, rappresenta uno dei più rilevanti progetti infrastrutturali a valore geopolitico realizzati in ambito energetico dal secondo dopoguerra. Questo allineamento tecnico-operativo – inizialmente concepito come temporaneo – ha assunto una valenza strutturale, con importanti implicazioni sul piano della sicurezza energetica, dell’autonomia strategica e dell’integrazione industriale tra UE e partner dell’Europa orientale.
Nel 2025, la capacità di export dell’Ue verso l’Ucraina e la Moldova è stata portata a 1,7 GW, mentre la capacità di importazione è salita a 650 MW. Questi volumi, sebbene ancora limitati rispetto al potenziale a regime, attestano una solidarietà energetica trasformata in architettura di mercato, che consente non solo l’invio di energia in caso di emergenza, ma anche l’avvio di scambi commerciali strutturati, basati su logiche di concorrenza, affidabilità e convergenza normativa.
L’interconnessione, in questo senso, agisce come leva tecnica per l’integrazione economica e politica, consolidando il ruolo dell’UE come polo regolatore e infrastrutturale nella regione. La capacità di esportazione rafforza la resilienza ucraina contro gli attacchi alle infrastrutture energetiche civili e militari, mentre l’importazione dall’Ucraina – in particolare durante i mesi estivi, quando il sistema ucraino può disporre di un surplus – offre un contributo di flessibilità alla rete continentale.
Questa cooperazione è regolata da accordi multilivello, che coinvolgono ENTSO-E, i TSO nazionali, la Commissione Europea e l’Agenzia per la Cooperazione dei Regolatori dell’Energia (ACER). A ciò si affiancano misure tecniche di sicurezza come la gestione congiunta delle riserve di sistema, il coordinamento del dispacciamento transfrontaliero, e protocolli di cyber-resilienza. Il tutto in linea con il Regolamento UE 2019/941 e con il Network Code on Emergency and Restoration (Regolamento 2017/2196), che impongono standard comuni per garantire continuità e affidabilità operativa anche in contesti di crisi.
Oltre all’aspetto tecnico e di sicurezza, l’interconnessione comporta impatti industriali e normativi rilevanti:
- Accelerazione dell’adozione degli standard Ue nel settore energetico da parte dell’Ucraina e della Moldova (grid codes, market coupling, strumenti di bilanciamento).
- Integrazione dei due Paesi nel mercato elettrico interno europeo (IEM) come precondizione per future adesioni all’Unione o per accordi di associazione rafforzata.
- Opportunità di investimento per gli operatori europei in infrastrutture, interconnessioni, rinnovabili e tecnologie di smart grid nei due Paesi.
In un contesto segnato da minacce ibride e conflitti ad alta intensità, il rafforzamento delle interconnessioni non è solo un progetto energetico: è un elemento strategico della politica estera e industriale dell’UE. Rappresenta la concretizzazione del principio secondo cui la sicurezza energetica è una componente della sicurezza collettiva europea, capace di tradursi in interoperabilità, coesione e deterrenza non militare.
Un quadro normativo multilivello: prevenzione, cooperazione e compensazione
Il Regolamento (UE) 2019/941 sulla preparedness nel settore elettrico costituisce il pilastro giuridico della governance europea in materia di sicurezza dell’approvvigionamento, definendo un modello integrato di prevenzione e gestione delle crisi basato su responsabilità condivise, pianificazione anticipata e solidarietà operativa tra Stati membri.
Il regolamento, parte integrante del pacchetto Clean Energy for All Europeans, impone a ciascuno Stato membro di elaborare e aggiornare almeno ogni quattro anni un Piano nazionale di preparedness per la gestione delle crisi elettriche. Tali Piani devono basarsi su scenari di rischio identificati a livello nazionale e regionale, e sono soggetti a valutazione da parte della Commissione Europea, che può emettere pareri vincolanti in termini di coerenza metodologica e adeguatezza delle misure previste.
Uno degli elementi qualificanti della normativa è l’obbligo di garantire, in caso di crisi, un’effettiva cooperazione solidale transfrontaliera. Questo principio si traduce nella predisposizione di misure coordinate tra gli Stati, con l’obiettivo di assicurare che l’elettricità disponibile fluisca laddove è più necessaria, anche attraverso deroghe temporanee a priorità nazionali, nel rispetto della sicurezza di rete e della stabilità dei mercati.
A tal fine, la Raccomandazione della Commissione del 2020 ha introdotto linee guida operative sui meccanismi di compensazione equa tra Stati membri che prestano assistenza e quelli che ne beneficiano. Tali linee guida specificano:
- Le modalità tecniche di attivazione dell’assistenza (es. riduzione del carico, redispatching, messa a disposizione di riserve strategiche).
- I criteri giuridici per l’identificazione dell’obbligo di solidarietà, anche in assenza di contratti bilaterali preventivi.
- I principi di compensazione economica basati sul costo opportunità, i danni evitati e la trasparenza nelle metodologie di valutazione.
- Gli aspetti finanziari e assicurativi da disciplinare nei futuri accordi multilaterali o regionali, inclusi i meccanismi arbitrali in caso di controversie.
Il quadro normativo è rafforzato da una dimensione sovranazionale di coordinamento e supervisione, incarnata dall’Electricity Coordination Group, che assiste la Commissione nella valutazione dei Piani, promuove la convergenza delle pratiche nazionali, e facilita lo scambio di informazioni tra regolatori, TSO e autorità governative.
Questa architettura multilivello riflette un’evoluzione significativa del diritto europeo dell’energia: da una logica prevalentemente di competenza nazionale e reattiva, a un approccio proattivo, integrato e solidale, coerente con gli obiettivi del Green Deal e della Bussola Strategica dell’Unione.
Inoltre, il regolamento funge da catalizzatore per una nuova ingegneria contrattuale nel settore energetico europeo, spingendo i soggetti pubblici e privati coinvolti (TSO, autorità di regolazione, ministeri, operatori di mercato) a dotarsi di accordi quadro multilaterali e protocolli tecnici armonizzati, capaci di garantire tempestività, equità e trasparenza nella gestione delle situazioni di emergenza.
Infine, il meccanismo di solidarietà e compensazione, se pienamente implementato, non è solo un dispositivo tecnico: rappresenta un principio politico strutturale, che consolida l’idea dell’energia come bene pubblico europeo, e pone le basi per un’unione energetica non solo interconnessa, ma anche coesa nei valori e nella capacità di risposta collettiva.
Coordinamento tecnico e industriale: il ruolo dell’Electricity Coordination Group
Nel quadro della governance energetica europea, l’Electricity Coordination Group (ECG) rappresenta un organo chiave di concertazione multilivello. Istituito con la Decisione della Commissione 2012/C 353/02, il gruppo riunisce rappresentanti dei ministeri nazionali dell’energia, delle autorità di regolazione, dell’ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) e dell’ENTSO-E, agendo come interfaccia strategica tra dimensione politica, regolatoria e operativa del sistema elettrico europeo.
L’ECG non ha poteri vincolanti, ma svolge una funzione cruciale nel definire l’orientamento delle policy, nel facilitare l’attuazione coerente del diritto europeo e nello scambiare esperienze su scenari di rischio, misure preventive e strumenti di emergenza. È qui che vengono analizzati i piani di preparedness nazionali (ai sensi del Reg. UE 2019/941), condivise le metodologie di simulazione di adeguatezza stagionale e concordate azioni coordinate nei casi di perturbazioni transfrontaliere.
Dal punto di vista tecnico, l’ECG opera come hub informativo, promuovendo l’interoperabilità dei sistemi nazionali e l’allineamento tra pianificazione energetica e regolazione del mercato. Dal punto di vista industriale, contribuisce a garantire uniformità negli standard tecnici, condizione necessaria per gli investimenti transnazionali in infrastrutture elettriche (es. interconnessioni, sistemi di storage, tecnologie digitali di controllo).
Un elemento fondativo della resilienza europea è rappresentato dal Network Code on Emergency and Restoration (Regolamento UE 2017/2196), che si integra strettamente con l’azione dell’ECG. Questo codice definisce, in modo armonizzato, le procedure operative da seguire nei casi di blackout parziale o totale, specificando:
- le responsabilità dei Transmission System Operators (TSO) in situazioni di emergenza
- le modalità di passaggio tra stati di normalità, allerta, emergenza e ripristino
- le tempistiche, i vincoli tecnici e gli obblighi di comunicazione tra TSO, autorità regolatorie e soggetti istituzionali
- i piani di ripristino gerarchico della rete, inclusi i meccanismi di black start, islanding e riparazione selettiva.
L’interazione tra ECG e network codes garantisce che il sistema europeo non solo sia adeguato in condizioni normali, ma anche resiliente in condizioni straordinarie, con protocolli operativi predefiniti, testati e condivisi a livello comunitario. In un contesto di crescente vulnerabilità agli shock esterni (cyberattacchi, eventi climatici estremi, atti bellici), questa capacità di risposta coordinata rappresenta un asset strategico per la stabilità energetica e la sicurezza collettiva dell’Unione.
Non meno rilevante è la dimensione di policy learning. L’ECG facilita la circolazione di best practice e know-how tecnico tra Stati membri, accelerando la convergenza su temi come il demand-side management, la protezione delle infrastrutture critiche, i sistemi di allerta precoce e l’uso dell’intelligenza artificiale per la previsione di guasti sistemici.
Infine, il gruppo rappresenta anche un punto di contatto tra governance pubblica e interessi industriali strategici, in quanto coinvolge stakeholder dell’intero ecosistema elettrico: produttori, operatori di rete, aggregatori, fornitori di tecnologia e finanza infrastrutturale. Ciò lo rende un laboratorio istituzionale permanente per il disegno di politiche industriali energetiche condivise, che combinano affidabilità, decarbonizzazione e competitività.
Governance multilivello e visione sistemica per l’energia del futuro
Il Summer Outlook 2025 conferma la maturità dell’architettura regolatoria europea in materia di sicurezza dell’approvvigionamento elettrico, evidenziando una sintonia sempre più efficace tra cornice normativa, coordinamento istituzionale e infrastruttura tecnica. Il sistema si mostra in grado di rispondere non solo a condizioni ordinarie, ma anche a scenari di tensione derivanti da shock esterni, volatilità del mercato o eventi geopolitici imprevisti.
Al centro di questa resilienza si colloca un modello di governance multilivello, dove l’azione degli Stati membri si intreccia con quella delle istituzioni europee (Commissione, ACER, ENTSO-E), in una logica di co-pianificazione, sorveglianza reciproca e responsabilità solidale. Tale modello non è statico, ma si evolve dinamicamente grazie all’introduzione di codici di rete armonizzati, strumenti di simulazione condivisi, regole di cooperazione obbligatoria e meccanismi di compensazione transfrontaliera. È una forma di integrazione funzionale profonda, che trascende la semplice interconnessione fisica e si fonda su principi comuni di stabilità, efficienza e solidarietà energetica.
Tuttavia, le sfide all’orizzonte impongono un salto di qualità. Il progresso delle energie rinnovabili – trainato da obiettivi climatici ambiziosi e da una crescente competitività economica – richiede una rete più flessibile, digitale e reattiva. Non è più sufficiente garantire l’adeguatezza statica della capacità: occorre gestire in modo dinamico e predittivo l’intermittenza, attraverso l’impiego di tecnologie di storage avanzato, modelli di previsione meteorologica ad alta risoluzione, sistemi di demand response e algoritmi di ottimizzazione distribuita.
In questo contesto, la digitalizzazione della rete elettrica non è un’opzione, ma una condizione abilitante per un sistema che deve reagire in tempo reale a variazioni di carico, congestioni locali e perturbazioni transfrontaliere. Le piattaforme digitali di grid management, l’intelligenza artificiale applicata alla manutenzione predittiva, il machine learning per il dispacciamento flessibile e i protocolli di cybersicurezza sono elementi che entrano a pieno titolo nell’ecosistema infrastrutturale della transizione.
Parallelamente, si apre la sfida della piena integrazione dei mercati elettrici europei, non solo sul piano fisico, ma anche su quello regolatorio e finanziario. Ciò implica:
- un rafforzamento dei meccanismi di market coupling, per allineare prezzi, capacità e segnali di investimento tra Paesi interconnessi
- l’armonizzazione dei sistemi di capacity remuneration
- la valorizzazione dei servizi ancillari, per remunerare flessibilità, riserva e bilanciamento su base tecnologicamente neutra
- e l’integrazione del ruolo degli operatori distribuiti, compresi prosumer, comunità energetiche e attori aggregatori.
Questo nuovo paradigma energetico, infine, deve fondarsi su una visione industriale unitaria, in grado di promuovere autonomia strategica europea, filiere tecnologiche resilienti, attrazione di capitali pubblici e privati e alleanze energetiche geopolitiche. In tal senso, l’energia non è solo una dimensione infrastrutturale, ma un elemento costitutivo della competitività sistemica europea, che connette sostenibilità climatica, sicurezza strategica e politica industriale.
Il futuro dell’elettricità in Europa, quindi, non dipenderà solo dalla capacità di generare e distribuire energia, ma dalla capacità di governare un sistema complesso in modo integrato, anticipando le crisi, incentivando l’innovazione e garantendo, in ogni momento, accesso, affidabilità e sostenibilità.
