L'energia al centro

Il grafico Eurostat fa il punto sulla produzione elettrica 2025; ma racconta più di quanto sembri al primo sguardo. 

L'energia è il primo problema, per tutti; il mondo moderno ne richiede sempre più e il trend è in crescita. Ma si tratta di vedere come produrre quella elettrica. Nella UE i fossili restano al 29,6%, ma per la prima volta in assoluto sono stati superati da eolico e solare insieme (30,1%, dato Ember). Il nucleare tiene al 23,2%, l'idroelettrico al 12,2%. L'aggiornamento 2026, parziale per definizione, cambia la narrazione più di quanto ci si aspetterebbe. In Italia, tra gennaio e luglio, fotovoltaico ed eolico coprono il 25,1% della domanda nazionale (crescita a doppia cifra confermata), ma l'idroelettrico è crollato al 12,8%, con un calo del 23,7% solo a giugno a causa della siccità che ha colpito Nord e Toscana. Risultato: le rinnovabili complessive scendono al 42,5%, in calo rispetto al 2025, non perché il solare rallenti ma perché la fonte più affidabile del mix rinnovabile ha smesso di essere tale.

Ecd è qui che si vede la differenza. Il nucleare, dove esiste un parco impianti maturo, resta la sola tecnologia capace di fattori di carico oltre l'85% indipendentemente da meteo e stagione, unico vero paragone con i fossili come fonte programmabile. 
L'idroelettrico può fare altrettanto e in più accumula tramite pompaggi, ma sconta due limiti strutturali che il 2026 ha reso ancora più evidenti: dipendenza dal regime pluviometrico e tempi di realizzazione che si misurano in decenni. 
L'eolico onshore italiano ha fattori di capacità del 20-25%, superiori al 12-15% del fotovoltaico, ma paga volatilità oraria elevata e un'opposizione territoriale ormai strutturale, dall'Appennino alle coste siciliane, che ne rallenta lo sviluppo tanto quanto la burocrazia.

Fonti: Eurostat (dato UE aggregato e quote rinnovabili/paese, 2025); Ember European Electricity Review 2026; Visual Capitalist/DUKES-Eurostat (fossili per paese, dato 2024 dove non disponibile 2025); lettura del grafico Eurostat "Production of electricity by source, 2025" per le celle non diversamente marcate.

Paese	Fossili %	Nucleare %	Eolico %	Idroelettrico %	Solare %	Biocarburanti %	Altro %
UE-27	29,6	23,2	17,7	12,2	13,0	4,0	0,3
Malta	84,6	0	0,3	0	14,5	0	0,6
Cipro	76,3	0	1,5	0	21,5	0	0,7
Polonia	68,9	0	13,5	1,5	9,5	5,5	1,1
Grecia	52	0	17	6	21	3	1
Italia	51	0	6,5	15	14	6	6,5
Irlanda	50	0	36	1,5	4	6	2,5
Paesi Bassi	45,1	3	27	0	19	4,5	1,4
Estonia	44	0	18	0,3	17	19	1,7
Germania	41,4	0	27	3,5	17	9	2,1
Cechia	39,4	37,5	2	2,5	7	6	5,6
Romania	33	18	11	21	10	5	2
Bulgaria	31	37	4	6	14	6	2
Belgio	27	21	19	0,5	12	14	6,5
Lettonia	25	0	6	44	2	14	9
Spagna	25	20	19	11	21	2	2
Croazia	24	0	22	39	4	7	4
Ungheria	24	40	1,5	0,5	27	5	2
Slovenia	20	40	0,3	27	6	5	1,7
Lituania	20	0	45	1	21	9	4
Portogallo	17,1	0	27	29	18	6	2,9
Austria	16,9	0	15	55	10	8	1,1
Slovacchia	14,7	55	0,1	12	3	4	11,2
Lussemburgo	8	0	33	4	28	27	0
Danimarca	7,6	0	55	0	15	14	8,4
Francia	5,5	65	10	10	6	2	1,5
Finlandia	2,5	40	26	14	1,5	15	0,5
Svezia	2	28	22	39	2	6	1

• = valore puntuale da fonte Eurostat/Ember citata (2025, o 2024 dove indicato)    senza marcatura = stima ricavata dalla lettura del grafico Eurostat allegato, incertezza indicativa ±2 punti percentuali

Il problema della sicurezza energetica non è però mai la produzione annua aggregata (su quella l'Italia è teoricamente coperta) ma la potenza disponibile nell'ora di picco. E luglio 2026 lo ha dimostrato: 32,4 TWh di domanda mensile, record storico, proprio mentre l'idroelettrico cede terreno.

In questo scenario la mobilità elettrica resta, per ora, un fattore marginale, visto che le BEV valgono l'8% delle immatricolazioni italiane nel primo semestre 2026, contro il 22% della media UE. 
Ma le simulazioni Terna/RSE indicano un meccanismo da tenere d'occhio. La ricarica domestica non gestita tende a sovrapporsi al picco di consumo serale già esistente e, nello scenario di diffusione più spinto, pari a 4,5 milioni di wall box, si arriva fino a 1,5 GW aggiuntivi di richiesta per ogni milione di BEV in circolazione. 

Non è uno scenario di deficit energetico annuo, quanto piuttosto un rischio concentrato nelle sere invernali, quando fotovoltaico e idroelettrico contribuiscono meno e la domanda di ricarica cresce nello stesso momento. 
La rete non può gestire accumuli, ma solo bilanciare erogazione e assorbimento. Senza smart charging diffuso, tariffe orarie che disincentivino la ricarica di punta e una spinta reale al V2G (il cui successo dipende però dall'onestà delle tariffe di remunerazione applicate), la crescita delle BEV rischia di aggiungere pressione proprio nell'unica finestra oraria in cui il sistema è già sotto stress, non per carenza di energia, ma per mancanza di potenza disponibile al momento giusto.