Quando in uno stabilimento una caldaia a gas lascia il posto a una pompa di calore industriale, il cambiamento attraversa il reparto: mutano gli assorbimenti e il rapporto con la rete. Anche i turni di funzionamento vengono ripensati. La politica europea prova ora a portare questa scelta oltre i singoli progetti, dandole una direzione comune.
Natura delle cifre: le stime al 2040 dipendono dall’attuazione del piano e dalla valutazione d’impatto prevista nel quarto trimestre 2026.
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La stima misura una spesa evitata
La cifra indicata in apertura rappresenta il limite superiore della minore fattura annuale per gas e petrolio acquistati fuori dall’Unione nel 2040. È una spesa che l’economia europea eviterebbe ogni anno sui mercati internazionali se riuscisse a realizzare il passaggio previsto.
Il calcolo associa all’elettrificazione accelerata una riduzione superiore al 70% delle importazioni di gas e oltre il 40% di quelle di greggio. I costi di generazione elettrica scenderebbero di circa un quinto. Ogni processo termico trasferito dal combustibile alla corrente e ogni chilometro percorso evitando benzina o diesel sottrae una quota alla domanda fossile.
Circa il 70% dell’elettricità dell’Unione proviene già da produzione a basse emissioni realizzata nel continente. Aumentarne l’uso finale trattiene una parte maggiore della spesa energetica entro i confini europei, purché la nuova domanda trovi energia disponibile e collegamenti capaci di consegnarla.
Il traguardo del 2040 resta indicativo
Oggi l’elettricità copre il 23% dei consumi finali europei, una quota rimasta quasi ferma per un decennio. Cina e Corea del Sud hanno già superato il 30%; lo stesso vale per il Giappone. Bruxelles propone quasi un raddoppio entro il 2040, con una tappa intermedia del 32% nel 2030.
Il traguardo del 2040 resta indicativo. Bruxelles lo sottoporrà alla valutazione d’impatto collegata al pacchetto sull’Unione dell’energia atteso nel quarto trimestre 2026. La distanza tra un’indicazione politica e un risultato misurato passa dalle leggi nazionali e dalle autorizzazioni. La misura finale verrà dagli impianti entrati in esercizio.
La quota riguarda l’energia che arriva agli utenti
La percentuale è calcolata sull’energia finale, cioè quella consegnata a chi la utilizza dopo le trasformazioni e il trasporto. La quota rinnovabile nella produzione elettrica risponde a una misura diversa. Un Paese può produrre molta corrente a basse emissioni e conservare una presenza elettrica ridotta nei consumi se le fabbriche continuano a bruciare combustibili; lo stesso vale per riscaldamento e trasporti.
L’efficienza modifica anche il denominatore. Una pompa di calore assicura lo stesso servizio termico usando meno energia finale di una caldaia a gas; un motore elettrico converte in movimento una parte maggiore dell’energia ricevuta. Quando una tecnologia elettrica offre lo stesso servizio con meno energia, la quota elettrica cresce mentre il fabbisogno complessivo diminuisce.
Per l’industria questa misura premia la sostituzione reale dei processi termici. L’acquisto di elettricità rinnovabile migliora l’origine della corrente già consumata. Il passaggio di un forno o di una linea di essiccazione dal gas all’elettricità modifica invece la composizione dell’energia finale.
Il calore industriale offre già applicazioni mature
L’industria assorbe quasi un quarto della domanda energetica europea. Nei reparti dove il gas produce vapore o calore a temperatura bassa e media, pompe di calore industriali e caldaie elettriche coprono già lavorazioni fino a 400-500 gradi. Alimentare e cartario sono tra i comparti che dispongono oggi di apparecchiature commerciali.
Le apparecchiature già in commercio coprono il 60% della domanda industriale alimentata da combustibili. Per alcune lavorazioni ad alta temperatura entrano in campo il riscaldamento resistivo e i forni ad arco elettrico. La petrolchimica si trova ancora nella fase dimostrativa, con impianti che richiedono prove su scala produttiva.
Il potenziale recuperabile del calore di scarto è stimato in 300 TWh l’anno. Riutilizzarlo nello stesso sito oppure trasferirlo a una rete di teleriscaldamento evita di produrre una seconda volta energia termica già presente nel processo.
La convenienza si decide in bolletta
Per le imprese europee l’elettricità costa mediamente quasi tre volte il gas a parità di energia. Una pompa di calore compensa parte del divario grazie al rendimento, perché trasferisce più calore di quanto assorba sotto forma di corrente; il vantaggio economico si restringe però quando tasse e oneri rendono il chilowattora troppo caro.
Il piano invita gli Stati a portare entro il 2030 il rapporto tra prezzo elettrico e prezzo del gas sotto quota 2 per l’industria. Il lavoro riguarda la distribuzione degli oneri di rete e la fiscalità. Oggi l’elettricità è tassata più del gas nella maggioranza dei Paesi membri, una distorsione che premia il combustibile proprio quando le aziende devono scegliere nuovi impianti elettrici.
L’Italia compare tra i cinque Stati in cui alcuni oneri non sono legati al sistema elettrico oppure ne oltrepassano il perimetro. Per un’azienda italiana, la riforma del prelievo pesa quanto il prezzo della macchina acquistata: un investimento valido sul piano ingegneristico perde convenienza quando la spesa ricorrente per l’energia assorbe il risparmio ottenuto dal rendimento.
Una fabbrica elettrica chiede più potenza alla rete
Sostituire un bruciatore con un’apparecchiatura elettrica cambia la potenza richiesta allo stabilimento. La rete locale deve reggere il nuovo carico durante le ore di produzione e il collegamento deve arrivare nei tempi dell’investimento. Le code per gli allacci durano ancora anni in alcune aree europee.
Il calendario di fabbrica rende il ritardo ancora più pesante. Molte sostituzioni vengono programmate durante le fermate di manutenzione; un collegamento consegnato tardi sposta i lavori alla finestra successiva. Per chi dirige la produzione, la coda di connessione coincide con una data sul calendario dello stabilimento.
L’acciaio mostra la scala della trasformazione: la domanda elettrica del comparto potrebbe più che raddoppiare fino a 165 TWh nel 2030. Un aumento simile richiede linee rinforzate e accumuli capaci di spostare parte dei consumi nelle ore in cui l’energia è più disponibile.
La capacità di accumulo europea dovrebbe salire dagli oltre 55 GW del 2026 a 200 GW nel 2030, per raggiungere 500 GW nel 2040. Nelle fabbriche entra anche l’accumulo termico: il calore prodotto quando l’elettricità è abbondante viene conservato e restituito al processo durante il turno. La capacità installata nell’Unione è attesa a 1,5 GWh nel 2028, circa tre volte la capacità oggi disponibile.
La Banca europea per gli investimenti prevede oltre 75 miliardi di euro nei prossimi tre anni per elettrificazione, reti e sistemi di accumulo. Il finanziamento coprirà anche i produttori di pompe di calore e apparecchiature industriali, collegando l’espansione della domanda alla capacità manifatturiera europea.
Il denaro pubblico ha già scelto 65 progetti
La prima asta europea dedicata al calore industriale ha selezionato 65 progetti in dieci Paesi dello Spazio economico europeo, assegnando circa 400 milioni di euro. Gli impianti useranno pompe di calore e riscaldamento resistivo per sostituire sistemi alimentati a gas.
Nei primi cinque anni di esercizio produrranno circa 16,3 TWh di calore decarbonizzato; nell’arco di dieci anni eviteranno oltre 6,6 milioni di tonnellate di CO2. I contratti di sovvenzione sono previsti nella seconda metà del 2026.
La seconda asta dispone di un miliardo di euro e aprirà alle candidature nei primi giorni di dicembre. Il sostegno assumerà la forma di un premio fisso legato alle emissioni evitate per un periodo massimo di cinque anni. Per la prima volta la gara ammette anche tecnologie nucleari come i piccoli reattori modulari, insieme alle apparecchiature elettriche e al calore da fonti rinnovabili usato nel processo.
Il calore di processo produce circa tre quarti delle emissioni industriali europee. La revisione del sistema ETS propone anche una Banca per la decarbonizzazione industriale da 100 miliardi di euro, che comprende un acceleratore da 30 miliardi. L’operatività delle nuove risorse partirà dopo l’adozione della normativa.
Milano porta la politica dentro le scelte d’impresa
Dal 20 al 22 ottobre 2026 Allianz MiCo ospiterà la seconda edizione di NetZero Milan. Il programma mette in calendario sessioni sui sistemi elettrici e sull’accumulo di lunga durata, temi che per un’impresa coincidono con la disponibilità dell’energia e con il prezzo pagato durante i turni di produzione.
L’appuntamento arriva dopo mesi nei quali la sicurezza energetica europea ha assunto un peso industriale crescente. Nel nostro articolo dedicato alla proposta di Roland Lescure contro gli shock fossili avevamo seguito il passaggio dalla risposta d’emergenza alla riduzione strutturale delle importazioni. Il progetto globale 35×35, raccontato nel nostro lavoro sulla quota elettrica proposta per la COP31, mostra la stessa direzione su una scala più ampia.
A Milano il confronto entrerà nei tempi di connessione e nei contratti di fornitura. La capacità di finanziare macchinari destinati a lavorare per anni separa un piano europeo da un ordine firmato in fabbrica.
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