Nell’estate 2026 la zona elettrica Nord ha chiesto alla rete circa 650 megawatt in più per ogni grado di temperatura in più, nelle ore di punta. Un settimo del consumo estivo è stato risposta al caldo, contro un dodicesimo cinque anni prima. La parte che cresce più in fretta è quella notturna, e cade nelle ore in cui il fotovoltaico non produce.
Ho messo in relazione, ora per ora, sei estati di fabbisogno elettrico della zona Nord con la temperatura delle sue città. Il risultato principale è un numero semplice: a 31 °C ogni grado in più vale 611 megawatt di domanda, e nelle ore fra le 13 e le 19 si arriva a 646. Seicentocinquanta megawatt sono la potenza di una grande centrale a gas.
Il numero da solo dice poco, perché la risposta non è costante: a 25 °C vale 449 megawatt per grado, e la curva si inclina salendo. Letta in energia, la stessa relazione dice che nel 2026 il 14,5% del consumo estivo del Nord esisteva solo perché faceva caldo. E letta ora per ora dice dove sta il problema dei prossimi anni: il carico notturno che risponde al caldo è quadruplicato dal 2021, mentre il fotovoltaico — che di giorno copre ormai il 38% della punta — fra le 22 e le 4 copre zero.
La domanda
Volevo capire due cose. La prima: di quanto cresce la domanda elettrica quando la temperatura sale, e con quale forma, perché un grado in più a 22 °C e un grado in più a 34 °C non sono la stessa cosa. La seconda: se il fotovoltaico distribuito — che sta crescendo in fretta e produce proprio quando fa caldo — possa coprire quella domanda in più.
Si rispondono con gli stessi dati, e la risposta alla seconda dipende dall’ora del giorno. Servono tre numeri che nessuno pubblica: quanto pesa un grado sul consumo della zona Nord, quanta parte del consumo estivo è risposta al caldo, e in quali ore quella risposta sta crescendo.
Dati e metodo
Il consumo viene dal Download Center di Terna: il fabbisogno della zona di mercato Nord — Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Emilia-Romagna, cioè il 58% del consumo elettrico italiano — con passo di un quarto d’ora, aggregato a ora. Sei estati, giugno–agosto dal 2021 al 2026: 13.248 ore.
La temperatura viene dalla rianalisi ERA5 di Copernicus, letta in sette città che rappresentano le regioni della zona e pesata sui consumi elettrici regionali pubblicati da Terna. È una media nello spazio, non nel tempo: le 14 di un giorno di luglio hanno il loro valore, distinto da quello delle 5 del mattino dello stesso giorno.
Il modello è una curva a pendenza variabile fra consumo e temperatura, con accanto le regolarità del calendario — ora del giorno, giorno della settimana, festivi, chiusure di agosto, anno — così da non attribuire al caldo il fatto che il 15 agosto le fabbriche sono chiuse. Una correzione separata tiene conto del fotovoltaico consumato sul posto, che la rete non vede (ne parlo più avanti, perché cambia il numero principale di un quinto). L’intera catena è riproducibile con dati pubblici; la nota metodologica in fondo e l’appendice tecnica danno il dettaglio.
Quanto pesa un grado
Figura 1 — Elettricità richiesta in più dalla zona Nord, rispetto a un’ora a 21 °C, in funzione della temperatura di quell’ora. La curva si inclina salendo: i gradi non pesano tutti uguale. Provenienza: Fonte Terna, Download Center (Total Load) e Copernicus ERA5 via Open-Meteo · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità MW · Calcolo elaborazione propria
Partendo da 21 °C, i primi gradi pesano poco: sono i ventilatori, qualche condizionatore acceso a metà. Superati i 27–28 °C la curva si impenna, perché a quel punto il condizionamento non è più una scelta ma un automatismo, e gli impianti passano dal lavorare a intermittenza al lavorare in continuo.
| Temperatura della zona in quell’ora | Elettricità in più |
|---|---|
| 24 °C | +1.468 MW |
| 28 °C | +3.355 MW |
| 32 °C | +5.647 MW |
TABELLA 1 — ELETTRICITÀ IN PIÙ RISPETTO AI 21 °C – Provenienza: Fonte Terna e Copernicus ERA5 · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità MW · Calcolo elaborazione propria
La pendenza della curva è il numero che conta per chi dimensiona: a 25 °C un grado in più vale 449 megawatt, a 31 °C ne vale 611. Nelle ore fra le 13 e le 19, quando l’insolazione ha già scaldato gli edifici e gli uffici sono pieni, la media è di 646 megawatt per grado, con il massimo alle 17. Sono cifre centrali di un intervallo: a seconda delle scelte tecniche di stima si va da 595 a 658, e nei limiti spiego perché è giusto dirlo.
C’è anche un effetto di memoria. Il consumo di una giornata calda dipende dal caldo dei due giorni precedenti: sommando l’effetto sui tre giorni, l’impatto è quasi una volta e mezza quello di una giornata calda isolata. Gli edifici che non si raffreddano di notte ripartono la mattina già caldi, i condizionatori si accendono prima e si spengono dopo, e un’ondata di cinque giorni pesa più di cinque giornate calde.
Un settimo del consumo estivo
La pendenza dice quanto pesa il grado successivo. Il livello dice quanta parte del consumo estivo esiste solo perché fa caldo, e si ottiene confrontando il consumo osservato con quello che si sarebbe avuto nella stessa ora, dello stesso giorno, con lo stesso fotovoltaico, a 21 °C.
Figura 2 — Quota del consumo elettrico estivo della zona Nord che è risposta alla temperatura, per ciascuna estate. Il segmento verticale è l’intervallo fra le soglie di 19 e 23 °C: la scelta della soglia è la vera incertezza di questo numero. Provenienza: Fonte Terna e Copernicus ERA5 · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità % del consumo estivo · Calcolo elaborazione propria
Nell’estate 2026 il 14,5% del consumo elettrico della zona Nord — 7.076 gigawattora su 48.716 — è stato risposta al caldo: circa un settimo. Nel 2021 era il 7,9%, un dodicesimo. I 21 °C sono la temperatura base con cui Eurostat calcola i gradi giorno di raffrescamento, ripresa da ISPRA nella Piattaforma Nazionale di Adattamento e coerente con il metodo usato da RSE per l’Italia. Resta una convenzione, e sposta molto il risultato: con 19 °C la quota del 2026 sale al 18,8%, con 23 °C scende al 10,7%.
In potenza, la stessa cosa letta ora per ora. Nel 2026 il carico che rispondeva al caldo è stato in media di 3.204 megawatt sulle 2.208 ore della stagione, di 5.370 nelle ore fra le 13 e le 19, e ha toccato gli 8.994 megawatt il 6 agosto alle 16, con 37,5 °C di media zonale. Nell’ora di punta del sistema — il 15 luglio alle 15, 32.848 megawatt — il caldo spiegava 5.906 megawatt, il 18% del carico.
Due cautele stanno accanto a questi numeri, e le riprendo nei limiti. Il carico che risponde al caldo comprende anche la ventilazione, la refrigerazione commerciale che rende meno quando fa caldo e le perdite di rete: come stima del solo condizionamento è un limite superiore. E la curva di risposta è unica per i sei anni: il raddoppio fra il 2021 e il 2026 misura quanto è cambiato il tempo, non quanti condizionatori sono stati installati.
Le stime pubblicate non aiutano a stringere il numero, perché fra loro non concordano. Il modello bottom-up di Pezzutto e colleghi (Pezzutto et al., 2022) attribuisce all’Italia circa 25 terawattora l’anno di elettricità per raffrescamento nel 2016, fra residenziale e terziario. Le statistiche Eurostat sui consumi delle famiglie, riprese dal JRC (Koukoufikis et al., 2026), danno circa 20 terawattora nel 2022 per il settore residenziale di tutta l’Unione, di cui all’Italia tocca una frazione: molto meno di quanto dice il primo. La differenza è nel metodo — un modello di fabbisogno contro una statistica di consumo dichiarato — e da qui non si chiude.
I 7 terawattora che misuro non si confrontano direttamente con nessuna delle due stime: sono una zona e non l’Italia, un’estate e non un anno, tutti i settori e non le sole famiglie, e includono una parte termosensibile che non è solo raffrescamento. Collocano l’ordine di grandezza, e basta.
Quello che le fonti esterne aggiungono è la dotazione, che il modello non vede: secondo l’indagine ISTAT sui consumi energetici delle famiglie (ISTAT, 2022) ha un condizionatore il 49% delle famiglie del Nord — il 70% in Veneto, il 60% in Emilia-Romagna, il 50% in Lombardia, il 29% in Piemonte — e lo tiene acceso in media sei ore al giorno nei mesi caldi.
Il sole arriva quando serve, e se ne va prima
Il fotovoltaico produce quando fa caldo, perché caldo e sole vanno insieme, ed è questa sovrapposizione che lo ha reso così efficace nel tagliare i picchi estivi. La quota di fabbisogno che copre è cresciuta in fretta.
Figura 3 — Quota del fabbisogno elettrico nazionale coperta dal fotovoltaico, ora per ora, media di giugno–agosto, per ciascuna estate dal 2021 al 2026. Fra le 22 e le 4 la quota è zero in tutti gli anni. Provenienza: Fonte Terna, Bilancio Energetico (generazione per fonte, passo 15 minuti) · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità % del fabbisogno · Calcolo elaborazione propria
I numeri sono misurati: vengono dal Bilancio Energetico di Terna, che scompone il fabbisogno nazionale nelle sue fonti ogni quarto d’ora. Nella punta di mezzogiorno il fotovoltaico è passato dal 21% del fabbisogno nel 2021 al 38% nel 2026; sull’intera giornata estiva dall’8,2% al 15,5%; in potenza, fra le 11 e le 15, da 8,6 a 16,7 gigawatt medi (valori nazionali: Terna non pubblica il bilancio della generazione per zona, e il Nord ha meno sole per unità di consumo del Centro-Sud, quindi la sua quota è verosimilmente più bassa).
Fra le 22 e le 4 del mattino la quota è zero, in tutti e sei gli anni. È un’ovvietà fisica che diventa un problema di sistema nel momento in cui il caldo smette di essere un fenomeno diurno.
Quello che la rete non vede
Il dato di consumo di Terna misura l’energia prelevata dalla rete. L’elettricità prodotta da un impianto fotovoltaico e consumata nello stesso edificio non passa mai dalla rete: non compare come consumo, riduce il prelievo. Nelle ore centrali una parte della domanda di condizionamento viene coperta dai pannelli e sparisce dalle statistiche, e la risposta al caldo appare più piccola di quanto sia.
Figura 4 — Ore di punta, dalle 13 alle 19: quanta elettricità in più chiede la rete per ogni grado, e quanta domanda in più c’è davvero, una volta contato il fotovoltaico consumato sul posto. Provenienza: Fonte Terna (Total Load e Market Load) e Copernicus ERA5 · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità MW/°C · Calcolo elaborazione propria
Terna pubblica il fabbisogno in due perimetri, quello totale e quello di mercato, e la loro differenza contiene la generazione che non passa dal mercato. Non è tutta solare — c’è una base notturna di autoproduzione industriale che va tolta — ma la parte che cresce con l’irraggiamento lo è, e ricostruita a parità di sole cresce da 1.763 megawatt nel 2021 a 4.248 nel 2026, il 141% in più, ricavato dai soli dati di Terna. Usata come correzione, la sensibilità delle ore di punta passa da 547 a 646 megawatt per grado: il fotovoltaico nascondeva circa un quinto della risposta termica del sistema.
Che la ricostruzione non sia un artificio lo dice una prova indipendente: il modello stimato sulle estati 2021–2025 e applicato al 2026, che non aveva mai visto, sbaglia in media del 7,9%, e con la correzione l’errore sistematico scende da 642 a 274 megawatt.
Il prelievo che si riduce è una riduzione vera: finché il sole c’è, sulla rete passa meno energia. Ma la domanda coperta sul posto non sparisce, e ricompare in un pomeriggio caldo e coperto, o dopo il tramonto di una giornata in cui i muri hanno accumulato calore per dodici ore.
Il prelievo misurato è la grandezza giusta per programmare il giorno dopo e quella sbagliata per dimensionare gli anni a venire: la domanda che il fotovoltaico copre sul posto non compare nei dati, ma torna sulla rete ogni volta che il sole non c’è.
Le notti che non rinfrescano
Qui i due fili si intrecciano, perché la parte del caldo che cresce più in fretta è quella che il sole non può coprire.
Nel 2026 il carico del Nord che rispondeva al caldo fra le 22 e le 5 è stato in media di 1.791 megawatt. Nel 2021 erano 435: quattro volte tanto, in una fascia oraria in cui la quota fotovoltaica è zero. Di giorno, nelle ore 13–19, la crescita nello stesso periodo è stata da 3.417 a 5.370 megawatt, poco più di una volta e mezza. La domanda di raffrescamento e la generazione che potrebbe coprirla stanno sempre più in ore diverse.
Quanto sia cambiata la notte lo misura la stazione ARPA di Milano Brera, sul tetto dell’osservatorio in pieno centro. Fra le tre e le sei del mattino — le ore in cui il corpo dovrebbe recuperare dallo stress termico della giornata — le ore sopra i 25 °C erano 29 nell’estate 2021 e sono state 175 nel 2026, su 368: quasi la metà, con punte di 29,8 °C.
| Estate | Ore sopra 25 °C | Massimo registrato |
|---|---|---|
| 2021 | 29 | 28,0 °C |
| 2022 | 121 | 29,4 °C |
| 2023 | 90 | 29,8 °C |
| 2024 | 115 | 28,3 °C |
| 2025 | 85 | 28,6 °C |
| 2026 | 175 | 29,8 °C |
TABELLA 2 — ORE FRA LE 3 E LE 6 SOPRA I 25 °C, MILANO BRERA – Provenienza: Fonte ARPA Lombardia, dati orari della stazione Milano Brera · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità ore, °C · Calcolo elaborazione propria
Figura 5 — Ore fra le 3 e le 6 del mattino con temperatura sopra i 25 °C alla stazione di Milano Brera, estate per estate. Provenienza: Fonte ARPA Lombardia, dati orari · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità ore · Calcolo elaborazione propria
Sulle 36 estati dal 1991 — la normale climatica di riferimento più i sei anni di questa analisi — le notti tropicali a Brera, con la minima sopra i 20 °C, sono state 79 nel 2026 contro 64 nel 2021, e non è un record: il 2003 e il 2022 ne avevano avute 80. In città la soglia dei 20 °C non distingue più, perché la minima media dell’estate è ormai di 23,5 °C. Il record del 2026 sta un piano più su: 31 notti con la minima sopra i 25 °C, contro le 21 del 2015 che erano il massimo, le 5 della media 1991–2020 e le 3 del 2021; 31 giorni oltre i 35 °C contro i 14 del 2015; la minima media dell’estate più alta della serie. Non è stata l’estate con più notti calde: è stata l’estate in cui le notti calde sono state più calde.
Figura 6 — Notti con minima sopra i 20 °C alla stazione di Milano Brera, giugno–agosto, dal 1991. Il 2026 è terzo dopo il 2003 e il 2022: la soglia dei 20 °C satura, e il record del 2026 sta nelle notti sopra i 25. Provenienza: Fonte ARPA Lombardia, minime giornaliere 1991–2025 e dati orari 2020–2026 della stazione Milano Brera · Periodo giugno–agosto 1991–2026 · Unità notti · Calcolo elaborazione propria
La media della zona Nord che entra nel modello elettrico dice meno: nella rianalisi ERA5 le ore sopra i 25 °C in quella fascia sono 82 nel 2026, contro le 175 misurate a Brera. Non è una contraddizione fra due dati ma l’isola di calore: una cella di rianalisi larga chilometri media il centro edificato con la campagna intorno. Le due fonti restano separate — la rianalisi per il carico elettrico, le misure ARPA per la città — e non entrano mai nello stesso calcolo.
Scendere di scala: Milano
Tutti i numeri sul carico sono medie su un’area grande quanto mezza Italia. La città è più calda, e lo misurano quattro stazioni ARPA: due urbane, Brera e viale Marche, e due ai margini, Lambrate e viale Feltre.
Figura 7 — Temperatura oraria alle quattro stazioni ARPA di Milano nella settimana più calda dell’estate 2026. Le notti separano il centro dai margini più dei giorni. Provenienza: Fonte ARPA Lombardia, dati orari delle stazioni Milano Brera, viale Marche, Lambrate e viale Feltre · Periodo 22–28 giugno 2026 · Unità °C · Calcolo elaborazione propria
Figura 8 — Differenza di temperatura fra Brera e viale Feltre nelle ore notturne della stessa settimana: l’isola di calore urbana, che è soprattutto un fenomeno notturno. Provenienza: Fonte ARPA Lombardia · Periodo 22–28 giugno 2026, ore 22–6 · Unità °C · Calcolo elaborazione propria
Nelle notti d’estate il centro è mediamente più caldo dei margini di 2,2–2,6 °C, con punte di 6,6 °C; ARPA Lombardia, fra Brera e Lambrate, indica circa 3 °C sulle minime. Asfalto e cemento assorbono radiazione per tutto il giorno e la restituiscono dopo il tramonto, mentre le superfici vegetate si scaldano meno e si raffreddano prima.
Nell’estate 2026, però, l’isola si è ristretta: 1,9 °C di media notturna, la più bassa dei sette anni misurati. Non perché il centro si sia raffreddato, ma perché i margini si sono scaldati quanto il centro: le notti tropicali a viale Feltre sono passate da 22 nel 2021 a 65 nel 2026, a Brera da 64 a 79. Il caldo del 2026 non era un fatto del centro storico.
Ha due conseguenze che si sommano. La prima riguarda le persone: chi vive in centro ha vissuto un’estate peggiore di quella che descrivono le medie di zona. La seconda riguarda la rete: la domanda di raffrescamento si concentra dove il calore si accumula, cioè dove la rete di distribuzione è già più carica. Lo conferma il distributore. Unareti ha dichiarato per l’estate 2026 consumi in crescita del 16% a luglio e del 13% ad agosto rispetto al 2025 — circa il doppio di quanto misuro sull’intera zona Nord, come è logico per una città densa e terziaria — e colloca i picchi fra le 16 e le 17, l’ora in cui il modello trova la massima sensibilità al caldo, 672 megawatt per grado.
Il sistema sapeva
Insieme al consuntivo, Terna pubblica la previsione di carico elaborata il giorno prima. Confrontarle dice se il caldo record del 2026 abbia colto di sorpresa chi governa la rete. Nell’estate 2026 lo scarto medio fra previsione e realtà è stato dello 0,2% e l’errore assoluto medio dell’1,6%: la stagione meglio prevista delle sei. Anche isolando le sole ore sopra i 34 °C, l’errore medio è praticamente nullo. La previsione del giorno prima incorpora le previsioni meteo, e il caldo era noto con ventiquattr’ore di anticipo.
C’è una seconda verifica, esterna. Terna ha comunicato che a luglio 2026 i consumi italiani erano cresciuti dell’8,3% rispetto a luglio 2025, e del 5,1% al netto di calendario e temperatura, con 1,2 °C in più di media nazionale. I dati del Nord mostrano +8,5% con 3,1 °C in più, e il modello attribuisce alla temperatura 6,2 di quegli 8,5 punti. Riscalata sull’anomalia — il Nord si è scaldato molto più della media nazionale — l’attribuzione di Terna sarebbe più alta della mia. Lo stesso metodo, applicato al luglio 2022, spiega un’anomalia di segno opposto: 3,5 °C in più ma consumo quasi fermo, perché la crisi del gas tagliava la domanda mentre il caldo la spingeva.
La rete ha retto. Unareti dichiara una capacità di distribuzione aumentata di oltre il 40% rispetto al 2020, e nell’estate più calda mai misurata non ci sono stati blackout rilevanti. Un piano sopra, il Piano di Sviluppo 2025 di Terna prevede oltre 23 miliardi di euro sulla rete di trasmissione nel decennio 2025–2034, con la capacità di scambio fra zone che passerebbe da 16 a circa 39 gigawatt. Il problema, quindi, non è prevedere il prelievo di domani: è avere la capacità per servire la domanda anche nelle ore in cui il fotovoltaico non ne copre una parte.
Il Nord non è l’Italia
Lo stesso modello, applicato alle altre sei zone di mercato con la stessa procedura, dà una misura di quanto il Nord sia un caso particolare. In valore assoluto domina: circa 570 megawatt per grado a 31 °C su un totale nazionale di circa 1.200, quasi la metà. In proporzione al proprio carico, invece, è fra le zone meno sensibili — il 2,7% del carico medio estivo per ogni grado, contro il 3,8% del Centro-Sud, il 4,2% della Sicilia e il 4,6% del Sud — per effetto della base industriale, che consuma uguale a 20 e a 35 °C.
| Zona | Carico medio estivo | A 31 °C | Per grado, in % del carico |
|---|---|---|---|
| Nord | 20.800 MW | 570 MW/°C | 2,7% |
| Centro-Nord | 3.200 MW | 76 MW/°C | 2,4% |
| Centro-Sud | 6.600 MW | 248 MW/°C | 3,8% |
| Sud | 3.100 MW | 142 MW/°C | 4,6% |
| Calabria | 850 MW | 28 MW/°C | 3,4% |
| Sicilia | 2.500 MW | 106 MW/°C | 4,2% |
| Sardegna | 1.100 MW | 36 MW/°C | 3,2% |
TABELLA 3 — SENSIBILITÀ AL CALDO PER ZONA DI MERCATO – Provenienza: Fonte Terna (Total Load per zona) e Copernicus ERA5 via Open-Meteo, 22 città · Periodo giugno–agosto 2021–2026 · Unità MW, MW/°C · Calcolo elaborazione propria, senza correzione per il fotovoltaico
Un grado in più su tutta l’Italia vale quindi circa 1.200 megawatt. I 3,2 punti che Terna attribuisce alla temperatura per il luglio 2026, con 1,2 °C in più su un carico medio intorno ai 40 gigawatt, sono circa mille megawatt per grado: lo stesso ordine di grandezza. Sono confronti di ordine di grandezza, non stime da citare al megawatt: i valori sono senza correzione per il fotovoltaico, perché la scomposizione dei due perimetri di Terna funziona nel Nord e nel Centro-Nord ma non nelle altre zone, e al Sud e in Calabria il modello spiega meno della varianza.
Quanto dovrà reggere, la rete
Questa analisi non proietta nulla nel futuro. Ma la domanda che pone — quanta rete serve per un grado in più — se la stanno ponendo, con orizzonti più lunghi, i soggetti che la rete la programmano.
L’Agenzia internazionale per l’energia colloca il raffrescamento fra le voci di domanda elettrica che crescono più in fretta al mondo, circa il 4% all’anno fino al 2035 a politiche correnti, e ricorda che in Europa un quinto delle famiglie ha un condizionatore: il margine di crescita è ampio proprio perché la partenza è bassa, e ogni punto che si aggiunge si aggiunge d’estate, nelle ore di punta. Dove il processo è più avanti la stessa agenzia stima che in India ogni grado in più valesse 7 gigawatt di punta nel 2024, e possa arrivare a 12 entro il 2030: un ordine di grandezza sopra il numero di questo articolo, con lo stesso meccanismo.
Il caldo, poi, non aumenta solo la domanda: peggiora la rete che deve servirla. Le linee aeree smaltiscono meno calore quando l’aria è calda e ferma, e la corrente che possono portare in sicurezza si riduce nelle ore in cui servirebbe di più; i conduttori si allungano e si abbassano; le perdite crescono con la resistenza. Sui trasformatori la regola tecnica è netta: ogni 6 °C di avvolgimento oltre la temperatura nominale raddoppia la velocità di invecchiamento della macchina. Nulla di questo produce un guasto immediato; produce costi che arrivano dopo, in energia persa e in vita utile consumata.
Sul lato degli investimenti, Eurelectric stima che la spesa in reti di distribuzione in Europa debba passare da 33 a 67 miliardi di euro l’anno da qui al 2050, e che ne bastino 55 se la rete viene pianificata in anticipo invece che inseguendo le richieste di connessione; in un lavoro dedicato agli eventi estremi quantificava in 33 miliardi nel decennio 2020–2030 la sola componente di resilienza climatica della distribuzione. Sono stime di un’associazione di settore, e vanno prese per quello che sono. La direzione che indicano è coerente con quello che si vede in piccolo in questi dati: una domanda estiva che cresce con la temperatura in modo ripido, una produzione che la copre solo di giorno, e un caldo notturno che cresce più in fretta di tutto il resto.
Cosa ne segue
La domanda elettrica cresce con la temperatura in modo non lineare — 449 megawatt per grado a 25 °C, 611 a 31 — al punto che nel 2026 un settimo del consumo estivo del Nord è stato risposta diretta al caldo, contro un dodicesimo nel 2021. Il fotovoltaico distribuito copre una parte crescente di quella domanda, ma solo quella diurna: nelle ore centrali è arrivato al 38% del fabbisogno, dal 21% di cinque anni fa. Di notte resta a zero, per costruzione, e la parte della domanda che cresce più in fretta è proprio quella notturna: quadruplicata dal 2021, contro una crescita di una volta e mezza nelle ore diurne. Il fotovoltaico non sta perdendo un ritmo che potrebbe recuperare: è strutturalmente assente proprio dove la domanda si sta spostando.
Chi pianifica la rete di distribuzione ha già uno strumento in cui questi numeri entrano: i piani di resilienza che ARERA chiede ai distributori dalla regolazione output-based del servizio (delibera 668/2018/R/eel), e che fra i fattori critici considerano le ondate di calore. Un piano che valuta l’esposizione al caldo sul prelievo misurato in una giornata media sottostima la domanda due volte, per le ragioni viste sopra; la sensibilità di 650 megawatt per grado nelle ore di punta, e il suo profilo notturno, sono le grandezze con cui correggerlo.
Chi progetta o valuta edifici e impianti nel Nord ha una temperatura di riferimento da rivedere: le 31 notti sopra i 25 °C a Brera e i 31 giorni sopra i 35 °C sono fuori dalla scala che i criteri correnti usano per dimensionare il comfort estivo, e un impianto tarato sulla normale 1991–2020 nel 2026 ha lavorato in continuo.
Chi valuta i rischi fisici del clima per la rendicontazione — i pericoli dell’Appendice A del Regolamento delegato (UE) 2021/2139, ondata di calore e stress da calore in testa — ha in questi numeri un modo di passare dall’elenco alla misura: quanto pesa un grado sull’infrastruttura da cui dipende l’attività, e in quali ore.
Nota metodologica
Il consumo orario della zona Nord è messo in relazione con la temperatura zonale attraverso una spline lineare con nodi a 18, 21, 24, 27 e 30 °C, che permette alla risposta di essere diversa a 22 e a 35 °C, insieme a variabili di calendario per l’ora del giorno, il giorno della settimana, i festivi, l’anno e le chiusure di agosto, descritte giorno per giorno con scostamenti per decade e per anno. Gli errori standard tengono conto della correlazione fra ore consecutive (Newey-West a 48 ritardi).
La correzione per il fotovoltaico consumato sul posto è costruita in due passaggi. Prima la differenza fra i due perimetri di fabbisogno pubblicati da Terna — Fabbisogno Italia e Fabbisogno Mercato — viene ripulita del livello notturno, che non è solare, e la parte residua viene spiegata con sole grandezze esterne: irraggiamento, interagito con l’anno perché il parco cresce, ora del giorno, giorno della settimana, festivi. Si tiene solo la componente proporzionale all’irraggiamento, che è un indice del fotovoltaico distribuito e non contiene nulla del consumo. Poi quell’indice entra nel modello sulla temperatura come regressore. Il suo coefficiente, −413 megawatt per gigawatt, dice che il Fabbisogno Italia incorpora già circa il 59% di quella generazione: la correzione riguarda la parte mancante. La ricostruzione trova un riscontro indipendente nel Bilancio Energetico di Terna, dove la voce autoconsumo resta fra 2,4 e 2,7 gigawatt nelle ore notturne in tutti e sei gli anni, che è il livello non solare tolto nel primo passaggio. Il livello notturno viene calcolato giorno per giorno, e questo rende la scomposizione insensibile a una discontinuità che i dati di Terna presentano dal gennaio 2025, quando quella componente cala di circa 240 megawatt per un aumento del Fabbisogno Mercato: sottratta giorno per giorno, non entra nell’indice, che infatti cresce senza salti.
Il carico che risponde al caldo è calcolato valutando il modello due volte sulle stesse ore, alla temperatura osservata e a 21 °C, con tutto il resto fermo, e sommando le differenze positive. Le notti tropicali di Brera fino al 2025 vengono dalle minime giornaliere ARPA; il 2026 dal minimo delle medie orarie della stessa stazione, che le rende leggermente più numerose: lo scarto, misurato sugli anni 2020–2025 in cui esistono entrambe le serie, è di mezza notte l’anno.
Che il coefficiente misuri la temperatura e non la stagione è verificato con un test placebo: la stessa stima viene rifatta sostituendo la temperatura vera con una falsa, costruita per conservare stagionalità e ciclo giorno-notte ma non l’appaiamento con l’ora — la serie ruotata di 3, 7, 14 e 21 giorni dentro l’estate, la temperatura dello stesso giorno e ora di un’altra estate, e il profilo di un giorno preso a caso altrove. La correlazione grezza fra temperatura vera e falsa resta alta a ogni sfasamento, fra 0,5 e 0,8, perché è dominata dal ciclo giorno-notte e dalla stagione; quello che si perde è l’anomalia, cioè ciò che resta tolto il profilo medio per giorno dell’anno e ora, che si scorrela in una settimana scarsa. Il coefficiente segue l’anomalia: 611 megawatt per grado con la temperatura vera, 389 con quella sfasata di tre giorni che conserva metà dell’anomalia, e una media di circa zero — con sei casi su sei non distinguibili da zero — con i placebo che non ne conservano nulla. L’R² scende da 0,858 a 0,800.
Le sette città della zona Nord sono Milano, Verona, Bologna, Torino, Udine, Trento e Genova, pesate sui consumi elettrici totali della regione di ciascuna (media 2022–2024, Valle d’Aosta con Torino).
Limiti
- Non è una previsione. Il modello descrive come il sistema ha risposto a temperature comprese fra 12 e 37 °C. Su temperature mai osservate non dice nulla, e non va usato per proiettare scenari più caldi. Restano in piedi le pendenze osservate; non regge alcuna estrapolazione oltre i 37 °C.
- Misura un’associazione, non una causa. Un test placebo elimina la spiegazione alternativa più credibile, cioè che il coefficiente stia leggendo la forma della stagione invece della temperatura: rifacendo la stessa stima con una temperatura falsa — la serie sfasata di una o due settimane, o quella di un’altra estate, che conservano stagione e ciclo giorno-notte ma non sono la temperatura di quell’ora — il coefficiente crolla da 611 a una media di circa zero, e nessuno dei sei placebo che non conservano nulla della temperatura vera è distinguibile da zero. Regge quindi che il modello legga la temperatura di quell’ora; resta una lettura, non una dimostrazione, l’attribuzione al condizionamento, che si appoggia all’ora in cui l’effetto è massimo e alla fisica degli edifici.
- L’incertezza vera è più larga di quella statistica. Il margine di errore standard a 31 °C è di circa ±95 megawatt per grado; rifacendo la stima con scelte tecniche diverse — dove collocare i nodi della curva, come rappresentare le chiusure di agosto — il risultato si muove fra 595 e 658. Regge “circa 650 nelle ore di punta”; non regge un numero al megawatt.
- La soglia dei 21 °C è una convenzione. Con 19 °C la quota termosensibile del 2026 sale al 18,8%, con 23 °C scende al 10,7%: un fattore due. Regge il rapporto fra il 2026 e il 2021 — un settimo contro un dodicesimo vale in tutte le convenzioni, compreso il secondo filtro di Eurostat sui giorni con media sopra i 24 °C, con cui la quota resta al 13,9% — non regge la quota assoluta senza dichiarare la soglia.
- Il carico termosensibile non è il solo condizionamento. Comprende ventilazione, refrigerazione commerciale e perdite di rete che crescono con la temperatura. Come stima del raffrescamento è un limite superiore.
- La curva di risposta è unica per i sei anni. La crescita del parco di condizionatori finisce nei livelli annuali, non nella pendenza. Il raddoppio del carico termosensibile fra il 2021 e il 2026 misura quanto è cambiato il tempo, non quanta dotazione è stata installata: le due cose non sono separabili con questi dati.
- Sei estati sono poche per parlare di tendenze. Bastano per misurare quanto pesa un grado oggi; non bastano per dire se quel peso stia crescendo.
- Il fotovoltaico e il carico hanno perimetri diversi. La quota coperta dal solare è nazionale, la sensibilità al caldo è della zona Nord: due misure coerenti ciascuna con sé stessa, non da comporre.
- Le due fonti di temperatura non si sommano. ERA5 entra nel modello elettrico, le misure ARPA descrivono Milano come città. I conteggi ERA5 delle ore calde vanno letti come un limite inferiore per la città.
- Il confronto fra zone è di ordine di grandezza. È fatto senza correzione per il fotovoltaico, perché la scomposizione dei perimetri di Terna non funziona fuori dal Nord e dal Centro-Nord; al Sud e in Calabria il modello spiega meno della varianza. Regge la graduatoria delle sensibilità relative; non reggono i decimali.
Fonti
Studi scientifici
Pezzutto S., Quaglini G., Riviere P., Kranzl L., Novelli A., Zambito A., Bottecchia L., Wilczynski E. (2022), Space Cooling Market in Europe: Assessment of the Final Energy Consumption for the Year 2016, Sustainability 14(5), 2667 — doi.org/10.3390/su14052667
Fels M.F. (1986), PRISM: An Introduction, Energy and Buildings 9(1–2), 5–18 — doi.org/10.1016/0378-7788(86)90003-4
Dati
Fabbisogno elettrico per zona di mercato (Total Load, Market Load), passo 15 minuti — Terna, via Download Center — dati.terna.it. Giugno–agosto 2021–2026, tutte le zone; scaricato il 7 settembre 2026, con i mesi del 2026 nella versione rivista da Terna.
Bilancio Energetico, generazione per fonte, passo 15 minuti — Terna, via Download Center — dati.terna.it. Nazionale, giugno–agosto 2021–2026.
Consumi elettrici per regione, provincia e settore — Terna, via Download Center (dataset ElectricalEnergy) — dati.terna.it. Anni 2022–2024, usati per i pesi delle città.
Rianalisi ERA5, temperatura a 2 m e irraggiamento orari — Copernicus Climate Change Service, via Open-Meteo Historical Weather API — open-meteo.com. 22 punti, giugno–agosto 2021–2026; scaricato il 7 settembre 2026.
Dati orari di temperatura delle stazioni Milano Brera, viale Marche, Lambrate e viale Feltre; minime e massime giornaliere della stazione Milano Brera — ARPA Lombardia, via Open Data Regione Lombardia — dati.lombardia.it. Orari 2020–2026, giornalieri 1991–2025.
Consumi energetici delle famiglie, anno 2021 — ISTAT, report del giugno 2022 — istat.it
Normativa
Delibera ARERA 28 dicembre 2018, 668/2018/R/eel — Regolazione output-based del servizio di distribuzione dell’energia elettrica: resilienza delle reti — arera.it
Regolamento delegato (UE) 2021/2139 della Commissione, 4 giugno 2021 — Criteri di vaglio tecnico per il contributo sostanziale alla mitigazione e all’adattamento, Appendice A — eur-lex.europa.eu
Riferimenti metodologici e istituzionali
Gradi giorno di raffrescamento, metodologia — Eurostat, Energy statistics — cooling and heating degree days, base 21 °C — ec.europa.eu/eurostat
Piattaforma Nazionale di Adattamento ai Cambiamenti Climatici, indicatore gradi giorno — ISPRA — climadat.isprambiente.it
Rapporto mensile sul sistema elettrico, luglio 2026 — Terna — terna.it
Piano di Sviluppo 2025 della rete di trasmissione nazionale — Terna — download.terna.it
Addressing Residential Cooling Demand and Summer Energy Poverty in the EU — Koukoufikis G., Roca Reina J.C., Katoufa N., Ozdemir E., Volt J., Carlsson J., JRC143288, Commissione europea, gennaio 2026 — publications.jrc.ec.europa.eu
Staying cool without overheating the energy system — IEA, commento del 28 luglio 2025 — iea.org
Grids for Speed — Eurelectric, 2024 — eurelectric.org; The Coming Storm: building electricity resilience to extreme weather — Eurelectric, 2022 — eurelectric.org
Caldo: ha le ore contate — ARPA Lombardia, nota sull’isola di calore urbana fra le stazioni Milano Brera e Milano Lambrate, 2025 — arpalombardia.it
Unareti, dati sui consumi dell’estate 2026 — dichiarati in Consumi elettrici cresciuti del 40%. I costi del grande caldo, la Repubblica Milano, 29 agosto 2026 (non disponibile online in forma aperta)