La rete elettrica europea non sta al passo con le rinnovabili

Le richieste di allaccio per nuovi impianti verdi sono aumentate del 133% in tre anni, mentre le infrastrutture invecchiano

A Helsinki, una rete da 400.000 clienti si gestisce quasi da sola. Il 100% delle sottostazioni primarie è stato automatizzato, un terzo di quelle secondarie opera senza intervento umano. Non è un progetto pilota, ma l’operatività quotidiana di Helen Electricity Network, il terzo distributore finlandese, come ha spiegato Mika Loukkalahti. Dietro questa apparente quiete, c’è un cervello di algoritmi che decide in tempo reale dove instradare i flussi, quando riconfigurare un nodo, come assorbire un guasto senza che nessuno a casa se ne accorga.

Cosa succede quando una rete impara a pensare da sola

L’automazione della rete di Helsinki non è una scommessa futuribile: è il risultato di un investimento sistematico sull’infrastruttura di controllo. Le sottostazioni primarie, quelle che ricevono l’energia in alta tensione e la trasformano per la distribuzione in media, sono oggi completamente digitalizzate. Significa che sensori, relè e interruttori dialogano con un sistema centrale capace di prendere decisioni senza bisogno di un operatore che prema pulsanti in una control room. Un terzo delle sottostazioni secondarie – l’ultimo miglio prima di case e uffici – segue la stessa logica. Il risultato è una rete che si adatta da sola alle variazioni di carico, che isola i guasti in pochi millisecondi e che riduce i tempi di fuori servizio a livelli che un operatore umano, per quanto esperto, non potrebbe garantire.

Non è solo Helsinki. Chisimdiri Anyaogu, responsabile della rete irlandese ESB, racconta di aver esteso la vita operativa di asset critici grazie alla manutenzione predittiva, intercettando anomalie appena accennate prima che diventassero interruzioni non pianificate. L’IA, in questo caso, funziona come un ascolto continuo: i dati vibrazionali, le temperature, i cicli di commutazione vengono analizzati per riconoscere la firma di un componente che sta per cedere. Il beneficio è doppio: si evita il blackout e si spreme ogni anno utile da trasformatori e cavi che altrimenti verrebbero sostituiti su base calendariale, con costi che la bolletta non assorbirebbe senza farsi sentire.

Ma l’automazione è solo un lato della medaglia. Se la rete è congestionata, nessun algoritmo può fare miracoli. E il boom delle richieste di allaccio per le fonti rinnovabili sta creando un ingorgo che nessun software può ribaltare. Nel 2024, secondo Eurelectric, ci sono state più di 450.000 richieste di connessione per impianti rinnovabili, con un aumento del 133% rispetto al 2021. Numeri che parlano di una pressione senza precedenti su un’infrastruttura pensata decenni fa per un modello di generazione centralizzato e prevedibile.

Il paradosso spagnolo: spendere per tappare i buchi, non per costruire

E mentre alcune reti diventano intelligenti, altre arrancano. La Spagna è l’esempio più nitido di questa frattura. Nel 2023 ha speso più per gestire la sua rete di trasmissione già congestionata di quanto abbia investito per svilupparla. Tradotto in pratica: i soldi sono andati a ripagare i cosiddetti servizi di congestion management – manovre d’emergenza come il ridispacciamento e il taglio forzato della produzione rinnovabile – invece che a posare nuovi elettrodotti o a installare sistemi di sensoristica avanzata. È un cortocircuito logico prima ancora che elettrico: si paga per spegnere pale eoliche e pannelli che nel frattempo chiedono di allacciarsi in massa.

Questo paradosso non è solo spagnolo. Le richieste di interconnessione alla rete elettrica sono passate da poche decine all’anno a migliaia, come segnalato da PJM, il più grande operatore di rete statunitense. Le aziende elettriche si trovano sommerse da domande di nuovi impianti da valutare, studi di impatto da completare, iter autorizzativi che si allungano a dismisura. Il tempo medio per ottenere un allaccio in alcune regioni europee può superare i quattro anni. E nel frattempo, lo scorso anno la spesa annuale per le reti elettriche in Europa ha superato i 70 miliardi di dollari, raddoppiando rispetto a dieci anni fa, stando ai dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia. Si investe tanto, ma la sensazione è che si stia correndo su un tapis roulant che accelera più velocemente di chi ci sta sopra.

AI.grids: la risposta europea, ma a che punto siamo?

Per provare a uscire da questo stallo, lo scorso 3 giugno la Commissione Europea ha lanciato “AI.grids”, una Comunità di Pratica alla presenza del Commissario per l’Energia e l’Abitazione, Dan Jørgensen. L’obiettivo è ambizioso: sviluppare modelli di intelligenza artificiale paneuropei per la gestione e la pianificazione della rete elettrica. Il lavoro preparatorio era partito già nel dicembre 2025, quando la Direzione Generale per l’Energia ha iniziato a riunire le parti interessate, compresi i progetti di Horizon Europe dedicati ai banchi di prova per l’IA nel settore energetico.

L’iniziativa è un passo nella giusta direzione, ma va inquadrata nella sua reale fase di maturità. Il piano d’azione “Digitalizzare il sistema energetico” risale al 2022 e già allora puntava ad accelerare soluzioni sovrane di IA. Oggi, quattro anni dopo, siamo ancora alla fase di pilot framework: un quadro di riferimento, non un prodotto commerciale. I modelli fondativi paneuropei per la pianificazione della rete sono un concetto promettente, ma tra una specifica tecnica e un algoritmo che decide in produzione su una rete da milioni di nodi c’è la stessa distanza che separa un collaudo al banco da un volo di linea.

L’IA non è la bacchetta magica, ma uno strumento. Potente, se affilato bene; inutile, se brandito contro problemi che richiedono decisioni politiche e investimenti fisici. Per chi gestisce le reti, la scelta è netta: adottarla oggi per governare la transizione, con tutti i limiti e la gradualità che questo comporta, o subirla domani con le luci che tremano mentre la coda delle rinnovabili continua ad allungarsi fuori dalla porta.