Il sole alpino sta saturando i trasformatori

Il paradosso del solare alpino: più si installa, più si rischia di saturare la rete

La strozzatura in quota

Il trasformatore di media tensione che serve una valle alpina elvetica va in saturazione. Non è un guasto imprevisto ma la conseguenza diretta di una mattinata di sole pieno, con decine di tetti fotovoltaici che pompano elettricità simultaneamente nella rete di distribuzione. È il quadro che emerge da un’analisi sulle potenzialità fotovoltaiche della Svizzera pubblicata ieri, e racconta di un sistema che sta raggiungendo i propri limiti fisici molto prima di quelli politici.

Il meccanismo è lineare quanto spietato. In una valle alpina tipica, la rete di distribuzione è stata dimensionata decenni fa per un flusso unidirezionale: l’elettricità scendeva dalla media tensione verso le utenze, punto. Oggi, con la diffusione degli impianti fotovoltaici sui tetti, il flusso si inverte nelle ore di picco produttivo. L’energia cerca di risalire verso monte, ma i trasformatori — progettati per gestire carichi in discesa, non iniezioni massicce in risalita — entrano in saturazione. Quando un trasformatore di media tensione satura, la sua capacità di regolare la tensione crolla: scattano le protezioni, e porzioni di rete vengono isolate. In una giornata di sole pieno, con produzione massima e consumi locali modesti, le reti di distribuzione nelle regioni montuose stanno già raggiungendo i limiti di capacità, con trasformatori e linee che diventano colli di bottiglia. Senza potenziamenti o sistemi di accumulo, alcuni produttori di energia solare potrebbero subire ritardi nell’allacciamento o limitazioni della produzione.

Non è un problema di domani. È già oggi, e colpisce proprio le zone che sulla carta offrono le migliori prestazioni fotovoltaiche: l’irraggiamento invernale in quota, complice il riversamento da neve e le temperature più basse che favoriscono il rendimento dei moduli, può superare nettamente quello di pianura. Ma la rete che serve quegli installatori non è stata pensata per raccogliere energia diffusa su centinaia di punti di iniezione. Il risultato è un paradosso tecnico: più installi, più rischi di saturare l’infrastruttura che dovrebbe valorizzare la tua produzione.

Il limite, insomma, non è nei pannelli. È nella rete. Eppure la politica ha appena dato il via libera più deciso di sempre.

La spinta da Berna

Eppure, proprio mentre i trasformatori di valle vanno in saturazione, Berna ha accelerato la corsa. A metà 2024, con l’approvazione della legge federale, la Svizzera ha introdotto disposizioni legislative che rendono obbligatoria l’espansione delle energie rinnovabili, accompagnata da misure su resilienza della rete e stoccaggio. È l’ultimo tassello di una traiettoria tracciata oltre un decennio fa: nel marzo 2011, dopo l’incidente di Fukushima Daiichi, il Consiglio federale elvetico sospese le procedure per nuove licenze nucleari e avviò il percorso di eliminazione graduale del nucleare. Una scelta che ha reso l’espansione delle rinnovabili non più un’opzione, ma una necessità strutturale.

La cifra che dà concretezza a questa traiettoria è nel Mantelerlass, il decreto quadro approvato nel settembre 2023: 35 TWh all’anno da nuove tecnologie verdi entro il 2035. Significa chiedere alle rinnovabili non idroelettriche di raggiungere, in poco più di un decennio, volumi produttivi paragonabili a quelli che l’idroelettrico ha accumulato in un secolo — una richiesta senza precedenti per il sistema elettrico elvetico.

Per accelerare, da gennaio 2026 sono entrate in vigore riforme normative che semplificano le procedure di autorizzazione per progetti solari su piccola scala e per la trasmissione a media tensione. Gli incentivi recenti, inoltre, favoriscono nettamente il fotovoltaico rispetto a eolico e idroelettrico di piccola taglia, in particolare nelle zone alpine dove l’irraggiamento invernale può offrire prestazioni migliori. L’intenzione è chiara: sbloccare il potenziale dei tetti e dei versanti ben esposti, riducendo l’attrito burocratico che per anni ha frenato le installazioni.

Ma sulla carta i numeri tornano. È quando scendi in valle che l’equazione si complica.

Cosa cambia per chi posa i moduli

E infatti. Per un installatore che oggi propone un impianto fotovoltaico in una valle alpina, il quadro è fatto di incentivi favorevoli e procedure semplificate — una combinazione che fino a due anni fa sarebbe stata impensabile. Ma il preventivo deve ora includere una variabile che non dipende né dal tetto né dai moduli: la capacità residua del trasformatore di zona. Se quella capacità è esaurita, l’allacciamento può slittare di mesi o anni, in attesa che il gestore di rete pianifichi e finanzi il potenziamento. In alcuni casi, al produttore può essere imposto un limite alla potenza immessa — un taglio secco al ritorno economico dell’investimento.

Il rischio sistemico è disegnato con chiarezza nell’analisi pubblicata ieri: senza un’accelerazione degli investimenti in rinnovabili, soluzioni di flessibilità e regolamentazione semplificata, la Svizzera rischia difficoltà di approvvigionamento durante l’inverno e congestioni della rete nei periodi di picco. Il paradosso è che il solare alpino — celebrato per la sua capacità di produrre proprio nei mesi in cui la domanda è massima e l’idroelettrico è in magra — rischia di essere frenato dall’infrastruttura che dovrebbe trasportarlo a valle.

Poi c’è l’ostacolo che nessuna riforma tecnica può aggirare del tutto: l’opposizione locale. I pannelli in alta quota, specialmente se montati a terra su versanti visibili, accendono resistenze che vanno ben oltre la sindrome NIMBY classica. In un paese dove il paesaggio alpino è parte dell’identità nazionale, ogni progetto deve negoziare con comitati e vincoli paesaggistici, allungando i tempi anche dove le procedure sono state semplificate.

La transizione svizzera rischia di essere tradita dalla propria infrastruttura. Chi installa deve iniziare a ragionare in termini di capacità di ospitalità della rete, non solo di tetti disponibili. Non basta più chiedersi se il tetto è ben esposto: bisogna chiedersi se il trasformatore a valle ha ancora spazio per accogliere quei kilowattora. E in molte valli, la risposta inizia a essere no.