L’analisi tecnica svela il ruolo dell’invecchiamento dei componenti e della concentrazione dei consumi
Non sono i condizionatori a far saltare la corrente. È l’invecchiamento dei cavi, la resistenza che sale con la temperatura, i trasformatori che non dissipano. Ed è qui che la rete cede. Come spiega un’analisi di QualEnergia, dietro le interruzioni estive ci sono consumi concentrati, reti locali sotto pressione e componenti elettriche più vulnerabili alle alte temperature.
Cavo surriscaldato: la vera causa dietro l’oscuramento
Il riflesso più immediato, quando le temperature superano i 35 °C e un quartiere resta al buio, è puntare il dito contro l’ondata di condizionatori accesi. È un’equazione che contiene una dose di verità – la domanda di picco aumenta – ma che salta la fisica vera del guasto. La corrente non smette di fluire perché la produzione scarseggia: la generazione nazionale, in estate, ha margini più che sufficienti. A cedere è la ramificazione finale della rete, quella che corre sotto i marciapiedi e dentro le cabine di trasformazione.
I cavi interrati, specie quelli in posa da decenni, scaldano per effetto Joule in modo proporzionale al carico, ma la loro capacità di smaltire calore nel terreno si riduce d’estate, quando il suolo è già caldo. La temperatura del conduttore può salire di 10-15 °C rispetto alla stagione fresca, avvicinandosi ai limiti di isolamento. Un giunto datato, una guaina micro-fessurata, e la resistenza di contatto fa il resto. I trasformatori MT/BT faticano a dissipare, l’olio isolante degrada più in fretta. Il quadro è questo: reti di distribuzione pensate quarant’anni fa per carichi più bassi e più distribuiti nell’arco della giornata, oggi investite da mezze punte serali che si accavallano in poche ore, quando l’inerzia termica degli edifici spinge i climatizzatori al massimo.
La colpa, insomma, non è dell’apparecchio finale ma della concentrazione spaziale e temporale del prelievo, aggravata da componenti che, con il caldo, operano fuori dalla finestra di progetto. La risposta, suggerisce l’analisi, passa da investimenti mirati sulla resilienza fisica dei componenti e da meccanismi che rendano la domanda meno rigida.
Effetto domino: quando la domanda concentrata spegne la città
L’estate 2026 ha già scritto le prime pagine di questa cronaca. A giugno, come documenta Renewable Matter, Torino e Napoli hanno subito distacchi prolungati con cavi surriscaldati nel sottosuolo. Le cabine di smistamento in alcune aree densamente popolate non hanno retto la domanda serale e la protezione ha isolato interi quartieri per ore. Pescara ha vissuto un contraccolpo ancora più critico: l’assenza di corrente ha fermato gli impianti di depurazione delle acque fognarie, con ripercussioni igienico-sanitarie immediate.
Questi episodi non sono anomalie isolate. Il 28 aprile 2025, alle 12:33 locali, la rete elettrica della Penisola iberica aveva già lanciato un segnale che in Italia è rimasto inascoltato. Il black out della Penisola iberica di quel giorno ha lasciato Spagna e Portogallo senza elettricità per circa dieci ore nella maggior parte delle zone. Non fu un collasso di generazione, ma una successione di scatti su linee di interconnessione che, in un contesto di domanda altamente concentrata, hanno innescato un effetto domino. Il parallelo con i cedimenti locali italiani è stringente: la scintilla non è mai sulla dorsale da 380 kV, ma sulle maglie di distribuzione che, se non controllate dinamicamente, trasformano un picco di carico in un’interruzione a cascata.
L’ironia è che mentre il sistema elettrico nazionale ha investito in sovracapacità produttiva per garantire l’adeguatezza, la fragilità rimane confinata agli ultimi chilometri, quelli che l’utente vede solo quando la luce si spegne. Più aumenta la potenza richiesta in un’area ristretta, più le condutture si avvicinano al limite termico: un dato di fisica che nessun termostato intelligente può aggirare senza un intervento strutturale.
La contromossa: reti automatizzate e domanda flessibile
I numeri sul tavolo sono imponenti, ma raccontano solo metà della storia. Terna ha messo a piano 16,6 miliardi di euro di investimenti nella rete per il periodo 2024-2028, concentrati sulla maglia di trasmissione. E-Distribuzione (ENEL), che serve 7.500 comuni italiani, ha un programma 2025-2028 da 2,8 miliardi orientato all’automazione, al rafforzamento delle maglie locali, all’impiego di gruppi elettrogeni e power station mobili. UNARETI, la società di A2A attiva sull’area milanese, ha già investito 800 milioni in cinque anni e ne ha destinati altri 1,8 miliardi entro il 2035 per rinnovare cabine e linee in media tensione.
Tradurre questi stanziamenti in minori disservizi estivi, però, non è soltanto questione di portafoglio. La vera efficacia arriva quando le infrastrutture dialogano con la domanda. Qui entra in gioco il concetto di flessibilità: spostare i carichi deferibili (pompe di calore, lavatrici, ricarica dei veicoli) lontano dalle punte di consumo, riducendo lo stress termico sui conduttori nelle ore più calde. Terna ha già commissionato a BVA Doxa una ricerca di mercato per mettere a punto un Reliability Standard che quantifichi il rapporto tra il Valore dell’Energia Non Fornita (VOLL) e il Costo di Nuova Capacità (CONE), cioè quanto siamo disposti a pagare per evitare un blackout. È un tassello tecnico che serve a dimensionare segnali di prezzo capaci di modulare la domanda in tempo reale, proprio sulle maglie deboli.
La buona notizia è che la tecnologia esiste: sensoristica diffusa sulle cabine secondarie, inverter in grado di scambiare potenza reattiva, algoritmi di dispacciamento locale. La notizia meno buona è che la loro diffusione procede a macchia di leopardo e che, senza un coinvolgimento attivo dei distributori e dei regolatori locali, il prossimo picco di calore troverà la stessa rete dell’anno scorso. Per chi gestisce le reti, il messaggio è chiaro: non basta spendere, bisogna anticipare. O investiamo in componenti più resilienti e in sistemi che spostano i carichi in tempo reale, o il blackout tornerà ogni estate più lungo.
