La rete elettrica europea è vecchia: le nuove connessioni richiedono fino a 15 anni.

Un parco eolico o solare può essere pronto in uno a cinque anni. La rete per collegarlo? Da cinque a quindici. È il paradosso che l’Europa continua a ignorare mentre raddoppia gli obiettivi sulle rinnovabili, e che l’analisi pubblicata da EU-Startups all’inizio di settembre ha riportato al centro del dibattito. La transizione energetica europea non è frenata dalla produzione di rinnovabili, ma dall’infrastruttura di rete che non tiene il passo: investimenti insufficienti, code di connessione e permessi bloccati rischiano di lasciare a terra 120 GW di progetti entro il 2030.

Il ritardo che non era nei piani

Il punto di partenza è un dato di obsolescenza. Secondo la Commissione europea, circa il 40% delle reti di distribuzione dell’UE ha più di 40 anni. Non è un dettaglio tecnico: su una rete che ha l’età di molti elettrodomestici, ogni nuovo impianto deve chiedere spazio, autorizzazioni e una connessione che la rete non sempre può offrire. I tempi raccontano il resto. L’IEA stima che pianificare, autorizzare e costruire nuova infrastruttura di rete richieda da cinque a quindici anni, mentre il parco eolico o solare che attende di collegarsi può essere pronto in uno a cinque. Lo scarto tra questi due orizzonti è il problema che non era nei piani: l’offerta di energia pulita cresce più in fretta della capacità di trasportarla.

Il costo del ritardo non è solo tecnico. La Commissione europea calcola che serviranno più di 1.200 miliardi di euro per reti di distribuzione e trasmissione entro il 2040. E i prezzi dei principali componenti di rete sono quasi raddoppiati in cinque anni, scrive il rapporto Electricity 2026 dell’IEA. In altre parole: l’infrastruttura è vecchia, gli investimenti necessari sono enormi e le componenti costano sempre di più. Ma quanto costa, in termini concreti, questo ritardo?

I numeri dell’emergenza silenziosa

La risposta è in una serie di cifre che da sole raccontano l’emergenza. A livello mondiale, secondo l’IEA, oltre 2.500 GW di progetti rinnovabili, grandi carichi e accumuli sono fermi nelle code di connessione. Non sono progetti marginali: sono gigawatt che non possono entrare in rete e quindi non producono valore. In Europa il quadro non è migliore. A metà del 2026, la Commissione europea segnalava code di connessione in almeno 16 paesi dell’UE. E la stessa Commissione stima che circa 120 GW di progetti rinnovabili maturi, incluse 1,5 milioni di installazioni domestiche, rischino di non ottenere accesso tempestivo alla rete entro il 2030.

Secondo l’analisi di Ember, il problema riguarda almeno 120 GW di progetti rinnovabili pianificati in Europa a rischio per i vincoli di rete, e metà dei paesi che comunicano dati di rete non dispone della capacità necessaria per connettere nuova generazione elettrica. I gestori dei sistemi di trasmissione hanno già messo a bilancio una parte del costo: nel 2024, secondo ACER, hanno speso 4,3 miliardi di euro per la gestione della congestione e altre azioni correttive. Non è denaro investito in nuova capacità: è denaro speso per tenere in equilibrio un sistema che non ha abbastanza cavi.

Anche i permessi sono un nodo. Secondo l’ENTSO-E, più della metà dei progetti di trasmissione necessari entro il 2030 era in attesa di permessi al momento della rilevazione. Significa che il collo di bottiglia non è solo fisico, ma amministrativo: i progetti restano sulla carta mentre le code si allungano. E mentre i progetti restano in attesa, chi paga davvero?

Chi paga, chi si salva e cosa resta da decidere

Il conto non è solo economico: è distribuito tra famiglie, imprese e fornitori di soluzioni. Da un lato ci sono i progetti lasciati indietro: 120 GW a rischio, di cui 1,5 milioni di installazioni domestiche che potrebbero restare senza accesso tempestivo alla rete entro il 2030. Dall’altro ci sono i fornitori di flessibilità che cercano di aggirare il collo di bottiglia senza aspettare nuove linee. Sympower, per esempio, dichiara di gestire l’intera catena del valore in-house e in modo indipendente, operando centinaia di asset in Europa per progetti BESS, aziende commerciali e industriali, BRP e sviluppatori di impianti rinnovabili, e di commerciare la flessibilità aggregata 24 ore su 24, 7 giorni su 7. È una risposta parziale: sfrutta al meglio la rete esistente, ma non la sostituisce.

L’IEA indica tecnologie come il dynamic line rating e il controllo avanzato dei flussi di potenza come strumenti per aumentare la capacità utilizzabile sulle reti esistenti in tempi molto più brevi rispetto a nuove infrastrutture ad alta tensione. Possono alleviare la pressione, non eliminarla. Resta una domanda aperta: può la flessibilità compensare quindici anni di ritardo infrastrutturale prima che le code diventino definitive?

Il vero collo di bottiglia della transizione non è nei pannelli o nelle pale, ma nei cavi e nei permessi. Chi resta senza connessione non perde solo un progetto: perde la finestra del 2030.