I piani quinquennali non tengono il passo

La pianificazione centralizzata fatica a stare al passo con i capitali privati già all’opera in Europa

Mentre a Roma gli uffici del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica rilanciano con cautela il processo di autorizzazione per il progetto in Val d’Isarco, a Tallinn un consorzio di banche d’affari e fondi pensione ha già acceso due maxi-batterie da 100 megawatt l’una e ha chiuso la pratica. Il primo progetto, Hertz 1, era entrato in esercizio a febbraio 2026. Il secondo, Hertz 2, lo ha seguito pochi mesi dopo, portando la potenza complessiva a 200 MW.

Nel tempo che un ente pubblico impiega per aggiornare un cronoprogramma, il capitale privato costruisce, connette e inizia a fatturare.

La distanza fra queste due notizie è tutta politica, prima ancora che tecnologica. È la distanza che separa un piano decennale di sviluppo della rete — il TYNDP di ENTSO-E, la cui bozza 2026 viene presentata in questi giorni — da ciò che invece sta già accadendo nelle stazioni elettriche d’Europa. I numeri ufficiali dicono che serviranno 200 GW di accumulo al 2030, ma i numeri veri, quelli che contano i container già allacciati, suggeriscono un’altra storia: la pianificazione centralizzata sta diventando un esercizio di retrodatazione, un modo per dare un cappello istituzionale a decisioni che altri hanno già preso altrove.

Pianificare per il 2030, ma con quali capitali?

I target sui giornali sono sempre rotondi. Secondo una bozza trapelata del Piano d’Elettrificazione UE, si parla appunto di 200 GW di accumulo. Peccato che il report JRC POTEnCIA modelli uno scenario molto meno ambizioso: meno della metà della capacità necessaria verrebbe realizzata con le regole attuali. Il motivo non sono più i costi della tecnologia — che pure sono risaliti dopo i dazi sulle celle cinesi — ma la velocità di chi li mette a terra. Samuel Scroggins, managing director di Lazard, l’ha spiegata senza giri di parole: siamo entrati in la cosiddetta era della velocità di potenza. La domanda supera l’offerta, i prezzi salgono su ogni componente, e il valore si concentra nelle mani di chi può consegnare capacità nel minor tempo possibile.

Non è una questione di ideologia, ma di velocità di esecuzione. E i numeri di questo primo semestre 2026 iniziano a raccontare chi sta vincendo quella gara. Duecento megawattora qui, centocinquanta lì: quantità che sommate iniziano a pesare più di un dibattito in Commissione.

Mesi di finanza, anni di iter

Prendiamo il caso estone. Il secondo progetto Hertz da 100MW/200MWh è stato acceso ad Aruküla pochi mesi dopo il primo modulo Hertz. Entrambi sono figli di il prestito da EBRD, NIB e Edmond de Rothschild AM, un’operazione da 85,6 milioni di euro chiusa a novembre 2025. In Belgio, intanto, il progetto DStor ha messo in rete 50MW/140MWh. La Danimarca ha aggiunto i due impianti danesi co-localizzati di European Energy — 152 MWh complessivi, piazzati accanto a parchi fotovoltaici esistenti. Il dettaglio che fa la differenza: la conclusione di EPC e integrazione dei progetti BESS è avvenuta entro un anno. Non servono cinque anni. Bastano dodici mesi, se hai già il progetto esecutivo, il finanziamento e nessun comitato di scopo da convocare.

Dall’altra parte, in Italia, si discute ancora di reti fisiche. Il piano per la Val d’Isarco prevede 190 km di nuove linee, di cui più di un terzo interrate, e la liberazione di oltre 600 ettari di terreno. La demolizione dei vecchi elettrodotti è un’opera necessaria, per carità. Ma il contrasto con quello che accade nel resto d’Europa è stridente: mentre la finanza piazza container da 200 megawattora in sobborghi industriali baltici o belgi, qui siamo ancora alla fase in cui un ministero annuncia il rilancio di un iter autorizzativo. La materia dell’energia è diventata troppo veloce per le procedure con cui proviamo a governarla.

Il rito TYNDP e la realtà che lo ignora

Il 29 luglio 2026 ENTSO-E ed ENTSOG tengono un webinar pubblico per mostrare la bozza degli scenari del TYNDP 2026. Nelle slide introduttive si spiegherà che forniscono le fondamenta comuni per la pianificazione delle infrastrutture energetiche. Il programma prevede un approfondimento su le tendenze della domanda e della generazione, sulla flessibilità e l’integrazione settoriale, nonché una discussione su assunzioni, limiti e interpretazione dei risultati. Tutto ineccepibile. Ma chi ha già investito in Estonia, Belgio e Danimarca non ha aspettato la validazione di quello scenario per muovere i propri capitali. Ha semplicemente guardato i prezzi dell’elettricità nelle ore di picco, il costo delle celle e la saturazione delle reti esistenti, e ha aperto il cantiere.

Non è un rifiuto della pianificazione in sé. È la constatazione che il TYNDP rischia di diventare l’equivalente dei vecchi piani quinquennali: un documento che descrive il passato prossimo chiamandolo futuro, mentre chi deve davvero prendere decisioni lo considera già superato nel momento in cui viene pubblicato. La capacità installata in questi mesi non è il frutto di una regia pubblica: è la conseguenza di valutazioni di rendimento fatte da Edmond de Rothschild Asset Management, NIB ed EBRD. Banche e fondi che non hanno bisogno di sapere cosa succederà nel 2035, ma solo se il loro impianto sarà redditizio nei prossimi tre anni.

Il punto, per un cittadino o un’impresa, non è se gli scenari ENTSO-E siano ben modellizzati — probabilmente lo sono. Il punto è che il futuro del sistema elettrico si sta scrivendo altrove: nelle sale operative di hedge fund e utility integrate verticalmente, o nelle autorizzazioni semplificate dei Paesi Bassi e del Belgio. E mentre il continente si riempie di batterie pagate con capitale di rischio e debito bancario, chi resta aggrappato alla sola pianificazione pubblica — come l’Italia con i suoi iter infiniti — rischia di trovarsi fra dieci anni con una rete ammodernata ma economicamente marginale, perché i margini migliori li avranno già presi quelli che nel 2026 hanno deciso di accelerare.

Resta una domanda che nessun webinar TYNDP sembra in grado di affrontare: se la transizione la stanno facendo i mercati, chi protegge i consumatori dall’eventualità che quei mercati, un mattino, smettano di essere convenienti?