La trasformazione del sistema elettrico è sotto gli occhi di tutti: reti un tempo unidirezionali oggi gestiscono flussi di energia in entrambe le direzioni, grazie a utenti che diventano anche produttori attraverso gli impianti di fotovoltaici o di altra natura, che sono stati realizzati negli anni e sono connessi alla rete.
A questo si aggiungono l’elettrificazione dei consumi, la mobilità elettrica e la crescente domanda dei data center.
Risultato: più variabilità, più complessità e una maggiore esigenza di controllo in tempo reale.
I dati di ARERA sulla generazione distribuita.
Secondo l’ultima Relazione ARERA – Autorità di Regolazione Energia Reti e Ambienti – sulla generazione distribuita (Relazione 320/2025-dati 2023), in Italia sono connessi alla distribuzione oltre 1,6 milioni di impianti, per circa 43 GW di potenza e 74 TWh di produzione lorda (oltre un quarto del totale nazionale).
Il fotovoltaico domina con circa 28 GW.
Per numero, gli impianti sono quasi tutti in bassa tensione; per potenza ed energia, gran parte dei flussi transita in media tensione.
In pratica, la rete di distribuzione è diventata lo snodo centrale del sistema, dove si concentrano sia le immissioni sia i prelievi.
Qual è il peso di pompe di calore, impianti di ricarica dei veicoli e data center?
Alle rinnovabili e al clima si sommano nuovi carichi: pompe di calore, ricarica dei veicoli e data center per l’AI, come già detto.
L’IEA (International Energy Agency) stima che i consumi elettrici legati all’AI possano raddoppiare entro il 2030 fino a circa 945 TWh.
Questi carichi sono spesso continui e concentrati in aree specifiche: senza una pianificazione attiva della capacità di rete e tempi di connessione certi, i colli di bottiglia aumentano.
Cosa comporta questo sul piano operativo?
Quanto sopra descritto produce nei fatti più episodi di inversione dei flussi, nuove esigenze di regolazione della tensione, attenzione ai limiti di portata e alle correnti di cortocircuito.
Quali possono essere le soluzioni?
Le soluzioni passano da reti più intelligenti e flessibili.
Digitalizzazione e automazione significano sensori e telecontrollo capillare, protezioni evolute, localizzazione automatica dei guasti e riaccensioni rapide, manutenzione predittiva basata su dati e AI.
L’integrazione delle rinnovabili richiede tecnologie come gli inverter grid-forming, cioè dei “convertitori di potenza” capaci di creare un riferimento stabile di tensione e frequenza e di contribuire alla stabilità anche in condizioni di rete debole.
La flessibilità include:
- sistemi di accumulo come le batterie che funziona da “serbatoio” di energia per quando la rete è instabile,
- modulazione dei consumi, cioè adattare i consumi elettrici in base a segnali di prezzo o esigenze della rete,
- microreti elettriche, ovvero piccole reti locali che possono funzionare anche autonomamente,
- comunità energetiche,
- possibilità di ricarica bidirezionale (V2G), che trasforma i veicoli in risorse di rete.
Per i gestori, l’obiettivo è orchestrare queste risorse con mercati e regole che le rendano realmente attivabili.
Quali sono le priorità d’intervento?
Gli interventi, in alcuni casi già in atto, sono costituiti in primis dall’attività di mappatura dei rischi climatici e dei punti deboli di linee e cabine; poi dalla pianificazione di opere di rinforzo mirate.
Inoltre, occorre accelerare la digitalizzazione e l’automazione attraverso sensori, monitoraggio in tempo reale, FLISR (sistemi automatici che localizzano il guasto, lo isolano e lo ripristinano), manutenzione predittiva con AI.
E per concludere è necessario:
- integrare al meglio le rinnovabili con tecnologie già descritte (microgrid, comunità energetiche, accumuli, ricariche bidirezionali V2G);
- sostituire asset obsoleti e semplificare i processi di connessione, con dati trasparenti sulla hosting capacity delle reti;
- coordinare pianificazione tra trasmissione (TSO) e distribuzione (DSO) per eliminare i colli di bottiglia tra zone di mercato.
Il messaggio è chiaro: reti più digitali, resilienti e flessibili sono la condizione abilitante della transizione energetica, della sicurezza del servizio e della crescita dei nuovi usi elettrici.
