Quando si parla di transizione energetica in Italia il discorso pubblico si polarizza su pochi assi prevedibili: rinnovabili sì o no, nucleare sì o no, gas come ponte sì o no, paesaggio contro pannelli. Sono opposizioni utili a chi le agita, perché producono identità politica immediata. Sono inutili al Paese, perché non parlano della cosa che decide davvero se uno qualunque di quegli scenari è realizzabile: la rete elettrica.

Si possono autorizzare tutti i parchi fotovoltaici che si vogliono, vincere tutte le aste degli accumuli, dichiarare obiettivi 2030 ambiziosi quanto si preferisce. Se la rete non è in grado di trasportare, ricevere e bilanciare quei flussi, niente di tutto questo si traduce in kilowattora che arrivano davvero a chi li deve consumare. La rete è la condizione abilitante, ed è anche la parte meno raccontata, meno fotogenica, meno politicamente sfruttabile dell’intero sistema. È esattamente per questo che merita di essere il primo capitolo di un ragionamento serio.

Questo articolo prova a fare il punto sullo stato delle reti italiane senza linguaggio da addetti ai lavori ma senza neanche semplificare troppo. Tocca tre livelli — alta tensione, distribuzione, regolazione — e in chiusura propone alcune direzioni operative su cui, se il dibattito politico volesse davvero costruire qualcosa di condiviso, ci sarebbe spazio.

L’alta tensione: il piano esiste, i tempi no

La rete in alta tensione è gestita da Terna, società a controllo pubblico tramite Cassa Depositi e Prestiti. Dal punto di vista della pianificazione, l’Italia non è scoperta: il Piano di Sviluppo 2025-2034 prevede investimenti per circa 23 miliardi di euro, con un disegno chiamato Hypergrid che ha l’ambizione di ridisegnare la spina dorsale elettrica del Paese.

L’idea è semplice nel principio e impegnativa nell’esecuzione: cinque nuove dorsali in corrente continua ad alta tensione (HVDC), in larga parte sottomarine, capaci di raddoppiare la capacità di scambio tra le zone di mercato italiane portandola dagli attuali 16 GW a oltre 30 GW. Le opere più rilevanti sono già nominate e in vari stadi di avanzamento: il Tyrrhenian Link che collegherà Sicilia, Sardegna e Campania, l’Adriatic Link tra Abruzzo e Marche, il rinforzo Bolano-Annunziata tra Sicilia e Calabria, la dorsale Milano-Montalto, l’elettrodotto Colunga-Calenzano tra Bologna e Firenze.

Questi nomi tecnici hanno un significato pratico molto concreto: oggi gran parte del potenziale rinnovabile italiano è al Sud — sole, vento, suolo a costi inferiori — mentre la domanda elettrica più strutturale è al Nord. La conseguenza è che spesso impianti già installati al Sud devono essere “tagliati” (in gergo: curtailment) perché la rete non riesce a trasportare l’energia verso il Centro-Nord. Si producono kilowattora rinnovabili, ma li si butta via. Senza Hypergrid e progetti analoghi questa dispersione è destinata ad aumentare man mano che cresce la potenza installata al Mezzogiorno.

Il problema non è il piano in sé, che è ragionevole. Il problema sono i tempi. Tra studi di fattibilità, valutazioni di impatto ambientale, parere delle Sovrintendenze, conferenze di servizi, eventuali ricorsi al TAR e contenziosi con i comitati locali, un grande elettrodotto in Italia impiega tipicamente dai sette ai dieci anni per arrivare in esercizio dal momento in cui viene proposto. In Germania o in Spagna le stesse opere richiedono significativamente meno. Non perché lì la valutazione ambientale non si faccia: si fa, ma con procedure più strutturate, scadenze certe, poteri sostitutivi quando le amministrazioni locali superano i termini.

Detto in modo brutale: la pianificazione c’è, i soldi ci sono (Terna è un investitore solido, accede al mercato dei capitali senza difficoltà, e parte degli investimenti rientra nel quadro PNRR-RepowerEU), la tecnologia c’è. Manca quasi solo il tempo amministrativo. Su un’opera della durata operativa di quarant’anni, ogni anno di ritardo autorizzativo costa al sistema energie e bollette superiori.

La distribuzione in media e bassa tensione: il vero collo di bottiglia

Se l’alta tensione è la spina dorsale, la distribuzione in media e bassa tensione è il sistema capillare. È la rete che porta l’energia dalle cabine primarie fino alla presa di casa, all’azienda agricola, al capannone industriale. È anche, e quasi nessuno lo dice, il punto in cui oggi la transizione energetica si inceppa più spesso.

La distribuzione elettrica italiana è un servizio pubblico in concessione: il diritto-dovere di gestire la rete in una determinata area è affidato dallo Stato a un soggetto, con obblighi di servizio universale. Il 85% circa del Paese è servito da e-distribuzione, società del gruppo Enel. Il restante 15% è gestito da circa 130 distributori locali, in larga parte ex municipalizzate: Areti a Roma, Unareti a Milano e Brescia, Inrete in Emilia, e una miriade di realtà più piccole, alcune con poche migliaia di utenti, soprattutto nell’arco alpino e in alcune zone del Centro-Nord.

Questa rete è stata progettata, in larga parte tra gli anni Sessanta e Ottanta, per una logica di flussi unidirezionali: le centrali producono, la rete trasporta, gli utenti consumano. Una direzione, una funzione. Oggi la realtà è radicalmente diversa: ci sono milioni di prosumer (consumatori che producono anche), pompe di calore che spostano la domanda elettrica in modo nuovo, ricariche di veicoli elettrici, impianti fotovoltaici domestici e aziendali che immettono in rete quando producono e prelevano quando non producono. La rete è chiamata a gestire flussi bidirezionali, variabili, distribuiti, su un’infrastruttura nata per un mondo opposto.

Il risultato concreto, sul territorio, lo conosce chiunque abbia provato a connettere un impianto medio-piccolo negli ultimi anni: tempi di connessione che si allungano molto oltre quanto previsto, richieste di opere accessorie a carico del produttore, dinieghi tecnici motivati con la “saturazione” della cabina di riferimento, aree in cui di fatto è oggi impossibile installare nuova potenza senza interventi di rinforzo che il distributore non ha programmato. Sono fenomeni che nelle statistiche aggregate si vedono poco, ma che sul campo bloccano migliaia di progetti.

Il termine tecnico che riassume tutto questo è hosting capacity: la capacità di una porzione di rete di accogliere nuova generazione distribuita senza compromettere stabilità e qualità del servizio. Una hosting capacity alta significa che in quell’area si può continuare a installare e connettere senza problemi. Una hosting capacity bassa o esaurita significa il contrario. In Italia esistono mappe di hosting capacity pubblicate dai distributori, ma con granularità, aggiornamento e leggibilità molto diseguali, e spesso non sufficienti per fare valutazioni di investimento serie a livello locale.

Il paradosso italiano è che la connessione alla rete è un diritto, ma in pratica è subordinata alla disponibilità tecnica del distributore e a condizioni economiche che possono renderla impraticabile. La trasparenza è il primo passo: senza mappe pubbliche e aggiornate, l’asimmetria informativa tra distributore e richiedente è strutturale.

Perché i distributori non investono abbastanza

Qui arriva la parte tecnica che il dibattito politico tende a saltare, ma che spiega più di qualunque altra cosa perché la rete italiana è in ritardo. I distributori elettrici non guadagnano vendendo energia: quella la comprano i fornitori sui mercati. Guadagnano in base a un meccanismo regolato dall’Autorità per la regolazione di energia, reti e ambiente (ARERA), che si chiama RAB-based regulation.

In sintesi estrema: ARERA stabilisce il valore degli asset di rete riconosciuti (la Regulatory Asset Base) e un tasso di remunerazione del capitale investito (il WACC, costo medio ponderato del capitale). Il distributore recupera questa remunerazione attraverso la componente tariffaria di trasporto e distribuzione che il consumatore paga in bolletta. È un modello nato per garantire investimenti in un mondo elettrico stabile e prevedibile, e per molti anni ha funzionato bene. Rispetto alla transizione attuale, però, ha alcune debolezze strutturali.

La prima è che premia il capitale fisico tradizionale: se sostituisco una cabina di trasformazione con una più potente, l’investimento entra in RAB e viene remunerato. Se invece investo in sensori, software di gestione, algoritmi predittivi, sistemi di controllo dinamico dei flussi — cose che oggi spesso servono di più — il riconoscimento regolatorio è più incerto, le regole sono meno consolidate. C’è un bias verso il “ferro nel terreno” rispetto all’intelligenza di rete.

La seconda è che il WACC riconosciuto da ARERA inseguono i tassi di mercato con un ritardo significativo. Negli anni in cui i tassi di interesse erano ai minimi storici (2016-2021) il WACC è stato tagliato, attorno al 5,9% per la distribuzione elettrica nel periodo regolatorio 2022-2027. Poi i tassi sono saliti rapidamente, ma il WACC si aggiorna con meccanismi periodici e non istantanei. Risultato: per un paio d’anni il rendimento riconosciuto sugli investimenti di rete è stato inferiore al costo reale del capitale per un’azienda quotata. Quando questo succede, gli investimenti rallentano. Non per cattiva volontà: per logica finanziaria elementare.

La terza, e forse la più grave, è che il modello attuale non premia direttamente l’output che oggi serve al sistema: la capacità di ospitare nuove rinnovabili, la riduzione dei tempi di connessione, la qualità del servizio in condizioni di flussi bidirezionali. Esistono indicatori di qualità tradizionali (durata e numero di interruzioni), ma sono pensati per il mondo passato. Un distributore che si impegna molto a connettere prosumer e CER non guadagna di più di uno che si impegna poco, fermo restando il livello di investimento. Questo squilibrio strutturale si chiama regolazione non output-based, ed è uno dei nodi su cui si discute oggi in tutta Europa.

Il Regno Unito ha sviluppato un modello chiamato RIIO che lega una parte significativa della remunerazione a indicatori di risultato concreti: innovazione, soddisfazione dell’utente, integrazione di rinnovabili, riduzione delle emissioni di sistema. Non è perfetto, ma è un riferimento serio. Diversi paesi europei stanno muovendosi in quella direzione, e ARERA stessa, nei documenti più recenti, ha indicato di voler riformare il modello italiano in senso più orientato agli output. La domanda è solo quanto coraggiosa sarà la riforma e quanto rapida l’attuazione.

Il nodo 2030: le concessioni di distribuzione in scadenza

C’è poi un dossier di cui in Italia si parla pochissimo, ma che è cruciale per chiunque si occupi seriamente di transizione: le concessioni di distribuzione elettrica scadono nel 2030. Sono state assegnate nel 2001 per una durata di trent’anni, e mancano ormai meno di cinque anni alla scadenza.

Cosa succederà dopo? Non c’è ancora un quadro normativo chiaro. Gli scenari possibili sono diversi e ognuno ha implicazioni serie:

• Rinnovo automatico ai gestori attuali: la soluzione più semplice, ma rinuncia a qualunque leva di pressione sugli investimenti necessari.
• Gare competitive aperte sul modello tedesco o spagnolo: ambiziose ma tecnicamente complesse, perché la rete è un asset fisico che non si sposta, e politicamente esplosive perché toccherebbero la posizione del principale operatore.
• Rinnovo con condizionalità: la strada probabilmente più realistica. Si rinnovano le concessioni ai gestori esistenti, ma legandole a piani di investimento vincolanti su hosting capacity, digitalizzazione, tempi di connessione, qualità del servizio nei nuovi flussi, con penali serie in caso di inadempimento.
• Aggregazione dei piccoli distributori: i circa 130 operatori locali, alcuni minuscoli, faticano oggi a sostenere gli investimenti necessari per la transizione. Una razionalizzazione, anche solo attraverso obblighi di interoperabilità e standard comuni, sarebbe ragionevole.

Il problema, intanto, è che l’incertezza sul futuro delle concessioni paralizza gli investimenti oggi. Un gestore razionale non investe pesantemente in asset di lunga durata se non sa se sarà ancora concessionario tra cinque anni. È un cane che si morde la coda: si chiede di investire di più, ma non si dà la sicurezza di chi gestirà la rete dopo il 2030. Definire il quadro post-2030 nei prossimi diciotto-ventiquattro mesi è quindi una priorità non rinviabile, indipendentemente dallo scenario che si sceglie.

Le autorizzazioni: il moltiplicatore silenzioso dei tempi

L’ultimo livello è quello autorizzativo. Vale per gli elettrodotti di alta tensione, vale per gli impianti rinnovabili, vale anche per gli interventi di rinforzo della rete di distribuzione quando superano certe soglie. L’Italia ha sviluppato negli anni una stratificazione di pareri, valutazioni, conferenze di servizi e regimi differenziati per Regione che, sommati, producono tempi non comparabili con quelli degli altri grandi paesi europei.

Non è un problema di rigore ambientale: nessuno propone seriamente di abolire la valutazione di impatto, le tutele paesaggistiche o le sovrintendenze. Il problema è di architettura procedurale: termini certi, poteri sostitutivi quando i termini sono superati, una procedura coordinata in cui i diversi pareri arrivino in parallelo e non in serie, regole chiare e non discrezionali sulle aree dove si può fare e quelle dove non si può.

Il Decreto Aree Idonee del 2024, che avrebbe dovuto chiarire il quadro per le rinnovabili, ha incontrato critiche significative anche da parte di soggetti istituzionali e think tank — non per aver introdotto tutele paesaggistiche, ma per aver lasciato troppa discrezionalità alle Regioni e introdotto alcuni criteri (come il limite generico di 7 km dai beni culturali) che rischiano di rendere di fatto inidonee aree molto vaste. Una riforma che davvero semplificasse senza svuotare le tutele è un cantiere ancora aperto.

Cosa si può fare adesso

Mettendo insieme i quattro livelli — alta tensione, distribuzione, regolazione, autorizzazioni — emergono alcune direzioni di lavoro che hanno una caratteristica utile: sono tecnicamente neutre rispetto alla polarizzazione politica. Non si tratta di scegliere tra rinnovabili e nucleare, tra green e sviluppo, tra clima e industria. Si tratta di mettere il sistema in condizione di funzionare, qualunque sia il mix energetico verso cui si vorrà andare.

Le proposte ragionevoli, su cui in linea di principio si potrebbe costruire una maggioranza trasversale, sono almeno sei:

1. Riforma della regolazione ARERA in senso output-based. Una quota crescente della remunerazione legata a indicatori misurabili: nuove connessioni rinnovabili effettivamente abilitate, tempi medi di connessione, qualità del servizio nei flussi bidirezionali, riduzione delle congestioni locali. È una riforma di metodo, non di principio, e non costa nulla allo Stato.
2. Quadro chiaro sulle concessioni di distribuzione post-2030 entro il 2026-2027. Qualunque sia la scelta — rinnovo con condizionalità, gare competitive, aggregazione — l’incertezza odierna costa molto più di qualunque decisione assunta in tempo utile.
3. Obbligo di mappe di hosting capacity pubbliche, granulari e aggiornate, con standard nazionali comuni. Un cittadino, un’impresa, una comunità energetica devono poter sapere prima di muoversi se l’area in cui si trovano è satura o no. La trasparenza, oltre a essere giusta, è il presupposto di qualunque pianificazione decentrata.
4. Piano nazionale per la distribuzione, sul modello del Piano di Sviluppo di Terna ma esteso alla rete MT/BT, con obiettivi misurabili regione per regione e fondi PNRR/RepowerEU coordinati con i piani industriali dei distributori.
5. Fast-track autorizzativo per le opere di rete dichiarate strategiche, con termini certi per i pareri e poteri sostitutivi statali in caso di inerzia delle amministrazioni locali. Senza toccare le tutele sostanziali, ma rendendo la procedura predicibile.
6. Aggregazione razionale dei piccoli distributori o, in alternativa, obblighi di interoperabilità, standard tecnici comuni, condivisione delle infrastrutture digitali. Non è una questione di proprietà, è una questione di funzionamento.

Nessuno di questi punti è ideologico. Nessuno di questi punti, esaminato singolarmente, troverebbe un’opposizione razionale dichiarabile in pubblico. Eppure nessuno di questi punti è oggi al centro del dibattito politico, perché le reti non offrono materiale narrativo: nessun ministro taglia il nastro a un algoritmo di gestione di flussi bidirezionali, nessuna campagna elettorale si vince promettendo una mappa di hosting capacity aggiornata. La rete è invisibile finché funziona. Diventa visibile, drammaticamente, quando smette di funzionare.

Il prossimo articolo di questa serie si occupa di ciò che sta a monte: la generazione rinnovabile e gli accumuli. Ovvero del lato della transizione che produce più immagini, più polemiche e — paradossalmente — meno problemi tecnici irrisolti. Una volta capito che il vero collo di bottiglia è la rete, anche la discussione sulla generazione cambia tono.