La recente riforma del mercato elettrico ha fornito il quadro normativo di alto livello per abilitare la transizione energetica, in particolare attraverso il riconoscimento del diritto alla condivisione dell’energia e il pieno supporto alle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER). Tuttavia, il successo di questa transizione, e in particolare la diffusione delle CER, dipende non solo da fattori legali o economici, ma da un vincolo di natura puramente fisica: la capacità e la resilienza delle reti elettriche.
Senza un potenziamento massiccio e tempestivo dell’infrastruttura di rete, la rete stessa è destinata a trasformarsi nel principale ostacolo, ovvero il “collo di bottiglia”, che frenerà l’integrazione della produzione da fonti rinnovabili decentralizzate.
Perché la rete attuale non è sufficiente
Esiste un disallineamento temporale critico tra gli obiettivi climatici e i cicli di sviluppo infrastrutturale. Gli impegni per la decarbonizzazione richiedono una crescita esponenziale e immediata delle fonti rinnovabili, specialmente a livello di distribuzione.
Tuttavia, i processi di pianificazione e costruzione di nuove infrastrutture di rete, a partire dalla distribuzione fino alla trasmissione, sono intrinsecamente lunghi e complessi, richiedendo in media un decennio per la realizzazione completa.
Le reti elettriche esistenti sono state storicamente progettate secondo un modello di funzionamento centralizzato e unidirezionale: l’energia fluisce dalle grandi centrali di produzione ai consumatori finali.
Questo paradigma è inadeguato a gestire la complessità e la dinamicità del nuovo ecosistema energetico, caratterizzato dalla presenza di milioni di “prosumer” (produttori-consumatori), dalla necessità di gestire flussi di energia bidirezionali e dall’aumento esponenziale della domanda dovuto all’elettrificazione del settore dei trasporti (veicoli elettrici) e del riscaldamento (pompe di calore).
Quantificare il fabbisogno: una sfida da miliardi di euro
Per comprendere la portata della sfida, è necessario quantificare gli investimenti richiesti. Le stime di Eurelectric indicano che il fabbisogno annuo totale di investimenti nelle reti elettriche, in particolare per le reti di distribuzione (DSO), si attesta attorno ai 67 miliardi di euro all’anno fino al 2050 per soddisfare gli obiettivi di transizione.
Tuttavia, gli investimenti attuali oscillano tra i 33 e i 40 miliardi di euro annui. Questa discrepanza genera un “gap di investimenti” annuale stimato tra i 27 e i 34 miliardi di euro che, se non colmato, renderà irraggiungibili gli obiettivi di penetrazione delle rinnovabili. A rendere la situazione più critica è lo stato di vetustà dell’infrastruttura: si stima che oltre un terzo delle reti elettriche europee abbia più di 40 anni e necessiti di interventi urgenti di ammodernamento o sostituzione.
La nuova filosofia: dagli investimenti reattivi a quelli “anticipati”
Per superare il problema del disallineamento temporale e del ritardo infrastrutturale, la Commissione Europea ha promosso un cambio di filosofia nell’approccio agli investimenti nelle reti elettriche. Tradizionalmente, gli investimenti erano “reattivi”, ovvero venivano attivati solo in risposta a una specifica richiesta di connessione o in seguito al manifestarsi di una congestione.
Il nuovo approccio spinge verso gli “investimenti anticipati” (anticipatory investments o «investimenti a fronte della previsione di necessità future»). Questo modello prevede la costruzione e l’espansione della capacità di rete basandosi su scenari futuri plausibili di sviluppo delle rinnovabili e della domanda, prima che si verifichi la congestione. L’obiettivo è duplice: prevenire i ritardi infrastrutturali che oggi bloccano o rallentano l’autorizzazione e la connessione dei nuovi progetti di generazione rinnovabile e assicurare che la rete sia pronta ad accogliere il volume di energia condivisa dalle CER.
Oltre i cavi: la necessità di digitalizzazione e flessibilità
Il potenziamento fisico della rete non è l’unica soluzione per la sua modernizzazione. La gestione efficiente di un sistema energetico sempre più decentralizzato e variabile richiede, infatti, una massiccia iniezione di tecnologia. Questo si traduce nella necessità di investire in digitalizzazione, con la trasformazione delle reti in vere e proprie Smart Grid.
Inoltre, gli investimenti nella flessibilità del sistema sono cruciali e agiscono come “alternative non-infrastrutturali” (non-wire alternatives). La flessibilità sul lato della domanda (Demand-Side Flexibility), che include la gestione intelligente dei carichi dei consumatori, e lo sviluppo di sistemi di stoccaggio dell’energia (batterie), permettono di ottimizzare l’uso della rete esistente e di mitigare i picchi di produzione e consumo.
Questi investimenti reti elettriche, che affiancano il rafforzamento fisico, sono l’abilitatore materiale indispensabile per il successo non solo delle CER, ma dell’intera riforma del mercato elettrico.