Rete elettrica italiana, gli allacciamenti a rilento che frenano i progetti

Una parte rilevante della capacità autorizzata o in fase di sviluppo, tuttavia, resta bloccata in attesa di connessione. Il paradosso della transizione energetica è tutto qui: da un lato la corsa agli investimenti, dall’altro una rete elettrica che fatica a tenere il passo, sia a livello nazionale sia locale.

Secondo i dati di Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale, le richieste di connessione per impianti da fonti rinnovabili ammontano a centinaia di gigawatt, un valore di gran lunga superiore agli obiettivi delle installazioni al 2030. Molti di questi progetti non vedranno mai la luce, ma il dato restituisce la misura della pressione sulla rete. Nel frattempo, i tempi per ottenere un preventivo di connessione e completare l’iter autorizzativo possono superare l’anno per gli impianti di taglia medio-grande, con differenze significative tra Nord e Sud.

Il collo di bottiglia

Il primo ostacolo resta burocratico. Per un impianto fotovoltaico sopra determinate soglie servono valutazioni ambientali, pareri paesaggistici, autorizzazioni regionali e comunali. Anche quando il quadro normativo prevede corsie semplificate, nella pratica i tempi si allungano per carenze di personale negli enti locali e per la sovrapposizione di competenze.

Il risultato è che la “prenotazione” della capacità di rete rischia di decadere prima della conclusione dell’iter. Questo genera incertezza finanziaria e rende più difficile strutturare project financing, soprattutto per impianti chiamati “utility scale”, di grandi dimnensioni.

La congestione delle reti

Sul piano tecnico, il problema è la saturazione di alcune porzioni della rete, in particolare nelle regioni meridionali dove l’irraggiamento è più elevato e si concentra la maggior parte dei nuovi progetti solari.

Qui spesso non basta collegare l’impianto alla linea esistente: occorre potenziare cabine primarie, realizzare nuove dorsali in alta tensione o costruire elettrodotti.

Per rispondere a questa pressione, Terna ha varato il Piano di Sviluppo 2025-2034 che prevede oltre 23 miliardi di euro di investimenti, con l’obiettivo di aumentare significativamente la capacità di trasporto e ridurre le congestioni tra zone di mercato. Parallelamente, nel piano industriale 2024-2028 sono previsti 17,7 miliardi per rafforzare infrastrutture strategiche e interconnessioni.

Ma la sfida non riguarda solo l’alta tensione. A livello locale, i distributori come E-Distribuzione (gruppo Enel), Areti (gruppo Acea) e Inrete Distribuzione Energia (gruppo Hera) stanno incrementando gli investimenti su cabine secondarie, digitalizzazione e automazione delle reti di media e bassa tensione. I piani industriali delle principali utility prevedono complessivamente miliardi di euro nei prossimi anni per rendere le reti più “smart” e capaci di integrare generazione distribuita.

Nonostante ciò, nelle aree con alta penetrazione di rinnovabili si registrano ancora ritardi nei preventivi di connessione e richieste di opere di adeguamento che spostano in avanti l’entrata in esercizio degli impianti.

Il ruolo chiave delle batterie

Accanto al potenziamento fisico delle infrastrutture, un capitolo sempre più centrale è quello dei sistemi di accumulo. Le batterie, sia abbinate agli impianti fotovoltaici sia stand-alone, possono ridurre i picchi di immissione nelle ore centrali della giornata e restituire energia nelle fasce serali, quando la domanda cresce.

Questo ha un duplice effetto: alleggerire le congestioni locali e rendere più stabile la gestione della rete nazionale. Non a caso Terna prevede nei prossimi anni un forte sviluppo dei sistemi di accumulo utility scale, considerati essenziali per accompagnare l’aumento della produzione non programmabile.

Anche le utility stanno investendo in storage elettrochimico e in soluzioni di “demand response”, mentre il mercato registra una riduzione dei costi delle batterie rispetto ai picchi del 2022-2023. L’integrazione tra fotovoltaico e accumulo consente inoltre agli operatori di partecipare ai mercati dei servizi di dispacciamento, migliorando la bancabilità dei progetti.

Una questione di sistema

Il nodo dell’accesso alla rete non è solo tecnico, ma sistemico. Senza un’accelerazione coordinata su autorizzazioni, infrastrutture e accumuli, il rischio è che l’Italia non riesca a centrare gli obiettivi di nuova capacità rinnovabile al 2030.

La transizione energetica richiede una visione integrata: più impianti fotovoltaici, ma anche più rete, più digitalizzazione e più batterie. Solo così l’energia solare potrà passare da potenziale teorico a reale pilastro del mix elettrico nazionale, evitando che la coda davanti alle cabine elettriche diventi il vero freno della decarbonizzazione. —