di Gianluca Sinibaldi, Direttore Energy & Utilities, Minsait in Italia (Indra Group)
Lunedì 29 giugno, alle 16.30, la rete elettrica nazionale ha toccato 58,21 gigawatt: il picco più alto del 2026, non lontano dal record storico di 60,5 GW del luglio 2015, trainato da milioni di condizionatori accesi nelle stesse ore. Nei giorni intorno a quel picco, a Torino il quartiere Mirafiori Nord è rimasto senza corrente per oltre quindici ore; disagi simili hanno colpito zone di Napoli, l’hinterland milanese, la Brianza, Pescara. La lettura istintiva farebbe pensare che manca l’energia. Ma è una diagnosi sbagliata.
La capacità nazionale di produzione e trasmissione è adeguata: lo confermano sia Terna sia il Summer Outlook di Entso-E, che non colloca l’Italia tra i Paesi con un problema strutturale di approvvigionamento. Ciò che salta non è la generazione, ma la distribuzione: l’ultimo miglio, la rete di media e bassa tensione che porta la corrente dentro le case. È lì che si concentra il collo di bottiglia.
Partiamo da ciò che tutti hanno già capito. Sì, la rete elettrica è anche, in parte, fisicamente vecchia: gran parte delle linee urbane è stata progettata per una domanda del secolo scorso, con flussi unidirezionali dal produttore al consumatore. Rinnovarla è giusto e necessario, e i piani ci sono: E-Distribuzione, ad esempio, ha stanziato 2,8 miliardi tra il 2025 e il 2028 per adeguare la rete alle ondate di calore.
Il problema è il tempo. L’International Energy Agency (IEA) ricorda che costruire nuova infrastruttura di rete richiede dai cinque ai quindici anni tra pianificazione, autorizzazioni e realizzazione; un impianto rinnovabile ne richiede da uno a cinque, una stazione di ricarica meno di due. Il rame si muove sulla scala dei decenni. Il clima e la domanda si muovono sulla scala di poche estati. Aspettare che la sostituzione fisica raggiunga il ritmo del riscaldamento globale non è una strategia realizzabile.
Qui si apre il problema di cui quasi nessuno parla. Il buio non è (solo) quello causato dal blackout, ma quello che lo precede: un vuoto di dati ai margini della rete, che trasforma un guasto locale in ore di disservizi invece che in un disagio contenuto. La rete di distribuzione vola alla cieca: manca una visibilità dettagliata in tempo reale, la localizzazione dei guasti è ancora largamente manuale, la gestione predittiva del carico è l’eccezione e non la regola.
C’è un dettaglio tecnico che ribalta la prospettiva. Il fattore che innesca i guasti locali non è il picco assoluto, ma la velocità con cui il carico sale. Un aumento del 30% distribuito su settimane è gestibile; lo stesso aumento concentrato in poche ore, come accade nei primi giorni di un’ondata di calore improvvisa, satura le linee prima che i sistemi possano redistribuire il carico. È, prima di tutto, un problema di previsione e di reattività, non di quantità di rame installato.
Ed è esattamente il terreno su cui agisce il digitale e la sua connessione con l’infrastruttura fisica. Sensoristica e telemetria diffuse, piattaforme DERMS per orchestrare le risorse distribuite, digital twin per simulare gli scenari di stress prima che si verifichino, modelli di intelligenza artificiale per il forecasting, automazione ed edge computing per elaborare il dato dove nasce: sono le tecnologie che permettono di confinare un guasto invece di lasciarlo propagare a cascata, e di far lavorare gli asset esistenti più vicino ai loro limiti reali senza perdere affidabilità. Spremono più resilienza dallo stesso rame che già abbiamo, nell’attesa della sostituzione fisica.
E qui il ritorno è molto concreto. Oggi, quando un cavo cede, in gran parte della rete un tecnico deve andare fisicamente a cercare il guasto e ripristinare l’alimentazione a mano, un lavoro che richiede ore. Una rete automatizzata, come ad esempio le reti self-healing, fatte di sensori e software che dialogano con gli interruttori, riconosce il guasto, lo isola e devia il flusso in pochi secondi, confinando il blackout a poche strade invece che a un intero quartiere. Quella della digitalizzazione è la stessa direzione che l’IEA, nel suo outlook Electricity 2026, indica come la più rapida da percorrere: usare meglio la rete che già esiste, mentre i cantieri del rame nuovo procedono con i loro tempi lunghi.
Quella stessa capacità di isolare un guasto in pochi secondi, però, dovrà bastare per molto più di qualche condizionatore acceso in troppe case insieme: è qui che la questione riguarda direttamente chi guida le utility. Il valore si sta spostando dagli asset fisici al sistema nervoso digitale che li governa, e i condizionatori di oggi sono soltanto la prova generale. Domani, sulle stesse reti di quartiere, si affacceranno milioni di pompe di calore e di auto elettriche, mentre le richieste di connessione dei data center hanno già raggiunto, secondo Terna, circa 79 gigawatt. Sono carichi che si sommano, si concentrano e vanno orchestrati in tempo reale: una sfida di dati che i sistemi IT e OT legacy, nati per un mondo prevedibile e a senso unico, semplicemente non reggono.
La rete italiana ha bisogno di rame nuovo, è vero. Ma nell’attesa, che durerà anni, a decidere se una città regge l’ondata di calore o finisce al buio sarà soprattutto la capacità di vedere e prevedere un guasto prima che si propaghi. Una capacità che, oggi, si costruisce molto più in fretta con il software che con il rame.