Secondo il World Energy Investment 2025 dell’IEA, gli investimenti globali in energia hanno superato quota 3.300 miliardi di dollari, con circa 2.200 miliardi destinati a rinnovabili, nucleare, reti, accumulo, efficienza ed elettrificazione, mentre 1.100 miliardi continuano a finanziare fossili come petrolio, gas e carbone.
Il fotovoltaico si conferma come la principale area di investimento nel settore pulito, con oltre 450 miliardi di dollari previsti per il 2025, affiancati da una crescita record nelle batterie di accumulo (circa 66 miliardi all’anno). Al contempo, la proliferazione dell’Intelligenza Artificiale – che nel 2024 ha attirato 84 miliardi di dollari in venture capital, triplicando quello diretto all’energia pulita – alimenta una richiesta energetica crescente e continua a esacerbare la pressione sulle infrastrutture esistenti.
Gli investimenti annuali nelle reti valgono circa 400 miliardi di dollari, in netto contrasto con i circa 1.000 miliardi dedicati alla sola generazione. Rystad Energy stima che, per contenere l’aumento della temperatura globale entro 1,8 °C, siano necessarie 3,1 trilioni di dollari di investimenti nelle reti entro il 2030. In Europa, la Corte dei Conti UE parla di un fabbisogno tra 1.994 e 2.294 miliardi di euro entro il 2050 solo per l’ammodernamento infrastrutturale; sul piano operativo, Eurelectric indica che serviranno fino a 67 miliardi di euro all’anno solo per far fronte alla crescita della domanda.
Entro il 2030, il 70% dell’energia da fonti rinnovabili sarà connesso a livello di distribuzione (e raggiungerà l’80% entro il 2040), imponendo un nuovo paradigma di gestione abilitato dalle smart grid. In Italia, così come in altri Paesi, la rete attuale — media e bassa tensione — spesso non era pensata per gestire flussi bidirezionali o l’intermittenza delle fonti distribuite, rendendo opportuna una modernizzazione che integri sistemi di monitoraggio, automazione, stoccaggio e gestione dinamica del carico.
Il PNIEC aggiornato al 2023 prevede di portare la capacità fotovoltaica italiana da circa 25 GW (fine 2023) a 79 GW entro il 2030, ma resta un serio ritardo sull’adeguamento delle reti per connettere questa capacità. Il piano di sviluppo di Terna, per il decennio 2025‑34, stanzia oltre 23 miliardi di euro, con interventi che porteranno +7 GW di scambio interzonale entro il 2030, destinati a crescere fino a 39 GW entro il 2040.
Cosa si può fare
1. Coordinamento tra generazione e rete: è fondamentale promuovere una pianificazione integrata che contempli sin da ora la rete come parte del progetto, non solo come passivo destinatario di connessioni.
2. Smart grid e accumulo: favorire l’adozione di microgrid locali, sistemi di accumulo intelligentemente gestiti e soluzioni che permettono il demand management sarà essenziale per evitare congestioni e garantire stabilità del dispacciamento.
3. Autorizzazioni e normative: proposte come il Decreto FER 2 e l’attuazione concreta del PNIEC devono mutare in processi semplificati, veloci e con incentivi strutturati anche per le reti di distribuzione: non serve solo energia rinnovabile, serve poterla utilizzare.
4. Ruolo dei fondi europei e meccanismi di mercato: dalla strategia Fit for 55 fino ai fondi strutturali UE (e al Fondo sociale per il clima), emerge l’urgenza di legare gli investimenti nelle reti agli obiettivi di equità energetica e giustizia sociale, evitando di gravare eccessivamente sui consumatori finali.
5. Decarbonizzazione territoriale: il modello delle comunità energetiche sociali locali che associazioni come Italy Carbon Free aps (www.italycarbonfree.it) portano avanti è un esempio concreto di come l’energia distribuita possa diventare vantaggio per il territorio. Affinché questo modello decolli su scala nazionale, serve sinergia tra impianti, accumulo locale, controllo smart e quadro normativo spedito.
Autore: Salvatore De Martino dal sito www.italycarbonfree.it
Lascia un commento