L'Agenzia internazionale per l'energia (IEA) ha pubblicato il 21 settembre 2026 un nuovo rapporto, Modernising Grids in the Age of Electricity, che prova a mettere un numero preciso su qualcosa che gestori di rete e osservatori del settore ripetono da anni: buona parte della capacità di cui il sistema elettrico ha bisogno esiste già, imprigionata dentro infrastrutture usate ben al di sotto del loro potenziale reale. Secondo l'analisi, un insieme di tecnologie digitali già mature, sensori che misurano in tempo reale la capacità effettiva delle linee, algoritmi che reindirizzano i flussi di potenza sui percorsi meno congestionati, sistemi di controllo avanzato e modelli di intelligenza artificiale per previsioni e manutenzione, potrebbe permettere di collegare alla rete fino a 330 GW di nuova generazione, accumulo e domanda senza dover rinforzare fisicamente una sola linea: un valore paragonabile alla potenza installata complessiva di Francia e Corea del Sud messe insieme. Ottenere la stessa capacità solo con opere fisiche di potenziamento costerebbe, secondo le stime dell'agenzia, circa 100 miliardi di dollari.
TRL 9 — Tecnologia matura/commerciale: le singole tecnologie del "toolkit digitale" (dynamic line rating, ottimizzazione della topologia, controllo avanzato dei flussi di potenza, intelligenza artificiale previsionale e di manutenzione) sono già operative su reti reali in diversi paesi; il valore del rapporto IEA sta nella quantificazione aggregata, su scala globale, di un potenziale ancora in larga parte inespresso.
Impatto potenziale: molto alto
Perché la rete non tiene più il passo
Il punto di partenza del rapporto IEA è un dato di tendenza: nell'ultimo decennio la domanda mondiale di elettricità è cresciuta a un ritmo circa doppio rispetto alla domanda energetica complessiva, spinta dall'elettrificazione dei consumi finali, dalla climatizzazione, dall'espansione industriale e, sempre di più, dai data center. Per stare al passo, secondo l'agenzia la capacità delle reti di trasmissione e distribuzione dovrà crescere di almeno il 30% entro il 2035, un obiettivo che equivale ad aggiungere o sostituire circa 25 milioni di chilometri di linee elettriche nel mondo. Il problema è che la costruzione fisica di nuove infrastrutture non sta tenendo il passo con questa crescita: nel 2025, stima l'IEA, almeno 1.700 GW di progetti rinnovabili e 600 GW di sistemi di accumulo su scala utility erano in attesa di connessione alla rete, bloccati nelle code di allacciamento dei gestori. Il costo di questa congestione, quantificato per il solo 2024, è stato di circa 12 miliardi di dollari negli Stati Uniti e 4,3 miliardi di euro nell'Unione europea.
Il "toolkit digitale": tre livelli che si combinano
Di fronte a tempi di realizzazione delle nuove linee che restano nell'ordine di diversi anni, l'IEA propone di guardare a un pacchetto di strumenti che l'agenzia chiama "digital grid toolkit", composto da tre livelli complementari. Il primo livello è la digitalizzazione vera e propria: sensori, sistemi di acquisizione dati (SCADA) e misurazione avanzata che danno ai gestori una visibilità molto più granulare di ciò che accade sulla rete, in particolare sulle reti di distribuzione dove oggi si concentrano pannelli solari, veicoli elettrici e pompe di calore. Il secondo livello sono le cosiddette Grid-Enhancing Technologies (GET): soluzioni hardware, software o ibride che aumentano capacità, flessibilità e stabilità della rete esistente. Tra queste, il dynamic line rating (e il suo equivalente per i trasformatori, il dynamic transformer rating) fissa i limiti termici delle linee sulla base delle condizioni operative e ambientali reali, temperatura, vento, irraggiamento, anziché su ipotesi conservative fisse, liberando capacità nelle ore in cui le condizioni reali lo consentono. La topology optimization reindirizza i flussi di potenza dai percorsi congestionati verso quelli sottoutilizzati, semplicemente riconfigurando la rete esistente. Il controllo avanzato dei flussi di potenza, tramite dispositivi come i trasformatori phase-shifting, permette di governare con precisione i livelli di trasferimento tra aree della rete. Il terzo livello è l'intelligenza artificiale, impiegata sia per la manutenzione predittiva, stimando il rischio di guasto dei singoli componenti per programmare interventi mirati anziché a calendario fisso, sia per migliorare le previsioni di carico e di produzione rinnovabile, elaborando grandi flussi di dati eterogenei con il supporto di GPU e cloud computing. A completare il quadro ci sono i digital twin, rappresentazioni virtuali della rete usate per simulare scenari di pianificazione e operativi prima di intervenire sul sistema reale.
I risultati già misurati, paese per paese
Ciò che distingue questo rapporto da una semplice rassegna di tecnologie promettenti è la quantità di risultati operativi già misurati che l'IEA raccoglie da reti reali. Il dynamic line rating ha generato risparmi da congestione per 64 milioni di dollari l'anno negli Stati Uniti per ogni milione investito, mentre in Belgio ha liberato capacità di trasferimento aggiuntiva per un valore di 180.000 euro in una singola finestra di quattro ore, corrispondente a circa 44 milioni di euro su base annua. Nel Regno Unito, il controllo avanzato dei flussi di potenza ha sbloccato oltre 2 GW di capacità di trasferimento aggiuntiva sulla direttrice nord-sud della rete di trasmissione; un caso concreto di una tecnologia dello stesso tipo, il dynamic line rating applicato da National Grid su 585 km di linee, con sensori che misurano in tempo reale la capacità effettiva dei conduttori, lo abbiamo già approfondito in un articolo precedente. Sempre negli Stati Uniti, l'ottimizzazione della topologia di rete ha prodotto risparmi da congestione per 113 milioni di dollari nel solo 2025. Sul fronte dei digital twin, un operatore britannico ha ridotto del 70% il tempo necessario per analizzare e decidere gli interventi di rinforzo della rete. L'intelligenza artificiale applicata alla previsione della produzione eolica ha ridotto l'errore di previsione dal 16,8% al 10,1% in un caso statunitense, con un risparmio stimato di 49 milioni di dollari in cinque anni; applicata alla gestione della vegetazione lungo le linee, ha ridotto del 30% il numero di clienti coinvolti da interruzioni e del 55% i minuti complessivi di disservizio. Nel Regno Unito, infine, l'impiego di sistemi di accumulo a batteria con funzione grid-forming per la stabilità di rete ha generato risparmi stimati in 170 milioni di sterline in quindici anni, oltre a un risparmio di 2,6 milioni di tonnellate di CO2.
Le cinque leve indicate dall'IEA
Il rapporto non si limita a fotografare i risultati già ottenuti, ma indica cinque direzioni di intervento per generalizzarli su scala più ampia. La prima riguarda i quadri normativi: l'IEA chiede regole che permettano ai gestori di scegliere liberamente tra soluzioni digitali, operative e infrastrutture fisiche, con incentivi legati a risultati misurabili e non solo al valore degli investimenti in capitale fisso, un meccanismo che oggi, in molti mercati regolati, tende a premiare la costruzione di nuove linee rispetto a soluzioni più economiche ma immateriali. La seconda leva riguarda dati e visibilità, da rafforzare soprattutto sulle reti di distribuzione. La terza riguarda le competenze: l'agenzia segnala che il personale con più di 55 anni impiegato nel settore delle reti è cresciuto del 50% tra il 2015 e il 2024, un segnale di invecchiamento della forza lavoro che rende urgente costruire competenze ibride, capaci di padroneggiare insieme sistemi energetici e strumenti digitali. La quarta riguarda sicurezza e certificazione, con la necessità di approcci comuni per validare il funzionamento dell'intelligenza artificiale nelle operazioni critiche di rete, mantenendo un controllo umano verificabile. La quinta è la cooperazione internazionale, per condividere esperienze, infrastrutture di test e metodologie di certificazione tra paesi. Lo stesso rapporto segnala però che l'adozione su larga scala resta frenata: il 64% degli operatori intervistati cita carenze di competenze come ostacolo principale, il 60% problemi di disponibilità dei dati, un altro 60% questioni di fiducia nei nuovi strumenti e il 56% vincoli normativi.
Perché interessa il settore
Il valore di questo rapporto non sta in una singola tecnologia nuova, ma nella dimostrazione, con numeri alla mano, che strumenti già maturi e in buona parte già in commercio possono spostare in tempi brevi una parte rilevante del problema più urgente delle reti elettriche di oggi: le code di connessione per rinnovabili, accumuli e nuovi carichi come i data center. È un caso da manuale di quella che IRENA chiama "innovazione sistemica": non basta la tecnologia in sé, serve che regolamentazione, competenze del personale e fiducia degli operatori si muovano insieme. Per l'Europa, dove la congestione ha già un costo quantificato in miliardi di euro l'anno, la parte più interessante del rapporto è forse proprio quella meno tecnologica: la richiesta di regole che paghino i risultati misurati sulla rete, non solo il cemento e l'acciaio delle nuove infrastrutture.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove i tempi di allacciamento di nuovi impianti rinnovabili e le code di connessione sono un tema ricorrente nel dibattito di settore, i numeri IEA offrono un metro di paragone utile più che una ricetta pronta all'uso: dynamic line rating, ottimizzazione della topologia e digital twin sono tecnologie che Terna e i principali distributori conoscono e stanno già sperimentando nei loro piani di sviluppo, ma la scala e i tempi di adozione dipendono da quanto la regolazione tariffaria italiana premierà davvero i risultati operativi misurabili rispetto agli investimenti in nuove infrastrutture fisiche, che restano più semplici da remunerare nei meccanismi attuali. Il nodo delle competenze segnalato dall'IEA, un personale di rete sempre più anziano, riguarda anche il nostro paese, e non si risolve con un software ma con anni di formazione e assunzioni mirate. Resta poi il tema della fiducia operativa nell'intelligenza artificiale su infrastrutture critiche, che in Italia si scontra con una cultura regolatoria storicamente prudente: un approccio comprensibile trattandosi di sicurezza della rete, ma che rischia di rallentare l'adozione di strumenti la cui efficacia il rapporto IEA documenta già con dati operativi concreti raccolti altrove.
