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L’Italia, con buona parte dell’Europa, fa i conti con l’ondata di caldo eccezionale che ha anticipato i tradizionali picchi estivi. Per gli analisti di Kepler è la conferma che il settore elettrico è davanti a un cambio di paradigma, riflesso nelle strategie delle utility: il caldo estremo produce ormai tensioni paragonabili a quelle degli shock invernali da grande freddo. Un esempio su tutti: la Francia non ha chiuso solo la Torre Eiffel, ma anche tre centrali nucleari per problemi legati ai corsi di acqua che ne garantiscono il raffreddamento.
In Italia la cronaca registra gli effetti dello stress termico, con uno sciame di blackout concentrato in pochi giorni. A Napoli un sovraccarico sulla rete elettrica ha impegnato i tecnici di e-distribuzione (Enel) per oltre 48 ore di interventi fino al ripristino del servizio, una maratona che ha spinto il Comune a ringraziarli pubblicamente.
I numeri di Terna aiutano però a leggere il fenomeno giorni roventi nella giusta prospettiva. La società guidata dal ceo Pasqualino Monti segnala che il picco di fabbisogno nazionale è salito dai 45,18 Gw del 15 giugno agli oltre 55 Gw del 23 giugno. Un incremento di quasi 10 Gw nell’arco di poco più di una settimana, trainato soprattutto dai sistemi di climatizzazione. Valori elevati, ancora inferiori ai massimi registrati nelle ultime estati (vedere tabella) e dal torrido record del 22 luglio 2015, con 60,5 Gw, ma inusuali per giugno.
La buona notizia è che il Summer Outlook 2026 di Entso-E (il network europeo dei gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica) conferma per l’Italia un quadro di adeguatezza, grazie alla capacità di generazione disponibile, alle interconnessioni e al contributo delle importazioni. La disponibilità complessiva di energia è però un tema diverso dalla resilienza delle reti di distribuzione, chiamate a operare con temperature elevate, domanda concentrata e sollecitazioni estreme. Lo riassume bene l’analisi di e-distribuzione che descrive il cambiamento climatico come un fattore ormai strutturale, destinato a modificare in modo permanente i modelli operativi.
Temperature elevate per periodi prolungati, assenza di precipitazioni e crescita dei consumi sottopongono soprattutto i cavi interrati a uno stress termico crescente, aumentando la probabilità di guasti ravvicinati. Non si tratta, sottolinea la società, di problemi dovuti all’obsolescenza della rete, ma dell’effetto di condizioni climatiche sempre più estreme.
Su queste basi è stato sviluppato il Piano Estate 2026, articolato secondo il modello delle quattro R (Risk Prevention, Readiness, Response e Recovery) che comprende attività preventive sulle tratte più esposte, diagnostica dei cavi, rafforzamento del telecontrollo e maggiore disponibilità di personale, gruppi elettrogeni, Power Station e laboratori mobili. Nei casi più complessi sono previste task force di mutuo soccorso tra territori. Il tutto si inserisce in un piano di investimenti da 2,8 miliardi di euro nel periodo 2025-2028 destinato a rafforzare la resilienza della rete attraverso nuove linee, automazione e maggiori possibilità di rialimentazione alternativa.
A Milano il 24 giugno la rete di distribuzione ha registrato il massimo carico dell’anno, oltre 1,5 Gigawatt, secondo i dati di Unareti (A2A), che dal 2021 ha investito circa 800 milioni di euro per implementare la rete cittadina. Il piano al 2035 prevede risorse per altri 1,8 miliardi.
A Torino il Comune ha chiesto a Ireti di rafforzare ulteriormente il presidio operativo dopo l’ attivazione dello stato di emergenza, per rispondere a un surplus di quasi 500 Mw (+40%). Il piano industriale al 2030 mette in campo oltre mezzo miliardo di euro di investimenti. Areti, la società del gruppo Acea, che gestisce la distribuzione elettrica a Roma, segnala che nei primi giorni dell’ondata di calore la domanda è schizzata a circa 2 Gw, in anticipo di circa una settimana rispetto al 2025. Per affrontare la fase più delicata sono stati mobilitati oltre 500 tecnici, con 85 gruppi elettrogeni pronti a intervenire.
Anche quest’anno è stata attivata una doppia cabina di regia: una per il monitoraggio della rete e il coordinamento delle squadre operative, l’altra per la disponibilità di materiali e forniture. I cavi interrati obbligano al controllo termico del terreno. Gli investimenti nella rete, che supera i 32.600 km e rifornisce circa 2,9 milioni di residenti, sono passati dai 316 milioni di euro del 2024 ai 404 milioni del 2026.
Il dibattito, intanto, torna sulla necessita di aumentare il ricorso alle rinnovabili, ormai assolte dal processo al blackout spagnolo del 2025. Il fotovoltaico sostiene buona parte della produzione giornaliera. L’implementazione dei sistemi di accumulo, come ripetono gli operatori del settore, lo metterebbe in grado di sostenere i consumi anche nei picchi, riducendo il ricorso alle centrali a ciclo combinato e alle importazioni. (riproduzione riservata)