Secondo un documento congiunto di Centrica e dal produttore di celle a combustibile Ceres Power, i tempi di connessione tipici per i nuovi progetti nei Paesi europei variano dai 3 ai 15 anni
Un recente documento di riferimento, pubblicato congiuntamente dalla società del gas Centrica e dal produttore di celle a combustibile Ceres Power, evidenzia i tempi di connessione alla rete in diversi mercati elettrici europei.
Questi dati sollevano interrogativi sul fatto che l’attuale processo di elettrificazione in Europa stia procedendo al ritmo previsto. Secondo il documento – spiega El Periodico de la Energia – i tempi di connessione tipici, minimi e massimi, per i nuovi progetti variano considerevolmente tra i diversi Paesi, da 3 a 15 anni.
ITALIA, REGNO UNITO E GERMANIA SONO I PAESI CON I TEMPI DI CONNESSIONE PIÙ LUNGHI
L’analisi evidenzia l’Italia, con un tempo di connessione di 3 anni, grazie soprattutto all’infrastruttura di distribuzione di Enel, e il Regno Unito e la Germania, che presentano i tempi più lunghi, da 10 a 15 anni nel Regno Unito e tra i 7 e i 15 anni in Germania. Negli Stati Uniti, leader nella crescita dei data center, i tempi di connessione si attestano ancora tra i quattro e i sette anni.
LE CRITICITÀ DELLA RETE ELETTRICA ITALIANA
Il problema della rete italiana non è tanto una generale insufficienza della rete, quanto il fatto che la capacità di trasmissione e distribuzione non sta crescendo alla stessa velocità con cui cambiano localizzazione e caratteristiche della produzione e della domanda elettrica.
Al 31 dicembre 2025 Terna registrava 328,98 GW di richieste di connessione alla rete per nuovi impianti rinnovabili, di cui 139 GW nel Sud, 74,4 GW in Sicilia e 47,5 GW in Sardegna. Sono richieste, non capacità che verrà necessariamente realizzata, ma mostrano dove si concentra la pressione sulla rete.
Il principale collo di bottiglia Sud/Centro-Nord è probabilmente il problema strutturale più importante. La nuova capacità fotovoltaica ed eolica si concentra soprattutto nel Mezzogiorno, mentre una parte rilevante della domanda elettrica e della capacità industriale rimane nel Centro-Nord.
Questo crea una situazione in cui, nelle ore di forte produzione rinnovabile, la capacità della rete di trasportare l’elettricità verso Nord può diventare il vincolo, anche se a livello nazionale esiste sufficiente produzione.
IL PROBLEMA DELLE RETI DI DISTRIBUZIONE
Una parte crescente della criticità si trova a valle, nelle reti di distribuzione. Il sistema sta passando da grande centrale → rete → consumatore a grandi impianti + milioni di piccoli impianti → rete → consumatori/prosumer.
Fotovoltaico sui tetti, batterie, pompe di calore, colonnine di ricarica e comunità energetiche modificano radicalmente i flussi. La stessa Arera sta chiedendo ai distributori con oltre 100.000 clienti di predisporre piani quinquennali di sviluppo e di monitorare annualmente l’avanzamento degli interventi.
Il problema diventa quindi anche locale: una rete di media o bassa tensione può trovarsi a dover gestire molta più generazione distribuita di quanto fosse stata progettata per accogliere.
LE SCADENZE INFLUENZANO LA SCELTA DELLA TECNOLOGIA DI GENERAZIONE
Il documento di Centrica e Ceres Power include un confronto dei tempi di messa in servizio richiesti per le soluzioni di fornitura di energia elettrica “dietro il contatore” (B2M). I tempi di implementazione variano da 7 a 10 anni per i piccoli reattori modulari (SMR) a meno di 12 mesi per le celle a combustibile, rispetto a uno o due anni per un hyperscaler.
Gli impianti a ciclo combinato si collocano tra questi due estremi, con tempi di consegna fino a 7 anni, in linea con i tempi di attesa segnalati dai produttori per gli ordini di turbine a gas.
Storicamente, gli impianti a valle del contatore costituivano un’infrastruttura di emergenza. I generatori diesel e gli impianti di cogenerazione di riserva erano progettati per far fronte a brevi interruzioni di corrente. Ora, questi impianti stanno diventando una componente essenziale dell’infrastruttura necessaria per l’intelligenza artificiale.
Vi sono già numerosi studi che prevedono una crescita sostenuta della produzione di energia in loco nel prossimo decennio, con una partecipazione crescente di sistemi a gas e a celle a combustibile.
LA DECENTRALIZZAZIONE DELLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
Ciò rappresenta un ulteriore passo verso la decentralizzazione della produzione di energia elettrica, una tendenza già in atto da anni grazie allo sviluppo delle energie rinnovabili. La novità non risiede nella compresenza con impianti eolici o solari esistenti, ma nel fatto che queste nuove unità saranno situate all’interno delle strutture non solo dei grandi produttori di energia su larga scala (hyperscaler), ma anche in settori quali la produzione di componenti avanzati, la produzione di semiconduttori, gli ospedali, le industrie elettrificate e le infrastrutture critiche nazionali.
Un’altra caratteristica di questa nuova domanda di energia elettrica è l’importanza delle scadenze: quando gli impianti non possono essere messi in funzione entro i tempi previsti, i capitali possono spostarsi verso altri mercati, si perdono posti di lavoro e la crescita economica della zona subisce un rallentamento.
TRA PRIORITÀ DI DECARBONIZZAZIONE E CRESCITA ECONOMICA
In Europa sta emergendo un conflitto tra le priorità di decarbonizzazione e la crescita economica che questi nuovi settori industriali porterebbero. Il rafforzamento della rete elettrica a lungo termine e il continuo investimento nelle energie rinnovabili e nel nucleare restano delle priorità assolute.
Tuttavia, nessuna di queste misure da sola risolve le esigenze di qualità e affidabilità della fornitura di energia elettrica, né il problema dei tempi di allacciamento a breve termine. I programmi che richiedono orizzonti temporali di anni o decenni non sono in grado di supportare decisioni di investimento che devono essere finalizzate in pochi mesi.
