La rete che decide la transizione

Dall’elettricità rinnovabile a basso costo in Spagna ai colli di bottiglia europei: la partita delle Energy Highways e dell investimento da oltre EUR 1,2 trilioni

ABSTRACT

Questa analisi esamina il passaggio della transizione energetica europea da questione di produzione a questione di rete. La Spagna mostra come un ampia disponibilita di eolico e solare possa contribuire a ridurre l esposizione ai prezzi dei combustibili fossili; allo stesso tempo, prezzi prossimi allo zero, curtailment e interconnessioni insufficienti mostrano che energia abbondante non equivale automaticamente a energia disponibile dove e quando serve. Il dossier ricostruisce il significato delle otto Energy Highways promosse dalla Commissione europea, il fabbisogno di investimento superiore a EUR 1,2 trilioni fino al 2040 e il problema politico della ripartizione dei costi. L analisi combina documenti della Commissione, ACER, IEA e fonti stampa, distinguendo fatti verificati, dati fortemente supportati, segnali operativi e inferenze strategiche.

NOTA METODOLOGICA

Il dossier adotta un approccio evidence-led. Le informazioni strutturali vengono ricavate prioritariamente da documenti della Commissione europea, dell Agenzia dell Unione europea per la cooperazione fra i regolatori dell energia (ACER) e dell International Energy Agency (IEA). La mappa condivisa come materiale di partenza e stata usata come riferimento da verificare: l elenco e la logica degli otto corridoi sono coerenti con il materiale istituzionale ACER del dicembre 2025. Le valutazioni che riguardano cost allocation, priorita industriali e conseguenze geopolitiche sono presentate come inferenze analitiche, non come fatti conclusivi.

La ricostruzione e aggiornata al 7 luglio 2026, ore 16:33 CEST. Le cifre sugli investimenti sono riportate in forma arrotondata come nelle fonti originarie; dove i totali non coincidono perfettamente, la differenza e segnalata per evitare false precisioni.

INTRODUZIONE

Per decenni la sicurezza energetica europea e stata letta soprattutto attraverso le molecole: gasdotti, terminali GNL, contratti di fornitura, rotte marittime e dipendenza da produttori esterni. La crisi seguita all invasione russa dell Ucraina ha accelerato il tentativo di ridurre tale esposizione mediante risparmio, diversificazione e fonti rinnovabili. Il risultato non e una semplice sostituzione di combustibili: la struttura del potere energetico si sta spostando verso la capacita di produrre, controllare, trasportare e bilanciare elettroni in uno spazio continentale che resta fisicamente frammentato.

Il caso iberico concentra questa trasformazione. La Spagna dispone di condizioni favorevoli per eolico e solare e, secondo l IEA, nel 2024 ha registrato anche prezzi spot prossimi allo zero o negativi in alcune fasi. Questo puo alleggerire la bolletta marginale e l esposizione alle oscillazioni del gas. Ma gli stessi segnali possono riflettere una congestione: quando la generazione supera domanda, accumulo e capacita di esportazione, una parte dell energia pulita viene ridotta o non valorizzata. Il punto non e attribuire alla generazione rinnovabile un problema che appartiene al sistema nel suo insieme; e riconoscere che il valore geopolitico della generazione domestica dipende dall infrastruttura che la rende scambiabile e affidabile.

La Commissione europea ha quindi spostato la rete al centro della propria agenda: nel 2023 con il Grid Action Plan, nel dicembre 2025 con il European Grids Package e con l identificazione di otto Energy Highways. Le linee di trasmissione, i cavi sottomarini, i rinforzi di distribuzione, i trasformatori, i sistemi digitali e gli accumuli non sono piu un retroterra tecnico. Sono il punto in cui convergono competitivita industriale, prezzi, decarbonizzazione, resilienza civile, sicurezza digitale e autonomia strategica.

CORPUS

La lezione iberica: il prezzo basso e un vantaggio solo se l energia puo circolare

La penisola iberica e un laboratorio strategico. Da un lato, l espansione di eolico e solare ha contribuito a ridurre il legame tra prezzo elettrico e shock dei combustibili importati. Dall altro, l isolamento relativo rispetto al nucleo continentale limita la possibilita di esportare i surplus e di importare supporto nei momenti di stress. ACER rileva che, al momento della selezione dei corridoi prioritari, la capacita transfrontaliera fra Spagna e Francia era limitata a 2,5 GW. L obiettivo indicativo delle due nuove attraversate pirenaiche, insieme a rinforzi interni e al progetto del Golfo di Biscaglia, e portare la capacita totale a 8 GW entro il 2040.

Questa geometria spiega perche una discussione sui prezzi non puo essere separata dalla geografia. Un sistema con risorse rinnovabili abbondanti ma canali di uscita stretti puo produrre prezzi bassi localmente e, nello stesso tempo, rinunciare a ricavi, ridurre produzioni pulite e restare vulnerabile a squilibri di frequenza e di bilanciamento. In termini geopolitici, l elettricita iberica e una risorsa continentale incompleta finche la frontiera pirenaica resta anche una frontiera elettrica.

Figura 1. Il collo di bottiglia iberico. Il visual sintetizza la capacita transfrontaliera Spagna-Francia riportata da ACER, l obiettivo indicativo al 2040 e la funzione strategica dei rinforzi. E utile per mostrare che una rendita rinnovabile locale necessita di interconnessioni per diventare sicurezza e competitivita continentale. Fonte/base: ACER, BoR 136 Background Documents (dicembre 2025); Commissione europea. Elaborazione: IARI.

La conclusione operativa non e che ogni chilowattora iberico debba essere esportato. Una parte del vantaggio puo essere catturata localmente attraverso elettrificazione industriale, stoccaggio, produzione di idrogeno dove economicamente giustificata e sviluppo di filiere. Tuttavia, senza un minimo di connettivita, il sistema rischia di oscillare fra eccedenza e scarsita senza poter condividere i benefici con il mercato europeo. La stessa logica si applica a Cipro, agli Stati baltici, al Sud-Est europeo e agli hub offshore del Mare del Nord e del Baltico.

Otto corridoi, una sola logica: ridurre frammentazione, vulnerabilita e differenziali di prezzo

Le Energy Highways non costituiscono un unico progetto lineare. Sono una selezione di colli di bottiglia nei quali la Commissione intende concentrare coordinamento politico, procedure di autorizzazione, supporto tecnico e, dove possibile, strumenti finanziari. L elenco comprende due attraversamenti elettrici dei Pirenei, il Great Sea Interconnector per collegare Cipro al sistema continentale, l Harmony Link tra Polonia e Lituania, il Bornholm Energy Island, interventi per il Sud-Est europeo, il reverse flow del TransBalkan Pipeline e due corridoi per l idrogeno. Il dato centrale non e soltanto la tecnologia: e il tentativo di trattare la rete come un sistema europeo anziche come una somma di reti nazionali.

Figura 2. Le otto Energy Highways. La mappa ricostruisce in forma schematica i corridoi prioritari selezionati a livello UE: elettricita, gas e idrogeno rispondono a vincoli diversi ma convergono sul problema dell integrazione fisica dei mercati. Fonte/base: ACER, BoR 136 Background Documents (dicembre 2025); Commissione europea, European Grids Package. Elaborazione: IARI.

La scelta di combinare vettori diversi non risolve automaticamente il problema della sicurezza. Un gasdotto reversibile, un elettrodotto HVDC e un corridoio dell idrogeno hanno tempi, economie e rischi differenti. Il punto comune e la dipendenza dalla cooperazione transfrontaliera: progettare internamente una linea non basta se il beneficio principale si manifesta oltre confine. Per questo l Europa deve affrontare una questione che la tradizionale regolazione nazionale tende a rinviare: chi sostiene il costo iniziale quando i benefici sono distribuiti in modo asimmetrico fra consumatori, operatori e territori?

Dalla generazione al consumatore: la rete come catena industriale e digitale

Una rete elettrica moderna non coincide con un tratto di linea ad alta tensione. E una catena composta da generazione centralizzata e distribuita, stazioni di trasformazione, reti di trasmissione e distribuzione, sistemi di controllo, dati granulari, accumuli, servizi di rete, interconnessioni e domanda flessibile. La Commissione sottolinea che il sistema dovra integrare milioni di impianti distribuiti e una quota crescente di elettrificazione. L IEA evidenzia che il confronto non e solo fra quanto si investe in impianti e quanto si investe in linee, ma fra tempi industriali incompatibili: reti da pianificare e completare in 5-15 anni contro progetti rinnovabili spesso realizzabili in 1-5 anni.

Figura 3. Architettura della rete elettrica integrata. Il visual mostra le funzioni necessarie per trasformare capacità rinnovabile in servizio affidabile e rende visibile l interdipendenza tra trasmissione, flessibilità, domanda e resilienza. Fonte/base: Commissione europea e IEA. Elaborazione: IARI.

Questa struttura introduce nuove dipendenze. Una maggiore elettrificazione riduce in parte la dipendenza dalle importazioni di combustibili, ma aumenta l importanza di cavi, rame, apparecchiature di potenza, trasformatori, semiconduttori, software di gestione e competenze specialistiche. L IEA segnala che i prezzi dei componenti di rete sono quasi raddoppiati negli ultimi cinque anni e che la Cina rappresenta il 60% delle importazioni UE di trasformatori. Non e una prova di vulnerabilita inevitabile, ma un indicatore che l autonomia energetica non puo essere misurata soltanto dalla quota di produzione rinnovabile nazionale.

Permessi, componenti, competenze: il conflitto fra tempo politico e tempo fisico

La Commissione ha già individuato sette aree di azione: accelerazione dei progetti di interesse comune, pianificazione di lungo periodo, incentivi regolatori per investimenti anticipatori, migliore utilizzo delle reti esistenti, accesso alla finanza, procedure autorizzative e supply chain. La lista mostra che il collo di bottiglia non e unico. Un progetto può essere approvato ma ritardato da un trasformatore; finanziabile ma rallentato da un ricorso locale; tecnicamente pronto ma bloccato da una rete di distribuzione non rinforzata. La governance deve quindi essere sequenziale: il ritardo di un anello consuma il valore degli altri.

Figura 4. Dal piano alla disponibilita fisica. La timeline colloca i principali passaggi europei e mette in evidenza il disallineamento fra i tempi della nuova rete e quelli di rinnovabili, data centre e ricarica elettrica. E utile per leggere la congestione come un problema di sequenza, non soltanto di capitale. Fonte/base: Commissione europea, ACER e IEA. Elaborazione: IARI.

Gli effetti delle code di connessione vanno oltre il ritardo delle rinnovabili. L IEA osserva che, nell UE, i tempi per ottenere una connessione possono variare fra due e dieci anni a seconda del Paese e della categoria di domanda. Nello stesso quadro, ACER ha stimato costi diretti di congestione pari a EUR 4,3 miliardi nel 2024, senza includere gli effetti indiretti dei progetti rinviati o trasferiti. Questi dati non autorizzano a sommare automaticamente costi e attese, ma mostrano che la congestione ha già una dimensione economica misurabile.

Figura 5. Dashboard dei vincoli di sistema. I quattro indicatori condensano tempi di connessione, costi di congestione, concentrazione della supply chain e capacità rinnovabile da integrare. E utile per distinguere un problema tecnico locale da una pressione industriale e regolatoria continentale. Fonte/base: IEA, Commissione europea e ACER. Elaborazione: IARI.

Chi paga la rete: il conflitto distributivo dietro un investimento da oltre EUR 1,2 trilioni

La domanda decisiva non e se la rete debba essere rinforzata, ma con quale struttura finanziaria e quale ripartizione dei rischi. La Commissione indica investimenti superiori a EUR 1,2 trilioni per trasmissione e distribuzione elettrica nel periodo 2024-2040, con EUR 730 miliardi per la distribuzione e EUR 430 miliardi per la trasmissione in valori arrotondati. Al di fuori di questo perimetro, le reti dell idrogeno richiederebbero EUR 240 miliardi. La massa finanziaria rende improbabile che una sola fonte possa sostenere il carico: tariffe di rete, capitale regolato degli operatori, Connecting Europe Facility, fondi pubblici, garanzie, strumenti della BEI e capitale privato dovranno convivere.

Figura 6. Fabbisogno di investimento. Il grafico distingue il perimetro elettrico da quello dell idrogeno e mostra il peso della distribuzione. E utile per capire perche il dibattito sui grandi elettrodotti non esaurisce il problema: la parte piu estesa si trova nelle reti vicine a famiglie, imprese, impianti distribuiti e mobilita elettrica. Fonte/base: Commissione europea, European Grids Package (2025); COM(2026) 501. Elaborazione: IARI.

La distribuzione dei costi crea un paradosso politico. Il beneficio di una linea transfrontaliera puo essere diffuso in termini di resilienza, prezzi o capacità di importazione, mentre il costo si concentra in territori specifici, nelle tariffe di un regolatore nazionale o nelle comunità che ospitano l infrastruttura. Se questo squilibrio non viene corretto, i progetti piu utili a livello europeo possono diventare i piu difficili da realizzare. La soluzione non consiste nel trasferire indiscriminatamente il costo ai consumatori. Consiste nel rendere visibili i benefici, definire cost allocation ex ante, premiare la disponibilità di capacità e combinare investimenti fisici con soluzioni di rete non cablate, accumuli e gestione della domanda.

Sicurezza, resilienza e dipendenze: la nuova geografia delle infrastrutture critiche

La rete del futuro e piu interconnessa e quindi piu capace di assorbire shock, ma anche più esposta a guasti, eventi meteorologici estremi, attacchi informatici, sabotaggi e interruzioni delle filiere. Il dilemma non e scegliere fra reti nazionali isolate e un sistema continentale integrato: l isolamento riduce alcune dipendenze ma aumenta la vulnerabilità ai singoli shock; l integrazione migliora la ridondanza ma richiede standard comuni, visibilità operativa, protezione fisica e cyber e meccanismi di mutuo soccorso. Il caso baltico è emblematico: la sincronizzazione del febbraio 2025 è stata insieme un risultato tecnico e politico, perché ha ridotto un legame di sistema con la Russia e ha reso più rilevante il completamento dell Harmony Link.

Figura 7. Matrice qualitativa delle vulnerabilita. Il visual colloca i rischi che possono rallentare o destabilizzare il build-out: autorizzazioni, componenti, cost allocation, cyber, congestione ed eventi estremi. E utile perché evidenzia l interdipendenza tra rischio amministrativo, industriale e di sicurezza. Fonte/base: inferenza analitica IARI su documenti Commissione europea, ACER e IEA.

In questo senso, l energia non scompare dalla geopolitica delle dipendenze: cambia supporto materiale. Le rotte del gas restano importanti, in particolare per sicurezza e flessibilità di breve periodo; ma acquistano peso le filiere dei trasformatori, dei cavi, dei convertitori, dei software di controllo e delle competenze. Il confine fra politica energetica, politica industriale e sicurezza nazionale diventa più sottile. Una rete europea non può essere progettata come un insieme neutro di asset, perché la scelta di un fornitore, la localizzazione di un hub offshore o la presenza di un cavo sottomarino introducono rischi e rendite nel territorio.

Italia e Mediterraneo: una cerniera potenziale, ma non automatica

Per l Italia, l evoluzione delle reti europee ha almeno tre implicazioni. Primo, la penisola e un ponte naturale tra mercato continentale, spazio balcanico e Mediterraneo; questa posizione può diventare un vantaggio solo con rinforzi interni e interconnessioni che non trasferiscano semplicemente congestione da un lato all altro dell arco alpino o delle coste. Secondo, il SoutH2 Corridor e i progetti elettrici mediterranei possono collegare domanda industriale, produzione rinnovabile e potenziali nodi di importazione, ma il loro valore dipende dalla domanda effettiva, dalla competitività dei costi e dalla compatibilità con l elettrificazione diretta. Terzo, la modernizzazione della distribuzione è decisiva per imprese, comunità energetiche, fotovoltaico diffuso, pompe di calore, ricarica e data centre: non è un tema minore rispetto ai corridoi internazionali.

L inferenza strategica è che l Italia dovrebbe leggere la rete come infrastruttura di posizionamento, non come capitolo tecnico separato. La capacità di ospitare connessioni, accumuli, industrie elettrificate e dorsali di transito può rafforzare il ruolo del Paese nel mercato europeo. Ma la stessa geografia può diventare un vincolo se gli investimenti si concentrano sui grandi annunci senza risolvere capacità distributiva, autorizzazioni, componenti e consenso locale. La competitività non deriva dalla semplice collocazione sulla mappa: deriva dalla disponibilità di capacità utilizzabile.

IPOTESI SPECULATIVA

L ipotesi analitica è che l accelerazione europea sulle Energy Highways non risponda soltanto all esigenza di raggiungere obiettivi climatici. I fatti osservabili indicano un intreccio più ampio: differenziali di prezzo tra mercati, necessità di integrare 2,2-2,4 TW di rinnovabili entro il 2040, dipendenze da componenti importati, domanda elettrica in crescita e vulnerabilità della sicurezza continentale. In questa lettura, la rete diventa un modo per ridurre la frammentazione del mercato interno, distribuire la produzione rinnovabile, sostenere l industria elettrificata e rendere più difficile l uso della dipendenza energetica come leva politica.

La parte non dichiarata del problema riguarda la selezione delle priorità. Non tutti i progetti riceveranno la stessa velocità o lo stesso supporto. I corridoi con alto valore sistemico – Pirenei, Baltico, Cipro, Sud-Est europeo e hub offshore – concentrano anche costi, complessità e rischio politico. L Europa potrebbe quindi usare la definizione di Energy Highway per costruire una gerarchia di infrastrutture critiche continentali, simile per logica alle reti TEN-T ma più direttamente legata a prezzi, sicurezza e industria. Questa è un inferenza: la prova richiederà di osservare ripartizione dei finanziamenti, tempi autorizzativi, governance dei progetti e attuazione reale dei rinforzi interni.

SO WHAT

Gli scenari non sono previsioni deterministiche. Servono a tradurre il quadro infrastrutturale in condizioni operative: cosa deve accadere perché l energia rinnovabile diventi un vantaggio strategico, e cosa accade se le reti restano il collo di bottiglia. Il grafico seguente incrocia coordinamento politico-finanziario e flessibilità di sistema: due variabili che oggi spiegano più della semplice quota rinnovabile la capacità di un Paese di usare l elettricità come risorsa di sicurezza.

Figura 8. Mappa previsionale delle traiettorie. Il grafico in assi cartesiani individua tre zone: collo di bottiglia strutturale, integrazione selettiva e rete come moltiplicatore di sicurezza. E utile perché separa la disponibilità di generazione dalla capacità di trasformarla in servizio affidabile. Fonte/base: scenario qualitativo IARI su Commissione europea, ACER e IEA.

Best Case Scenario – Una rete europea capace di trasformare surplus locali in sicurezza continentale

Ipotesi chiave: la Commissione, gli Stati membri, i regolatori e gli operatori di rete allineano autorizzazioni, cost allocation, supply chain e piano degli accumuli. I corridoi prioritari non sono trattati come otto dossier isolati, ma come punti di una strategia di integrazione: i rinforzi interni vengono completati in parallelo alle interconnessioni, la distribuzione riceve capitale anticipatorio e la flessibilità è remunerata in modo coerente.

Impatti: la penisola iberica può esportare più energia nei momenti di surplus e assorbire supporto nei momenti di stress; gli Stati baltici rafforzano il mercato integrato dopo la sincronizzazione; Cipro riduce l isolamento; il Sud-Est europeo attenua vulnerabilità e volatilità. I differenziali di prezzo non scompaiono, ma diventano più gestibili. L investimento in rete attiva filiere industriali europee, incentiva standard di sicurezza e riduce il costo sistemico della curtailment.

Strategia: concentrare il coordinamento politico sui progetti con maggiore beneficio transfrontaliero, usare il finanziamento UE per rendere bancabili i tratti più difficili e richiedere piani di resilienza digitale e di approvvigionamento componenti. Tappe da seguire: avanzamento dei nuovi attraversamenti pirenaici, delivery dell Harmony Link, decisioni operative sul Great Sea Interconnector, capacità dei DSO di integrare rinnovabili distribuite, disponibilità di trasformatori e accumuli. Consiglio operativo: misurare il successo non in chilometri autorizzati, ma in capacità effettivamente resa disponibile e in congestione evitata.

Stability Case Scenario – Integrazione selettiva, prezzi piu bassi ma geografie ancora asimmetriche

Ipotesi chiave: l Europa migliora procedure e investimenti, ma la realizzazione rimane diseguale. Alcuni corridoi maturano grazie a consenso politico e finanziamento più chiari; altri subiscono ritardi per cost allocation, opposizione locale, problemi di supply chain o limiti di capacità interna. Le reti di distribuzione migliorano, ma non al ritmo della diffusione di fotovoltaico, elettrificazione e nuovi carichi.

Impatti: i vantaggi della produzione rinnovabile restano localizzati in alcuni mercati, mentre la volatilità e la curtailment continuano nelle ore di surplus. La resilienza migliora soprattutto nelle aree con progetti avanzati; altrove persistono code di connessione e differenziali di prezzo. L integrazione baltica e i collegamenti nordici avanzano più rapidamente dei corridoi politicamente controversi nel Mediterraneo o nelle aree con governance frammentata.

Strategia: privilegiare interventi modulari e rapidi, inclusi repowering, digitalizzazione, dynamic line rating, accumuli e gestione della domanda, senza rinunciare alle grandi opere. Tappe da seguire: grado di esecuzione dei PCI e PMI, revisioni tariffarie, tempi medi di connessione e valore delle congestioni. Consiglio operativo: evitare che il rallentamento delle interconnessioni si trasformi in una scusa per rinviare la distribuzione; le due dimensioni devono procedere insieme.

Worst Case Scenario – Generazione in crescita, rete in ritardo e ritorno della frammentazione energetica

Ipotesi chiave: il costo del capitale, la lentezza autorizzativa, la disponibilità di componenti e i conflitti sulla ripartizione dei costi rallentano i corridoi. La nuova generazione rinnovabile continua ad arrivare più velocemente delle linee, degli accumuli e dei servizi di sistema. Gli Stati rispondono soprattutto con misure nazionali, senza una sufficiente condivisione dei benefici transfrontalieri.

Impatti: aumentano i casi di curtailment, le code di connessione e la divergenza dei prezzi. Le aree con rinnovabili abbondanti possono avere ore a prezzi bassi ma capacità industriale non pienamente valorizzata; le aree importatrici pagano di più e restano più esposte ai combustibili di riserva. La sicurezza energetica torna a essere gestita in modo nazionale, con minore fiducia nella solidarietà di mercato. La rete diventa un vincolo per industria, data centre, mobilità e decarbonizzazione.

Strategia: definire una lista ristretta di progetti salvaguardati da procedure di emergenza, rendere trasparente il costo della non-azione e accelerare il ricorso a flessibilità e rinforzi di rete esistente. Tappe da seguire: congestione, ritardi nei trasformatori, cancellazioni in coda, volumi di curtailment, rinvii di interconnettori e crescita delle controversie tariffarie. Consiglio operativo: non confondere prezzi spot bassi con sicurezza duratura; senza rete, il prezzo basso può segnalare incapacità di utilizzare pienamente la produzione disponibile.

CONCLUSIONI

Il caso europeo dimostra che la transizione non si gioca più soltanto sul costo dei pannelli, delle turbine o del gas. Si gioca sul tempo della rete: quanto rapidamente un sistema sa autorizzare, finanziare, costruire, proteggere e gestire le infrastrutture che collegano produzione e domanda. La Spagna offre al tempo stesso una promessa e un avvertimento. L energia domestica da fonti rinnovabili può attenuare gli shock dei combustibili fossili; ma senza interconnessioni, accumuli, distribuzione e regole di mercato adeguate, il vantaggio può restare intrappolato localmente.

Le Energy Highways spostano il dibattito verso una logica continentale, ma non eliminano il problema più difficile: la capacità di trasformare un annuncio europeo in decisioni nazionali sincronizzate. Il finanziamento da oltre EUR 1,2 trilioni è una misura della scala, non una garanzia di esecuzione. La variabile decisiva sarà la qualità della governance: costi condivisi in modo credibile, rinforzi interni coordinati con i corridoi, supply chain sicure, soluzioni digitali e flessibilità in grado di ridurre la necessità di investimenti non essenziali senza sostituire l infrastruttura fisica necessaria.

La conclusione geopolitica è netta: le reti non sono più una conseguenza della politica energetica. Sono la sua condizione di possibilità. Chi riesce a rendere disponibile capacità di rete affidabile, interconnessa e protetta potrà attrarre industria, gestire domanda elettrica crescente e distribuire i benefici della produzione domestica. Chi resta bloccato nelle code, nelle congestioni e nella frammentazione trasformerà una risorsa rinnovabile in un vantaggio incompleto.