L’elettricità sta diventando il vettore energetico centrale delle economie moderne e il principale motore della transizione energetica, tanto che si può parlare di “era dell’elettricità”. Le reti costituiscono la spina dorsale dei sistemi elettrici. Con la crescita della domanda e la maggiore variabilità sia dei consumi sia della produzione, è essenziale ampliare le infrastrutture. Ma costruirne di nuove richiede tempi sempre più lunghi e costi crescenti: utilizzare meglio quelle esistenti deve quindi diventare una priorità di pari importanza.
In questo contesto si inserisce l’intelligenza artificiale (AI), che ha un impatto crescente sul settore elettrico. Il rapporto tra i due ambiti va in entrambe le direzioni: i data center su cui si basa l’AI sono una fonte di domanda in rapida crescita e possono aggravare la congestione delle reti; al tempo stesso, l’applicazione dell’AI ai sistemi energetici promette benefici potenzialmente enormi per l’affidabilità e l’efficienza. Entrambi gli aspetti sono presi in esame in Modernising Grids in the Age of Electricity, il rapporto 2026 dell’Agenzia internazionale dell’energia (IEA) dedicato a digitalizzazione, tecnologie di ottimizzazione della rete e intelligenza artificiale. Vediamo dunque gli argomenti principali affrontati nello studio.
Indice degli argomenti
Gestire meglio le infrastrutture esistenti
Sensori, sistemi di controllo e tecnologie per gestire i flussi possono accelerare la connessione di nuovi impianti, batterie e consumi. L’IEA stima un potenziale globale fino a 330 GW, ma avverte: servono anche nuove linee, regole adeguate, dati affidabili e competenze.
La domanda di elettricità cresce, mentre costruire nuove reti richiede anni. Una parte della risposta può arrivare dalle infrastrutture già in esercizio: misurare meglio le loro condizioni, individuare i tratti sottoutilizzati e gestire i flussi con maggiore precisione permette di collegare nuovi impianti e nuovi consumi senza attendere ogni volta un potenziamento fisico.
Secondo l’analisi, tre tecnologie applicate alle reti esistenti potrebbero rendere disponibile nel mondo una capacità aggiuntiva di connessione compresa tra 190 e 330 GW. Il valore più alto equivale, in termini di capacità, alla potenza di generazione installata complessivamente in Francia e Corea del Sud. Ottenere lo stesso risultato attraverso l’espansione delle reti richiederebbe investimenti per circa 100 miliardi di dollari, stima l’IEA. È un potenziale tecnico globale, non una capacità già disponibile ovunque: per verificare quanto si possa effettivamente utilizzare servono studi sulle singole reti e sui loro vincoli.
Perché le reti hanno bisogno di più capacità
Nell’ultimo decennio la domanda di elettricità è aumentata a un ritmo circa doppio rispetto alla domanda complessiva di energia. L’elettrificazione degli usi finali, la climatizzazione, l’espansione industriale e, in alcuni mercati, i data center accrescono il carico sulle infrastrutture. Per sostenere la crescita attesa entro il 2035, la capacità delle reti dovrà aumentare di almeno il 30%, un intervento equivalente all’aggiunta o alla sostituzione di 25 milioni di chilometri di linee. Tre quarti dell’incremento previsto riguardano le economie emergenti e in via di sviluppo.
Le difficoltà sono già visibili nelle richieste di allacciamento. Nel 2025 attendevano una connessione almeno 1.700 GW di progetti rinnovabili in fase avanzata e 600 GW di batterie su scala industriale. Nel 2024, intanto, la congestione delle reti ha generato costi stimati in 12 miliardi di dollari negli Stati Uniti e 4,3 miliardi di euro nell’Unione europea. Autorizzazioni, carenze di personale, strozzature nelle forniture e rincari delle apparecchiature rallentano la costruzione di nuove infrastrutture.
Dimensionare l’intera rete per eliminare ogni congestione non sarebbe, secondo l’IEA, la soluzione più economica. Le condizioni di picco si verificano soltanto per una parte del tempo: una rete costruita per assorbirle sempre resterebbe sottoutilizzata per gran parte dell’anno. La sfida è dunque realizzare le nuove linee necessarie e, nello stesso tempo, utilizzare in modo più efficiente quelle disponibili.
L’esercizio della rete diventa inoltre più complesso. Fotovoltaico distribuito, batterie e nuovi carichi modificano i flussi di energia, che possono essere bidirezionali e cambiare rapidamente. Gli operatori devono controllare non soltanto quanta potenza attraversa una linea, ma anche tensione e stabilità del sistema. Quando non dispongono di informazioni sufficienti, mantengono margini prudenziali rispetto ai limiti fisici degli impianti. Una migliore capacità di osservazione può aiutare a valutare quando parte di quei margini sia utilizzabile in sicurezza.
Il «kit digitale»: osservare, controllare e ottimizzare
Il rapporto distingue tre componenti complementari. La digitalizzazione fornisce dati e capacità di controllo tramite sensori, sistemi di monitoraggio, comunicazioni e modelli della rete. Le grid-enhancing technologies — tecnologie per aumentare l’utilizzo della rete — intervengono sui limiti operativi e sulla distribuzione dei flussi. L’AI può rafforzare previsioni e analisi, aiutando gli operatori a decidere dove e quando impiegare questi strumenti.
L’IEA descrive l’ottimizzazione attraverso tre livelli. Il primo riguarda i criteri con cui si valutano i rischi e si fissano i margini di esercizio. Il secondo riguarda gli asset: quanta energia possono trasportare in sicurezza e per quanto tempo restano disponibili. Il terzo è la flessibilità, cioè la possibilità di adattare nel tempo consumi, produzione e accesso alla rete alla capacità disponibile.
Questi livelli operano su tempi diversi. Nella pianificazione, i dati aiutano a decidere dove investire e quali interventi evitare o rinviare. Durante l’esercizio, consentono di aggiornare le valutazioni in base a condizioni che cambiano, come il meteo, i flussi elettrici o la disponibilità di un componente. Il rapporto riporta già risultati misurati: negli Stati Uniti l’adeguamento dinamico dei limiti di trasporto ha evitato 64 milioni di dollari l’anno di costi di congestione; in Gran Bretagna sistemi avanzati di controllo dei flussi hanno reso disponibili oltre 2 GW di capacità di trasferimento aggiuntiva. In un altro caso, un gemello digitale della rete ha ridotto del 70% il tempo necessario per analizzare le opzioni di potenziamento.
Digitalizzazione: il divario si vede soprattutto nella distribuzione
La seconda parte dello studio passa in rassegna lo stato di diffusione delle soluzioni. Il punto di partenza è la capacità di vedere che cosa accade sulla rete e intervenire. Sistemi di monitoraggio e controllo sono essenziali per individuare un problema, stimare la capacità effettivamente disponibile e gestire risorse distribuite come piccoli impianti di produzione, batterie e carichi flessibili.
Questa capacità è disomogenea. In particolare, molte reti di distribuzione offrono agli operatori una visibilità limitata proprio mentre vi si collegano più pannelli sui tetti, veicoli elettrici e pompe di calore. Anche quando i dati esistono, possono trovarsi in sistemi separati o formati incompatibili. Il problema non consiste quindi soltanto nell’installare sensori: le informazioni raccolte devono essere accurate, accessibili e utilizzabili nei processi operativi.
Per l’IEA, il momento più conveniente per introdurre molte funzionalità digitali è la sostituzione degli asset. Integrare sensori, interfacce di comunicazione e requisiti di sicurezza quando si rinnova una cabina o un trasformatore permette di costruire nel tempo una rete più osservabile e controllabile. Un intervento digitale successivo, su apparecchiature già installate, può risultare più difficile e costoso.
Come le tecnologie di rete liberano capacità
Tra le grid-enhancing technologies, il rapporto si concentra su tre soluzioni già applicate alle reti di trasmissione. La prima è il dynamic rating, che aggiorna la capacità utilizzabile di linee e trasformatori in base alle condizioni effettive, anziché affidarsi soltanto a un limite fisso e prudenziale. Per una linea aerea, per esempio, la temperatura e il vento incidono sulla quantità di energia che può trasportare in sicurezza.
La seconda è l’ottimizzazione della topologia: modificando la configurazione della rete, gli operatori possono instradare parte dei flussi lontano dai tratti congestionati. La terza comprende i sistemi avanzati di controllo dei flussi di potenza, capaci di indirizzare l’energia verso percorsi meno utilizzati. In tutti e tre i casi, il beneficio dipende dalla configurazione concreta della rete e dagli altri vincoli di esercizio.
Queste soluzioni possono essere installate in molti casi nell’arco di mesi, mentre la realizzazione di nuove infrastrutture richiede spesso anni. Possono quindi alleggerire una congestione durante l’attesa di un potenziamento e, dove le condizioni lo consentono, rinviare o evitare un singolo intervento. La capacità resa disponibile resta però limitata dalle caratteristiche fisiche della rete e può variare con il meteo e con lo stato del sistema.
Dove si inserisce l’intelligenza artificiale
Gli operatori elettrici utilizzano da anni metodi basati sull’AI per previsioni, ispezioni, manutenzione e pianificazione. I progressi più recenti permettono di analizzare insiemi più ampi di dati operativi, meteorologici e immagini. L’AI può, per esempio, aiutare a individuare i tratti con capacità inutilizzata, prevedere quando questa sarà disponibile e valutare se rimarrà tale anche in caso di guasto di un componente.
L’adozione cambia però molto a seconda della funzione. Le applicazioni legate agli asset e alla pianificazione sono più mature. Nelle decisioni operative in tempo reale, un errore può incidere direttamente sulla sicurezza e sulla continuità della fornitura: servono quindi risultati verificabili, responsabilità definite e supervisione umana. Tra gli operatori intervistati dall’IEA, il 70% dichiara un ampio utilizzo dell’AI nella manutenzione, contro il 23% nelle operazioni in tempo reale.
Il rapporto esamina anche le opportunità per le economie emergenti e in via di sviluppo. In questi mercati, gli strumenti digitali possono contribuire a migliorare visibilità e gestione delle reti mentre si realizzano nuove infrastrutture. L’accesso alle competenze e ai finanziamenti resta tuttavia un ostacolo. I casi descritti dall’IEA mostrano inoltre una progressione ricorrente: le utility estendono prima le applicazioni meno rischiose, come ispezione e diagnosi, e affrontano con maggiore cautela quelle che incidono sul controllo della rete.
La stima dei 330 GW e ciò che comprende
L’IEA calcola che l’impiego delle tre tecnologie considerate — rating dinamico, ottimizzazione della topologia e controllo avanzato dei flussi — potrebbe liberare tra 190 e 330 GW di capacità di connessione sulle reti esistenti. La cifra riguarda reti ad alta tensione da 70 kV in su e si basa sulle loro caratteristiche nel 2025. Il valore di 330 GW, usato come dato principale nel rapporto, è l’estremo superiore dell’intervallo.
Le capacità attribuite alle singole tecnologie non possono essere semplicemente sommate: strumenti diversi possono risolvere lo stesso collo di bottiglia e i rispettivi effetti sovrapporsi. La stima globale, inoltre, non sostituisce gli studi locali necessari a verificare vincoli di tensione, capacità delle sottostazioni, caratteristiche di produzione e consumo e condizioni di sicurezza. L’IEA non quantifica separatamente un incremento dovuto all’AI, perché il suo contributo si intreccia con quello degli strumenti che aiuta a individuare e gestire.
Il rapporto richiama anche un’opzione distinta: le connessioni non garantite in ogni momento, nelle quali un impianto o un consumatore può accedere prima alla rete accettando limitazioni quando si presenta una congestione. Si tratta di accordi che regolano l’uso della capacità disponibile nel tempo, non di una delle tre tecnologie incluse nella stima dei 190-330 GW. Secondo una precedente analisi IEA richiamata nello studio, queste connessioni potrebbero rendere accessibili ulteriori 750-900 GW, ma richiedono regole, contratti e sistemi digitali adeguati.
I quattro ostacoli alla diffusione
Perché strumenti già sperimentati non sono diventati pratica ordinaria? Nell’indagine svolta per il rapporto, gli operatori indicano soprattutto competenze e preparazione organizzativa (64% degli intervistati), disponibilità e qualità dei dati (60%), fiducia nelle soluzioni (60%) e quadro regolatorio (56%). Sono percentuali riferite agli operatori consultati, non a tutte le reti del mondo.
Sul piano regolatorio, il problema è valutare e remunerare soluzioni basate su software, dati e operazioni all’interno di sistemi concepiti principalmente per gli investimenti in infrastrutture fisiche. Se costruire un nuovo asset offre un percorso di recupero dei costi più chiaro rispetto all’uso più efficiente di quello esistente, l’operatore può avere minori incentivi a scegliere la seconda opzione anche quando costa meno al sistema.
Per i dati, la priorità è rafforzare il monitoraggio della distribuzione, migliorare la qualità delle informazioni e far comunicare sistemi oggi separati. Le competenze richiedono un investimento altrettanto ampio: servono persone capaci di combinare conoscenza dei sistemi elettrici, analisi dei dati e sicurezza informatica, insieme a procedure che portino gli strumenti dalle sperimentazioni all’uso quotidiano. Il rapporto osserva che tra il 2015 e il 2024 i lavoratori del settore con almeno 55 anni sono aumentati di quasi il 50%, contro il 20% degli addetti più giovani.
Infine, fiducia e sicurezza pesano soprattutto sull’AI applicata a funzioni critiche. Gli operatori devono poter verificare le prestazioni dei modelli, ricostruire le decisioni e sapere chi risponde di un errore. La crescente connessione tra dispositivi, cabine e piattaforme amplia inoltre i punti da proteggere dagli attacchi informatici. A questo si aggiunge la dipendenza da fornitori esterni per dati, software e modelli impiegati in attività essenziali.
Le cinque priorità indicate dall’IEA
Nell’ultima parte, l’Agenzia propone di intervenire anzitutto sulle regole di investimento. Le diverse soluzioni dovrebbero essere valutate in base al risultato che producono — capacità resa disponibile, riduzione della congestione, affidabilità e tempi di connessione — e non soltanto in base al tipo di spesa. Metodi condivisi per quantificare i benefici e sperimentazioni regolatorie possono aiutare a trasformare i progetti riusciti in procedure ordinarie.
La seconda priorità riguarda dati e interoperabilità: più monitoraggio nella distribuzione, controlli sulla qualità delle informazioni, modelli comuni e modalità affidabili di condivisione. La terza è investire nelle competenze e nell’organizzazione del lavoro, includendo formazione, integrazione nelle sale di controllo e requisiti digitali nei programmi di sostituzione degli asset.
La quarta è costruire fiducia, responsabilità e sicurezza proporzionate al rischio delle diverse applicazioni. Un sistema che supporta un’ispezione richiede cautele diverse da uno che contribuisce a una decisione operativa in tempo reale. La quinta è la cooperazione internazionale: condividere esperienza, strumenti di prova e criteri di validazione può ridurre i costi di adozione, soprattutto per i Paesi che non dispongono da soli di tutte le risorse tecniche necessarie.
La conclusione dello studio è operativa. L’espansione delle reti resta indispensabile per sostenere la crescita della domanda elettrica. Usare meglio le infrastrutture esistenti può però liberare capacità prima che le nuove linee siano pronte e contenere parte dei costi della congestione. Il passaggio decisivo, secondo l’IEA, è fare in modo che soluzioni già dimostrate sul campo entrino stabilmente nella pianificazione e nella gestione delle reti.
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