da Helsinki - Le utility europee si trovano davanti a un bivio storico: reti sempre più complesse, eventi meteorologici estremi e clienti che pretendono elettricità affidabile e sostenibile stanno mettendo sotto pressione infrastrutture nate e costruite in un’altra era. In occasione dell’edizione 2026 del Power Summit di Eurelectric, quest’anno organizzata in Finlandia, Materia Rinnovabile ha intervistato Shubbhronil Roy, VP Strategy, Marketing & Transformation di Schneider Electric, leader mondiale nelle tecnologie per la gestione dell'energia.
Quello offerto da Roy è un punto di vista privilegiato su come superare la frammentazione dei dati, sbloccare capacità nascosta nella rete e usare l’intelligenza artificiale (AI) non come “pilota automatico”, ma come copilota al servizio di operatori e pianificatori, tracciando una rotta concreta verso la “grid intelligence” dell’Europa al 2030.
Oggi le utility operano attraverso sistemi frammentati, ciascuno con il proprio silo di dati. Qual è il costo reale di questa frammentazione per il processo decisionale e l’adozione dell’intelligenza artificiale nella rete, e come si fa a costruire una base dati condivisa senza vanificare gli investimenti esistenti?
C’è una sola rete, molte memorie ma nessuna singola verità operativa. Le aziende di servizi pubblici dispongono di sistemi SCADA, ADMS, GIS, OMS, sistemi di misurazione e strumenti di pianificazione delle risorse che sono in qualche modo integrati. A un certo punto, dicevamo addirittura che l’integrazione fosse il Santo Graal di questo settore. Le utility hanno speso ingenti somme per un’integrazione che non ha mai fornito un’unica verità operativa. Il settore ne ha risentito molto. Fa parte della nostra eredità ed è un problema strutturale, perché molti di questi silos derivano dal modo in cui le stesse utility sono organizzate. Recentemente ho visto un'azienda di servizi pubblici in cui il reparto SCADA era separato dal reparto ADMS. Questo dimostra il livello di frammentazione. Ogni reparto vuole la propria “fonte di verità” unica, il che, ovviamente, ha senso dal loro punto di vista. Ma ciò che diventa davvero interessante è quando si superano quei silos e si pensa al cliente – il cliente dell'azienda di servizi pubblici – e all'azienda stessa come un'unica impresa che collega insieme pianificazione, operazioni, gestione delle risorse e tutte le altre funzioni. L'AI eredita la frammentazione e non la risolve. L'AI ha bisogno di dati affidabili, interoperabili e governati, e del contesto necessario per il processo decisionale operativo. È qui che è stata ideata, ad esempio, la One Digital Grid Platform di Schneider Electric: collega ADMS, DERMS, GIS, pianificazione, asset e funzionalità di flessibilità in un'unica base governata, piuttosto che sostituire uno qualsiasi di questi sistemi.
Le utility hanno operato a lungo in modo reattivo: si verifica un'interruzione, poi si ripristina. C'è un cambiamento verso la previsione e la prevenzione dei rischi della rete?
Questo cambiamento è chiaramente iniziato e sta accelerando. È guidato dall'invecchiamento degli asset e da eventi meteorologici sempre più estremi, inondazioni, tempeste, incendi boschivi, ondate di calore. Sono appena tornato dagli Stati Uniti, dove abbiamo tenuto i nostri Innovation Days, e lì si può vedere quanto sia diventata grave la situazione. In alcuni casi, un'azienda di servizi pubblici può andare in bancarotta a causa delle leggi sulla responsabilità per gli incendi boschivi, se viene dimostrato che l'incendio ha avuto origine dalle operazioni dell'azienda stessa. Quindi il cambiamento non riguarda solo il ripristino più rapido dopo un'interruzione. Si tratta di prevedere il rischio in anticipo, prepararsi meglio e ridurre l'impatto prima che gli eventi si aggravino.
Quali fonti di dati si stanno rivelando più preziose per anticipare le interruzioni? Quanto è maturo questo approccio in Europa rispetto ai mercati più avanzati?
Il valore deriva in realtà dalla combinazione di tre diversi livelli di dati. In primo luogo, i dati di rete: SCADA, ADMS, OMS, contatori intelligenti, sensori… tutto ciò che accade nella rete. In secondo luogo, i dati sugli asset: età, condizioni, cronologia della manutenzione, registrazioni dei guasti, rapporti di ispezione. In terzo luogo, i dati esterni: previsioni meteorologiche, informazioni sulla vegetazione, dati satellitari, immagini LIDAR, indicatori di rischio di incendi boschivi e inondazioni. La svolta non deriva da una sola fonte di dati. Deriva dall'unione di questi livelli in un unico ambiente decisionale, in modo che le utility possano comprendere non solo ciò che sta accadendo, ma anche ciò che potrebbe accadere in seguito. Lavoriamo anche intensamente con i partner. Uno dei nostri partner chiave è AiDash. Insieme, ci concentriamo molto sulla mitigazione degli eventi gravi, non necessariamente evitando del tutto gli eventi, ma aiutando le utility a prepararsi meglio ad affrontarli, riducendo le perdite fino al 50% attraverso una gestione migliore. Direi che gli Stati Uniti sono leggermente in vantaggio, principalmente a causa delle sfide relative alla responsabilità civile e alle condizioni meteorologiche che ho menzionato. In alcune parti del paese, i disagi causati dal maltempo sono estremamente gravi, quindi le utility si sono mosse molto rapidamente per adottare queste tecnologie. L'Europa si sta muovendo nella giusta direzione, ma i progressi sono disomogenei. Molti gestori di rete di distribuzione (DSO) non dispongono ancora di una sufficiente osservabilità a bassa tensione; per molti di loro, l'ultimo miglio della rete rimane una sorta di punto cieco. In definitiva, il ruolo dell'AI è quello di supportare il processo decisionale, non di sostituire gli esseri umani. Come diciamo spesso, l'AI non dovrebbe essere un pilota automatico, ma un copilota, che aiuta gli operatori, i pianificatori e i team di manutenzione a prendere decisioni migliori. È qui che vediamo l'accelerazione in atto.
L'Europa ha bisogno di ingenti investimenti nella rete elettrica per sostenere l'elettrificazione, ma le procedure di autorizzazione e i tempi di realizzazione sono lenti. In che modo la visibilità digitale e la pianificazione possono aiutare a sbloccare maggiore capacità dalla rete esistente nel frattempo?
Vorrei condividere una storia che mi sta molto a cuore, in cui sono stato direttamente coinvolto. Non si svolge in Europa, ma è altamente replicabile qui. Proviene dalla California. Tesla ha contattato il DSO locale, Pacific Gas and Electric, per la realizzazione di una stazione di ricarica ad alta potenza nella California meridionale. Quando PG&E ha eseguito i calcoli standard, ha concluso che Tesla avrebbe dovuto attendere tre anni, poiché erano necessarie una nuova sottostazione e nuove linee elettriche. È quindi partita una verifica di fattibilità utilizzando la nostra piattaforma EcoStruxure ADMS e DERMS. Grazie alla collaborazione con il cliente, nel giro di due o tre mesi abbiamo scoperto – attraverso simulazioni, analisi della situazione e valutazione della capacità disponibile – che potevamo fornire i megawatt di cui Tesla aveva bisogno per 340 giorni su 365. In passato, la pianificazione si basava spesso su moltiplicatori conservativi – se ne servivano 100, se ne pianificavano 300 – ma quell’approccio non è più valido. Per concludere, la sottostazione è stata poi costruita nei tre mesi successivi. Siamo passati da una tempistica di tre anni a circa sei mesi. Questo è un esempio concreto di ciò che le tecnologie digitali possono realizzare, e vediamo casi simili nei paesi nordici, dove una migliore visibilità e le partnership con gli operatori di ricarica producono risultati comparabili. Più in generale, ciò evidenzia l’importanza della pianificazione integrata. La pianificazione non può più rimanere compartimentata; deve diventare più integrata e più vicina al tempo reale. Il concetto chiave è che la pianificazione integrata non sostituisce gli investimenti nella rete; rende gli investimenti nella rete più intelligenti, più rapidi e più mirati. Cambia la domanda da “cosa dobbiamo costruire?” a “cosa può supportare in sicurezza la rete oggi, e dove abbiamo veramente bisogno di un potenziamento?”.
Con il fotovoltaico sui tetti, i veicoli elettrici, le batterie e le pompe di calore, le reti di distribuzione stanno diventando bidirezionali e più volatili. I DERMS (Distributed Energy Resource Management Systems) sono spesso visti come parte della risposta, ma chi ha davvero la visibilità e l’autorità per orchestrare la flessibilità in tempo reale, e come deve evolversi il ruolo del DSO (Distribution System Operator)?
Una questione cruciale è la visibilità e come funzionerà l’orchestrazione. In Europa, i DSO hanno probabilmente la migliore comprensione dei vincoli locali, ma non possiedono tutte le risorse. Ciò riflette un cambiamento più ampio: la definizione tradizionale della rete (che termina al contatore del cliente) non è più valida in un mondo di veicoli elettrici, impianti fotovoltaici, pompe di calore e prosumer. Gran parte della normativa odierna è stata progettata per quel sistema tradizionale, mentre la rete si è già evoluta. La regolamentazione deve ora consentire ai DSO di orchestrare questa nuova realtà. Non è chiaro se un singolo attore possa farlo da solo; probabilmente sarà necessario un approccio ecosistemico che coinvolga DSO, TSO, rivenditori, prosumer e fornitori di tecnologia come noi. La regolamentazione dovrebbe incoraggiare questa collaborazione e incentivare i DSO a guidarla. Esiste inoltre una significativa capacità nascosta nella rete: negli ultimi 12-18 mesi, in Europa sono stati limitati oltre 7 miliardi di euro di energia rinnovabile. Quell'energia è stata prodotta ma non utilizzata perché alcune parti della rete non disponevano di sufficiente flessibilità o affidabilità percepita. Una migliore gestione potrebbe recuperare una quota sostanziale di questo valore. Il ruolo del DSO si sta quindi evolvendo: dalla gestione della rete alla gestione della flessibilità in tutto il sistema energetico locale.
Ha menzionato gli incentivi, e sappiamo che ne esistono molte forme. In base alla sua esperienza, quali sono i più pronti da implementare ed efficaci?
Il Regno Unito dispone di alcuni dei meccanismi normativi più avanzati, come la tariffazione dinamica e la gestione attiva della rete o i sistemi a “borsa”. Naturalmente, sono previste sanzioni quando le prestazioni vanno nella direzione sbagliata, ma nel complesso i quadri normativi sono stati applicati in modo costruttivo. Un altro esempio significativo è la Germania. La sfida è che gli approcci rimangono frammentati: ogni paese attua queste idee in modo diverso, il che crea ancora attriti. Possiamo anche incentivare i gestori di rete (DSO) compensandoli per le alternative non basate sui cavi. Invece di potenziare la rete − dato che oggi vengono ricompensati principalmente per le infrastrutture fisiche che costruiscono − dovremmo ricompensarli per le soluzioni non basate sui cavi. Ciò significa andare oltre nell’uso della flessibilità e considerare il potenziamento tradizionale come ultima risorsa, includendo soluzioni come lo stoccaggio. Questo incentiverebbe meglio i gestori di rete e aiuterebbe a sbloccare la capacità sottoutilizzata nella rete. In termini semplici, la regolamentazione dovrebbe premiare la capacità sbloccata, non solo le infrastrutture costruite. Ciò può significare connessioni più veloci, costi di sistema inferiori, meno limitazioni e un migliore utilizzo delle infrastrutture esistenti.
Il settore energetico sta affrontando un “silver tsunami” causato dal pensionamento di ingegneri e operatori. L’intelligenza artificiale può aiutare operatori e pianificatori a preservare il sapere istituzionale, anziché limitarsi ad automatizzare le attività?
Si tratta di potenziare le persone, non di sostituirne il giudizio. Assisteremo a un numero significativo di nuove assunzioni, una generazione più esperta in ambito digitale per la quale l’intelligenza artificiale risulterà naturale. L’AI contribuirà inoltre a trasmettere le conoscenze settoriali possedute da persone con trent’anni di esperienza. Se si pensa a qualcuno che entra in azienda oggi, dopo cinque anni non potrà avere la stessa profondità di esperienza, ma con l’AI potrà progredire molto più rapidamente lungo quella curva di apprendimento. In questo senso, l’AI può svolgere un ruolo fondamentale nel preservare e trasferire il know-how aziendale, cogliendo il modo in cui gli ingegneri esperti diagnosticano i guasti, interpretano il comportamento della rete e effettuano compromessi, per poi incorporarlo in assistenti digitali, playbook, formazione e strumenti di supporto decisionale. Quindi il valore non sta solo nell'automazione. Sta anche nell'aiutare le utility a trasformare decenni di conoscenza degli operatori in una guida strutturata per la prossima generazione.
Si parla molto di “grid intelligence” e AI, ma l'adozione è la parte difficile. Come si fa a far passare un DSO tradizionalmente conservatore da modelli operativi vecchi di decenni a operazioni di rete affidabili, assistite dall'AI o addirittura parzialmente autonome?
L'AI è già qui e sta avanzando a un ritmo che non abbiamo mai visto prima. Tuttavia, non credo che assisteremo a una trasformazione radicale del mercato. La sua adozione e lo sviluppo della grid intelligence saranno graduali e gestiti con attenzione: deve essere affidabile. La fiducia è fondamentale nelle operazioni di rete e per i clienti della rete, poiché si tratta di sistemi mission-critical. La grid intelligence sarà quindi guidata dall’AI per la visibilità, per i consigli e per migliorare le azioni degli operatori. Solo passo dopo passo l’autonomia aumenterà, la fiducia si rafforzerà e l’approccio si estenderà a più casi d’uso. La posizione distintiva dell’Europa è un’AI affidabile e incentrata sull’uomo. L’approccio basato sul rischio della legge UE sull’AI e il collegamento della Commissione tra digitalizzazione energetica e energie rinnovabili, sicurezza informatica, privacy e sovranità spingono tutti in questa direzione.
Un’ultima domanda: dove vede le utility europee nel 2030?
Credo che, sebbene oggi l'Europa non stia procedendo alla velocità degli Stati Uniti o dell'Australia, alla fine sarà la più affidabile nell'orchestrare questa transizione. Per quanto riguarda la flessibilità, ad esempio, il Regno Unito è chiaramente in vantaggio rispetto all'Europa continentale, quindi, c'è ancora del terreno da recuperare. Direi che l'Europa potrebbe non essere la più veloce, ma quando si muoverà, lo farà in modo solido e vantaggioso, come nei paesi nordici o in alcuni progetti in Italia con grandi clienti. Stiamo già assistendo all'emergere di questa orchestrazione olistica attraverso partnership, tecnologia e collaborazione tra DSO e rivenditori. Non si tratta di correre in avanti per poi inciampare, ma di muoversi al ritmo giusto per affrontare le principali sfide che ci attendono. Sono quindi più ottimista di quanto alcuni rapporti potrebbero suggerire.
In copertina: Shubbhronil Roy