Questa settimana di fine giugno ha mostrato cosa succede all’Italia quando il termometro si alza e l’elettricità scorre come un fiume in piena. Fuori fa caldo da morire (e c’è chi muore davvero); dentro casa e in ufficio tutti accendono disperati i condizionatori. Risultato: Terna certifica un +4,4% di domanda in sette giorni e un picco di consumi elettrici giornalieri di 55 GW il 23 giugno. È il massimo del 2026, non viene battuto il record storico di 60,5 GW del 2015, ma è quanto basta e avanza a mandare in crisi il paese.
A farne le spese sono state soprattutto Torino e Napoli, con distacchi prolungati e cavi surriscaldati nel sottosuolo; disagi anche a Milano e nell’hinterland, come a Sesto San Giovanni e a San Giuliano Milanese, in Brianza, a Pavia, nel comasco, fino a Pescara, dove l’assenza di corrente ha bloccato gli impianti di depurazione delle acque fognarie e Jesolo.
Mezza Torino, da Barriera di Milano fino a Mirafiori, è stata colpita dai blackout. Anche Palazzo Civico è rimasto al buio per circa un’ora e mezza. Federalberghi Torino valuta azioni legali, i commercianti partenopei parlano di imprese in ginocchio. Gli ospedali devono ricorrere ai gruppi elettrogeni, come ricordano FIASO (Federazione italiana aziende sanitarie e ospedaliere) e l’assessore lombardo Guido Bertolaso, che chiede serbatoi pieni e protocolli pronti per essere attivati. Problemi di minore entità nella Capitale.
Perché avvengono i blackout?
Che succede, cosa si rompe, quando fa caldo? Non è l’energia a mancare. L’ultimo Summer Outlook di Entso-E (il network europeo dei gestori di sistemi di trasmissione di energia elettrica) conferma che il nostro paese non è tra quelli con un problema di carenza strutturale per l’estate: la capacità di produzione e di trasmissione nazionale è adeguata. Nessuno lo contesta. Il problema è la distribuzione locale, modellata su una domanda del secolo scorso e su flussi unidirezionali dal produttore al consumatore. Di giorno abbonda la produzione da rinnovabili a costo marginale vicino allo zero, ma nelle ore serali di picco la rete urbana si ingolfa. Il 23 giugno scorso Torino ha toccato quasi 500 MW, con un +40% rispetto alle settimane precedenti; Milano addirittura 1,52 GW, il massimo dal 2019.
Sulle lunghe distanze l’energia elettrica viene trasportata ad alta tensione sui tralicci. Vicino alle città entra nelle cabine primarie, che la portano a media tensione. Da qui solitamente i cavi vengono interrati, e portano alle cabine secondarie, dove l’elettricità viene convertita in bassa tensione, e poi viene trasmessa nella rete di alimentazione che arriva a negozi e abitazioni. Qui sorge il problema, che Alessandro Bertani, direttore Operation Italy di CESI, società di consulenza tecnica e ingegneristica, riassume così: la corrente che passa scalda le apparecchiature e i cavi, che l’ambiente e la notte non aiutano a raffreddare, mentre i cavi nel sottosuolo coperto da asfalto e terreno non dissipano il calore. Ne consegue una catena di malfunzionamenti ravvicinati che nessun operatore, da solo, può azzerare in poche ore. Il collo di bottiglia è l’ultimo miglio.
IRETI (società di IREN, a Torino) porta i tecnici a 150 e ricorda di avere varato un piano da mezzo miliardo. UNARETI, la società di A2A che gestisce la rete milanese, ha comunicato che la maggior parte dei distacchi è stata risolta rapidamente e parla di 800 milioni investiti in cinque anni e altri 1,8 miliardi entro il 2035. E‑Distribuzione (ENEL), che serve ben 7.500 comuni italiani, ha in campo un piano 2025‑2028 da 2,8 miliardi per automazione, maglie più robuste, gruppi elettrogeni e power station mobili, turni e reperibilità rafforzati. Tutti cercano di correre ai ripari, ma non può bastare. Perché oggi è più difficile di ieri.
Nel 1970 il consumo elettrico totale annuo dell’Italia si fermava a 115 TWh. Oggi, il paese ha bisogno di oltre 315 TWh l’anno. Le reti di media e bassa tensione che abbiamo costruito negli ultimi ottant’anni sono state pensate per un mondo diverso, prevedibile. Non certo per una società che concentra carichi intensi e diffusi nelle stesse ore, con milioni di condizionatori accesi insieme nello stesso tempo, con pompe di calore, ricariche di auto e data center che marciano a tutto vapore. In più, la generazione distribuita da rinnovabili spinge energia nella rete in tutte e due le direzioni: una famiglia o un’impresa può nel giro di pochi istanti acquisire energia dalla rete e subito dopo immetterne. Questo aumenta complessità e necessità di controllo in tempo reale.
Si possono evitare i blackout?
Cosa fare? Tre cose, dicono gli esperti. Primo, sostituire cavi e giunti obsoleti con nuovi materiali più resistenti al calore, aumentare le sezioni, moltiplicare le “magliature” della rete (cioè le strade per aggirare un eventuale problema), automatizzare protezioni e riconfigurazioni di rete per isolare i guasti e rialimentare in pochi minuti. Ma attenzione: bisogna spendere soldi. Chi li tira fuori? Lo stato? Le imprese che distribuiscono l’energia e pagano una concessione allo stato? Il contribuente, nel senso del Fisco? L’utente che paga già bollette salatissime?
Il secondo cantiere è operativo. Servono piani estivi robusti, sensori e diagnostica predittiva sui tratti più critici, scorte e task force in pre‑posizionamento nelle aree ad alto rischio, procedure condivise con comuni e Protezione civile. Infine, bisogna investire (e convincere persone e aziende) per rendere la domanda più flessibile e avere una gestione attiva dei carichi elettrici, con contratti che consentano di modulare in modo selettivo i consumi non essenziali nelle ore di picco, con aggregatori che coordinino grandi utenze e comunità energetiche, con tariffe che spostino gli usi energivori fuori dalle punte.
Non è meccanica orbitale, sono cose assolutamente alla portata. Bisogna portare la rete elettrica locale nel 21° secolo. Oppure, impariamo a convivere con i blackout.
In copertina: foto di Ehmitrich, Unsplash