di ROBERTO TUNDO
CEO BaxEnergy
Quattro numeri delimitano la fase attuale del sistema energetico globale. Nel 2025 sono stati installati a livello mondiale circa 800 GW di nuova capacità rinnovabile, un record assoluto (IEA, Global Energy Review 2026). Nello stesso anno, le emissioni globali di CO2 legate all’energia hanno raggiunto circa 38,4 miliardi di tonnellate, un nuovo massimo storico (IEA). Oltre 2.500 GW di progetti in fase avanzata attendono la connessione alla rete a livello globale (IEA, Electricity 2026). E la domanda elettrica mondiale è attesa crescere in media del 3,6% l’anno fino al 2030 (IEA, Electricity 2026). Sul piano climatico, il 2025 si è collocato tra i tre anni più caldi mai misurati, a circa 1,43 °C sopra la media 1850-1900, all’interno del decennio 2015-2025, il più caldo mai registrato (WMO, State of the Global Climate 2025). Questi dati, letti insieme, non descrivono una transizione che fallisce: descrivono una fase della transizione diversa da quella che una parte della narrazione pubblica aveva anticipato.
Dalla sostituzione all’addizione
Il termine “transizione” evoca un passaggio sequenziale da uno stato A (fossile) a uno stato B (rinnovabile). I dati del biennio 2024-2025 descrivono invece un sistema in addizione: la domanda di fonti fossili resta ai massimi storici o in prossimità di essi, mentre la capacità pulita cresce a ritmi senza precedenti. Il WEF osserva che il rallentamento del progresso misurato dall’Energy Transition Index non dipende dal ritmo di dispiegamento delle tecnologie, ma dall’erosione delle condizioni di sistema che lo sostenevano.
La causa è strutturale: la domanda elettrica cresce più rapidamente della decarbonizzazione dell’offerta, a un ritmo circa 2,5 volte superiore a quello della domanda energetica complessiva (IEA, Electricity 2026). Quanto ai driver, occorre precisione: a livello globale, industria, climatizzazione, elettrificazione dei trasporti e altri usi finali restano i motori primari della crescita; i data center, la cui domanda è attesa raddoppiare entro il 2030, rappresentano meno del 10% dell’incremento della domanda elettrica globale tra 2024 e 2030 (IEA, Energy and AI). Il loro impatto sistemico è tuttavia sproporzionato in alcune reti locali e in molte economie avanzate, perché concentrano nuovi carichi di grandi dimensioni in tempi più rapidi di quelli con cui le infrastrutture possono adeguarsi. I data center vanno dunque letti come acceleratore e come problema localizzato di rete, non come principale driver globale.
Il quadro degli investimenti conferma la fase di addizione: il capitale destinato nel 2026 alle tecnologie pulite è circa il doppio di quello destinato alle fonti fossili, ma i due flussi coesistono, configurando un portafoglio più che una sostituzione. Le conseguenze climatiche di questa traiettoria sono quantificate: l’UNEP stima che la piena attuazione degli NDC condurrebbe a un riscaldamento di 2,3-2,5 °C entro fine secolo, e le sole politiche correnti fino a 2,8 °C (Emissions Gap Report 2025); DNV calcola l’esaurimento del budget di carbonio per 1,5 °C nel 2029 e proietta circa 2,2 °C al 2100 (Energy Transition Outlook 2025).
Convergenza energetica: non una destinazione, ma un paradigma di governo
In questo contesto emerge con chiarezza il concetto di convergenza energetica: l’orchestrazione simultanea e ottimizzata di fonti, vettori, infrastrutture, domanda, mercati e dati verso tre obiettivi da perseguire congiuntamente: sicurezza degli approvvigionamenti, accessibilità economica e decarbonizzazione progressiva. La convergenza energetica è qui proposta come categoria analitica per descrivere e governare la fase di addizione della transizione non come nozione già consolidata in letteratura, né come sostituto degli obiettivi climatici già definiti: la sua utilità va valutata in base alla capacità di descrivere la fase attuale meglio dei quadri concettuali esistenti. È necessario chiarire che cosa questo concetto aggiunge rispetto a nozioni consolidate come il trilemma energetico, il sector coupling o la system integration. Il trilemma descrive una tensione tra obiettivi; il sector coupling e la system integration descrivono tecniche di accoppiamento tra comparti. La convergenza energetica non è una nuova destinazione climatica né un sinonimo di questi strumenti: è un paradigma operativo per governare la fase intermedia della transizione, una fase in cui fonti, vettori, infrastrutture, domanda, dati e mercati devono essere coordinati simultaneamente, sotto vincoli misurabili di decarbonizzazione. Mentre il trilemma constata un problema e il sector coupling offre una tecnica, la convergenza definisce il criterio di governo: ogni decisione di sistema dovrebbe essere valutata in base al suo contributo netto a un portafoglio di indicatori verificabili (intensità carbonica, capacità liberata, flessibilità disponibile, sicurezza e costo) entro una traiettoria emissiva decrescente.
Due precisazioni delimitano il concetto. Primo, la convergenza non è un “all of the above” indistinto: non estende la licenza climatica delle fonti convenzionali, ma ne condiziona l’uso residuo a vincoli emissivi, temporali e misurabili, ordinando la coesistenza temporanea delle fonti secondo una traiettoria verificabile di riduzione dell’intensità carbonica, delle emissioni assolute e dell’esposizione al rischio di lock-in (il punto è sviluppato nella sezione 7). Secondo, la contrapposizione non è con la letteratura tecnica sulla transizione (che già incorpora flessibilità, reti, accumuli e gestione della domanda) ma con una parte della narrazione pubblica e delle metriche correnti, che ha privilegiato la capacità installata rispetto alla prestazione di sistema. Il WEF sintetizza lo stesso passaggio di fase con la formula from technology transition to system transformation.
La prospettiva del governo simultaneo trova peraltro un riscontro istituzionale autorevole a livello europeo. La ENTSO-E Vision: A Power System for a Carbon Neutral Europe (2022) descrive il sistema elettrico futuro come un “System of Systems”, trasmissione e distribuzione, onshore e offshore, accoppiato agli altri settori energetici, la cui realizzabilità è condizionata a quattro cambiamenti da perseguire congiuntamente:
- lo sviluppo di flessibilità di sistema di breve e lunga durata sincronizzato con il phase-out graduale della generazione fossile;
- un’operatività all’altezza della crescente complessità;
- un quadro regolatorio e autorizzativo che renda tempestivi gli investimenti;
- un’evoluzione del disegno di mercato che allochi valore alle risorse di sistema. È, nella sostanza, la stessa logica di coordinamento simultaneo sotto vincolo di decarbonizzazione che la convergenza energetica propone come categoria di governo.
Il collo di bottiglia delle reti: code di connessione, saturazione virtuale, progetti fantasma
Il vincolo dominante della fase attuale è l’integrazione. Secondo la IEA (Electricity 2026), oltre 2.500 GW di progetti in fase avanzata (rinnovabili, storage e grandi carichi) attendono la connessione alla rete a livello globale, un dato che esclude già le richieste preliminari o improbabili. Costruire nuova infrastruttura di rete richiede da 5 a 15 anni, contro 1-5 anni per un impianto rinnovabile e 1-3 per un data center, mentre i prezzi dei componenti chiave di rete sono quasi raddoppiati in cinque anni. Il WEF definisce questa fase “infrastructure-limited”: la transizione non è più vincolata dalla capacità, ma dall’integrazione.
Le code di connessione, tuttavia, misurano simultaneamente un vincolo fisico reale e una distorsione della baseline informativa. Una quota rilevante delle richieste è costituita da progetti speculativi, duplicati o “fantasma”, presentati per riservare capacità e mai realizzati, un fenomeno che genera quella che la IEA definisce “saturazione virtuale” della rete e che compromette la pianificazione di TSO e DSO. Le evidenze disponibili convergono nel mostrare la scala del problema. Negli Stati Uniti, solo il 13% della capacità che ha richiesto l’interconnessione tra il 2000 e il 2020 era entrata in esercizio commerciale a fine 2025, mentre il 75% era stata ritirata; per i sistemi di accumulo, appena l’8% dei progetti candidati tra 2000 e 2019 risulta realizzato (IEA). In Germania, il regolatore federale ha registrato nel solo 2024 circa 9.700 richieste di connessione per batterie, pari a circa 400 GW, con gli operatori di rete che segnalano una quota significativa di progetti fantasma: l’introduzione da parte del TSO Amprion di una commissione di istruttoria di 50.000 euro ha portato all’abbandono del 65% dei progetti in coda. Sul lato domanda, la IEA stima che solo il 20% circa delle richieste di connessione dei data center statunitensi si concretizzi nel breve-medio termine; in Australia 8 GW sono giudicati probabili su 44 richiesti, in Brasile 6 GW risultavano in fase avanzata su 26 richiesti.
La conseguenza è duplice: i progetti maturi restano bloccati dietro quelli virtuali, e gli operatori pianificano investimenti su una domanda in parte inesistente. Il problema non è dunque soltanto costruire più infrastruttura: è qualificare la baseline informativa su cui l’infrastruttura viene pianificata. È qui che il nesso tra convergenza e digitalizzazione diventa più stringente.
La digitalizzazione come infrastruttura di coordinamento
La digitalizzazione costituisce lo strato di coordinamento informativo e operativo necessario per rendere gestibile un sistema elettrico caratterizzato da alta variabilità, risorse distribuite, nuovi carichi flessibili e vincoli infrastrutturali crescenti. Non “tecnologia aggiunta”, ma infrastruttura informativa di sistema, articolabile su quattro livelli:
- Data layer: misure, sensori, smart meter, dati di rete, dati di carico, dati emissivi;
- Operational layer: EMS, DMS, ADMS, DERMS, sistemi di forecasting, automazione degli studi di connessione;
- Market layer: mercati della flessibilità, demand response, aggregatori, virtual power plant;
- Governance layer: requisiti di maturità, milestone digitali, cybersecurity, interoperabilità, audit emissivi.
Che la digitalizzazione sia infrastruttura di sistema, e non tecnologia accessoria, è confermato anche dall’agenda di ricerca dei TSO europei: la RDI Roadmap 2024-2034 di ENTSO-E (documento previsto dall’art. 30 del Regolamento (UE) 2019/943) organizza le priorità decennali di innovazione in tre cluster, uno dei quali interamente dedicato ai “Digitalised power systems”, accanto alla rete come backbone e all’integrazione tra sistemi, con lo sviluppo di flessibilità di breve e lunga durata come driver trasversale.
Su questa architettura, ciascun problema di sistema può essere associato a una leva digitale e a un risultato misurabile (Tabella 1).
Gli ordini di grandezza confermano la rilevanza sistemica di queste leve. La IEA stima che connessioni non-firm (condizionate) e grid-enhancing technologies (tecnologie di potenziamento della rete) potrebbero liberare capacità sufficiente a connettere tra 1.200 e 1.600 GW di progetti in fase avanzata oggi in coda, di cui 750-900 GW attraverso i soli accordi di connessione condizionata (Electricity 2026). Le tecnologie digitali applicate a manutenzione, estensione della vita utile e utilizzo degli asset potrebbero inoltre differire fino a 1.800 miliardi di dollari di investimenti in rete al 2050, secondo l’analisi IEA condotta nell’ambito dell’iniziativa 3DEN (Unlocking Smart Grid Opportunities in Emerging Markets and Developing Economies). Sul fronte delle code, la gestione milestone-based, i requisiti di maturità e l’automazione degli studi di impatto (con tempi di processamento attesi fino a otto volte inferiori) mostrano come strumenti digitali e regolatori possano restituire a TSO e DSO un segnale di pianificazione affidabile.
Le metriche di prestazione della convergenza
Se la convergenza è un paradigma di governo, deve essere misurabile, regolabile e verificabile ex post. Gli indicatori operativi che ne consentono la verifica sono già disponibili nella prassi di sistema e possono essere associati ai soggetti responsabili del loro presidio (Tabella 2).
Condizioni e rischi
Il rischio maggiore del paradigma è che la convergenza venga letta come legittimazione della permanenza indefinita dei fossili. La risposta non è rinunciare al pragmatismo, ma incardinarlo in una logica di carbon constraint: non neutralità tecnologica, ma pluralismo tecnologico condizionato da metriche emissive. In concreto: limiti emissivi espliciti sugli asset convenzionali residui, obblighi di monitoraggio e abbattimento del metano, clausole di sunset temporali, predisposizione alla cattura del carbonio solo dove tecnicamente ed economicamente credibile, ed esclusione degli asset non compatibili con traiettorie emissive misurabili e decrescenti. Senza questi vincoli, la convergenza degrada a greenwashing; con questi vincoli, è governo verificabile del sistema.
Tre ulteriori condizioni abilitanti meritano attenzione. La cybersecurity e la governance dei dati: un sistema più digitale amplia la superficie di attacco e rende i dati di rete un asset critico, la cui resilienza a cyberattacchi, eventi estremi e disruption delle catene di fornitura, va progettata ex ante (WEF). Le competenze: l’elettrificazione digitale sposta la domanda di lavoro verso profili di ingegneria di sistema, data science e gestione delle reti; senza politiche di reskilling il vincolo diventerà umano prima che tecnico. La regolazione: tariffe, meccanismi di connessione e permitting devono remunerare l’uso efficiente dell’infrastruttura esistente almeno quanto la costruzione di nuova, superando il principio “first-come, first-served” a favore di criteri “first-ready, first-served” con depositi, milestone verificabili e requisiti di maturità che scoraggino le richieste speculative (IEA, Electricity 2026).
Implicazioni per l’Italia e l’Europa
Il quadro delineato trova riscontro diretto nella pianificazione europea. Il Ten-Year Network Development Plan 2024 di ENTSO-E quantifica la scala del fabbisogno: oltre ai progetti già in costruzione o in fase avanzata, risulterebbero economicamente efficienti al 2030 ulteriori 88 GW di capacità transfrontaliera e 56 GW di storage, con fabbisogni aggiuntivi crescenti al 2040 e al 2050; il piano stima inoltre che, al 2040, ogni euro investito nella rete elettrica generi oltre due euro di risparmi in costi di sistema — segnalando al contempo che i progetti esistenti coprono solo una parte dei fabbisogni identificati e che l’espansione della rete procede più lentamente del necessario. Sul versante digitale, l’iniziativa congiunta ENTSO-E–DSO Entity, avviata in attuazione del piano UE di digitalizzazione dell’energia (COM(2022) 552), sta definendo use case e architetture federate per i digital twin TSO-DSO, basate su interoperabilità, standard aperti, semantica condivisa e governance comune — con priorità su flessibilità consumer-centric, pianificazione coordinata TSO-DSO e valutazione congiunta della sicurezza: la traduzione istituzionale, su scala continentale, del “governance layer” descritto in precedenza.
In questo contesto, per i TSO e i DSO la priorità è duplice: adottare strumenti digitali di qualificazione delle code (criteri di maturità, milestone, automazione degli studi di connessione) e massimizzare la hosting capacity dell’infrastruttura esistente tramite dynamic line rating, digital twin e connessioni non-firm, in coerenza con gli orientamenti europei sull’Action Plan for Grids e sulla digitalizzazione del sistema energetico. Per i regolatori, la direzione è remunerare la prestazione di sistema (capacità liberata, tempi di connessione, flessibilità attivata) e non soltanto il capitale investito in nuova infrastruttura. Per le imprese, in particolare quelle energivore e i grandi carichi digitali, la convergenza implica trattare i dati energetici come asset strategico: misurabilità dei consumi, partecipazione ai mercati della flessibilità e della demand response, e verificabilità dell’intensità carbonica lungo la catena di fornitura diventano fattori competitivi, oltre che di conformità. Per il sistema italiano, ciò implica trattare le richieste di connessione, gli accumuli, la flessibilità industriale e la digitalizzazione delle reti di distribuzione non come dossier separati, ma come componenti di un’unica politica di hosting capacity e prestazione di sistema.
La transizione come obiettivo, la convergenza come metodo
La fase attuale del sistema energetico globale aggiunge capacità pulita più rapidamente di quanto dismetta quella fossile, ed è vincolata dall’integrazione più che dalla tecnologia. Denominare questa fase “convergenza” non riduce l’ambizione climatica: fornisce il quadro operativo entro cui ogni decisione di breve termine (una connessione accelerata, un gigawatt di flessibilità, un punto percentuale di intensità carbonica in meno) diventa misurabile, verificabile e cumulabile.
Per imprese e regolatori, la metrica decisiva non sarà più soltanto quanta capacità viene installata, ma quanta prestazione di sistema viene resa disponibile: flessibilità, hosting capacity, riduzione delle code e intensità carbonica decrescente. La transizione resta l’obiettivo; la convergenza (misurata, vincolata e digitalmente governata) è il metodo operativo per gestire la fase di addizione senza perdere sicurezza, accessibilità e traiettoria emissiva.
Bibliografia principale
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• Commissione europea (2023), Grids, the missing link – An EU Action Plan for Grids, COM (2023) 757 final, Bruxelles.
• DNV (2025), Energy Transition Outlook 2025 – A global and regional forecast to 2050, DNV AS, Høvik.
• ENTSO-E (2022), ENTSO-E Vision: A Power System for a Carbon Neutral Europe, European Network of Transmission System Operators for Electricity, Bruxelles.
• ENTSO-E (2024), Research, Development & Innovation Roadmap 2024-2034, European Network of Transmission System Operators for Electricity, Bruxelles.
• ENTSO-E (2024), System Flexibility Needs for the Energy Transition, European Network of Transmission System Operators for Electricity, Bruxelles.
• ENTSO-E (2025), Ten-Year Network Development Plan 2024 – System Needs Study, European Network of Transmission System Operators for Electricity, Bruxelles.
• ENTSO-E e DSO Entity (2026), Joint Report on TSO-DSO Digital Twin Use Cases (iniziativa DESAP – Digitalisation of Energy System EU Action Plan), Bruxelles.
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• UNEP (2025), Emissions Gap Report 2025: Off Target, United Nations Environment Programme, Nairobi.
• WMO (2026), State of the Global Climate 2025, World Meteorological Organization, Ginevra.
• World Economic Forum (2026), Fostering Effective Energy Transition – Energy Transition Index 2026, WEF, Ginevra.
Riferimenti regolatori e documentazione tecnica citata
Fonte diretta o come riportati in IEA, Electricity 2026, capitolo Grids:
• FERC (2023), Order No. 2023 – Improvements to Generator Interconnection Procedures and Agreements, Federal Energy Regulatory Commission, Washington DC.
• Regolamento (UE) 2024/1747 del Parlamento europeo e del Consiglio, che modifica i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 per quanto riguarda il miglioramento dell’assetto del mercato dell’energia elettrica dell’Unione.
• MISO, Generator Interconnection Process – Definitive Planning Phase, documentazione regolatoria.
• NESO/Ofgem (2025), riforma delle connessioni Gate 2 to Whole Queue, Regno Unito.
• Bundesnetzagentur (2025), dati sulle richieste di connessione per sistemi di accumulo, Germania.
• Amprion (2025), comunicazioni sull’introduzione della commissione di istruttoria per le richieste di connessione.
• Empresa de Pesquisa Energética – EPE (2025), dati sulle richieste di connessione dei data center, Brasile.
• ENTSO-E e WindEurope (2026), Technical Group on Forced Oscillations Report – Clarification of draft NC RfG 2.0 requirements, versione finale, 2 luglio 2026, Bruxelles (linee guida tecniche non vincolanti).
Questo articolo è un’anticipazione del prossimo numero di QualEnergia, il 4 del 2026.