La rete elettrica italiana funziona come una catena a tre anelli: produzione, trasmissione e distribuzione, con un quarto elemento invisibile ma decisivo che tiene insieme tutto il resto, il bilanciamento in tempo reale tra quanto si produce e quanto si consuma. L’energia nasce nelle centrali, che siano impianti a gas, idroelettrici, fotovoltaici o eolici, e da lì viaggia lungo la rete di trasmissione nazionale in alta e altissima tensione, a 380, 220 e 150 kilovolt. Solo più avanti, avvicinandosi alle case e alle aziende, la tensione viene abbassata e l’energia passa alla rete di distribuzione locale, quella che arriva fisicamente al contatore.

Il gestore della rete di trasmissione nazionale è Terna, che amministra un’infrastruttura fatta di oltre 75mila chilometri di linee, novecento stazioni elettriche e quattro centri di controllo sparsi sul territorio. Terna, però, non vende elettricità a nessuno: il suo compito è tenere in equilibrio il sistema, non fornire energia ai clienti finali. Quel secondo compito spetta ai distributori locali, come e-distribuzione nella maggior parte del Paese o Ireti a Torino, che gestiscono la rete a bassa e media tensione fino alla presa di corrente.

Chi decide cosa: il dispacciamento

Il cuore tecnico di tutto il sistema si chiama dispacciamento, ed è la risposta più diretta alla domanda su chi decide cosa sulla rete elettrica. Il dispacciamento è l’attività con cui Terna bilancia in ogni istante la quantità di energia immessa in rete con quella prelevata, perché l’elettricità, a differenza del gas o dell’acqua, non si può accumulare facilmente su grande scala: va prodotta e consumata quasi nello stesso momento. Terna elabora previsioni sui consumi attesi, basate su giorno della settimana, stagione e condizioni meteo, e stabilisce i piani di produzione delle centrali di conseguenza. Quando la domanda reale si discosta dalle previsioni, come accade proprio nei pomeriggi più caldi, interviene attraverso un mercato dedicato che le permette di immettere rapidamente altra energia oppure di chiedere a grandi consumatori industriali di ridurre temporaneamente i propri prelievi.

Perché uno squilibrio anche piccolo può diventare un problema serio

Uno squilibrio tra produzione e consumo si traduce quasi immediatamente in una variazione della frequenza della rete, e proprio questo meccanismo spiega perché anche un problema locale possa propagarsi su scala nazionale. Il sistema elettrico europeo lavora a una frequenza di riferimento di 50 hertz: se la domanda supera l’offerta anche solo di qualche punto percentuale, la frequenza scende; se accade il contrario, sale. Fuori da una banda di sicurezza molto stretta, gli impianti si staccano automaticamente dalla rete per proteggersi, ed è esattamente qui che un problema circoscritto rischia di trasformarsi in un effetto domino.

Non è un rischio teorico. Il precedente più citato dagli addetti ai lavori resta il blackout del 28 settembre 2003, il più grave nella storia della rete italiana, che lasciò l’intera penisola al buio per diverse ore, con l’eccezione della Sardegna e di alcune isole minori dotate di rete autonoma. La causa scatenante fu banale quanto emblematica: un albero caduto su una linea in territorio svizzero, che alimentava l’Italia con una quota consistente della sua elettricità. La perdita di quella linea sovraccaricò i collegamenti rimasti attivi, che a loro volta si disconnessero uno dopo l’altro fino al collasso totale del sistema. All’epoca l’Italia importava dall’estero circa un quarto del proprio fabbisogno, e la comunicazione tra i gestori delle reti confinanti si rivelò troppo lenta per evitare la cascata. Da quell’episodio è nato il criterio di sicurezza oggi noto come “N-1”: la rete deve poter reggere la perdita improvvisa di un singolo elemento, che sia una linea, una centrale o un’interconnessione con l’estero, senza che l’intero sistema ne risenta.

Perché l’estate è il momento più delicato per la rete

L’estate mette sotto pressione la rete elettrica per un motivo semplice: fa salire la domanda proprio mentre alcune fonti di produzione rendono meno. Oltre il 60% delle abitazioni italiane dispone oggi di un impianto di climatizzazione, una quota raddoppiata rispetto al 2013, e quando le temperature restano elevate anche di notte l’uso dei condizionatori non si concentra più solo nelle ore centrali del pomeriggio ma si estende su tutta la giornata. Il risultato lo racconta bene la cronaca degli ultimi mesi: il 15 luglio 2026 la domanda nazionale ha toccato 57.985 megawatt, il picco più alto dell’anno, spinta quasi esclusivamente dall’uso massiccio della climatizzazione.AnnoPicco estivo di domandaNota201560,5 GWRecord storico202358,8 GWOndata di calore prolungata202456,9 GWLieve calo202555,45 GWEfficienza impianti in crescita202657,985 GW+4,6% sul picco 2025

Il calo dei picchi tra 2015 e 2025, va detto per completezza, non è casuale: dipende in parte da condizionatori più efficienti e in parte dalla crescita del fotovoltaico distribuito sui tetti, che copre localmente una fetta della domanda proprio nelle ore centrali della giornata in cui il sole è più forte. Il 2026 ha comunque invertito quella tendenza discendente, segno che l’intensità delle ondate di calore sta superando il margine guadagnato con l’efficienza.

Il problema nascosto: i cavi interrati che si surriscaldano

C’è però un secondo fronte di rischio che la maggior parte dei cittadini scopre solo quando la corrente salta sotto casa, ed è quello della rete di distribuzione locale, non della grande trasmissione nazionale. A Torino, tra maggio e giugno 2026, un’ondata di calore prolungata ha scaldato l’asfalto e il terreno in cui sono interrati i cavi elettrici della città, riducendone la capacità di trasportare corrente proprio mentre l’uso dei condizionatori faceva crescere la domanda locale fino al 30% in più. Il risultato sono stati oltre venti blackout in pochi giorni, con il quartiere Mirafiori Nord rimasto al buio per più di quindici ore e un picco cittadino record di 500 megawatt di richiesta. Il meccanismo è tanto semplice quanto poco conosciuto: più il terreno attorno al cavo è caldo, meno corrente il cavo può sopportare senza surriscaldarsi a sua volta, quindi lo stesso aumento di domanda che sulla grande rete nazionale Terna riesce a gestire con margine può mandare in sovraccarico un singolo cavo di quartiere.

Il gestore torinese Ireti ha risposto annunciando un piano di investimenti da 515 milioni di euro sulla rete cittadina fino al 2030, ma il caso è utile perché mostra un punto che riguarda tutta l’Italia: la resilienza della rete elettrica non dipende solo dalle grandi infrastrutture di trasmissione, ma anche da quanto le reti di distribuzione locali sono state progettate per un clima che, evidentemente, non è più quello di dieci o vent’anni fa.

Cosa fa Terna per evitare che la rete ceda

Terna affronta il rischio dei picchi estivi su più fronti contemporaneamente, combinando strumenti di mercato e nuove infrastrutture di accumulo. Il principale è il capacity market, un meccanismo che remunera gli impianti disponibili a produrre energia nei momenti di massima tensione della rete, comprese le centrali a gas che altrimenti rischierebbero una dismissione anticipata proprio quando servono di più. Al fianco del capacity market si sta sviluppando il Macse, il meccanismo dedicato alle batterie di accumulo: la prima asta ha già assegnato dieci gigawattora di capacità, e una seconda procedura, con un fabbisogno stimato di sedici gigawattora, è attesa entro l’ultimo trimestre del 2026, in linea con l’obiettivo del Piano nazionale energia e clima di arrivare a cinquanta gigawattora di accumulo installato entro il 2030.

Le batterie contano perché fanno esattamente ciò che l’elettricità normalmente non può fare: si caricano nelle ore di massima produzione fotovoltaica, a metà giornata, e restituiscono energia nelle ore serali, quando il sole cala ma il caldo accumulato durante il giorno tiene ancora accesi i condizionatori. È un tassello che nell’estate 2026, con l’idroelettrico in forte calo per la siccità che ha colpito il bacino del Po e gran parte d’Europa, come raccontato nel nostro approfondimento sulla crisi energetica europea, diventa ancora più prezioso: meno acqua nei bacini significa meno margine di manovra da fonti flessibili come le centrali idroelettriche a pompaggio.

Un margine più stretto di quanto sembri

C’è un ultimo elemento che completa il quadro, ed è quanto l’Italia dipenda dall’estero per coprire i propri consumi. Il livello di interconnessione elettrica con gli altri Paesi si ferma al 5,13%, uno dei valori più bassi dell’Unione europea e lontano dall’obiettivo del 15% fissato per il 2030, mentre circa il 18% del consumo nazionale viene coperto con energia acquistata all’estero, soprattutto da Svizzera e Francia. È una dipendenza che nella maggior parte degli anni non crea problemi, perché quei mercati sono ben collegati e affidabili. Ma è la stessa dipendenza che nel 2003 contribuì al collasso della rete, ed è la stessa che oggi rende l’Italia sensibile a quanto succede oltreconfine: se il nucleare francese produce meno perché i fiumi che lo raffreddano sono troppo caldi, l’energia che l’Italia importa da lì diventa più cara o meno disponibile, con un effetto diretto sui prezzi all’ingrosso pagati da chi è collegato al mercato.

Difficilmente questo significa che gli italiani debbano temere un blackout ogni volta che il termometro sale. La rete nazionale, nel suo complesso, ha retto anche ai picchi più severi dell’estate 2026, e gli strumenti messi in campo da Terna, dalle batterie al capacity market, vanno esattamente nella direzione di allargare quel margine. Ma i casi come quello di Torino ricordano che la sicurezza della rete si gioca anche a un livello più minuto, quartiere per quartiere, cavo per cavo, e che l’adattamento al clima che cambia riguarda tanto le grandi infrastrutture nazionali quanto quelle sotto l’asfalto delle nostre città.