Danimarca, rete razionata per 60 GW

Nel Nord Europa, il collo di bottiglia della transizione verde si è spostato dalla produzione di energia pulita alla capacità materiale di trasportarla. La Danimarca ha congelato a marzo le nuove connessioni di grande scala alla rete. I Paesi Bassi stanno costruendo code formali con criteri di priorità sociale. In Germania decine di migliaia di progetti aspettano una presa. Cavi, trasformatori e sottostazioni nacquero per un’altra stagione industriale; oggi la contesa riguarda chi possa usarli per primo.

La Danimarca smette di firmare contratti

Nel marzo 2026 Energinet, il gestore danese della rete di trasmissione, cioè la società che amministra l’infrastruttura elettrica ad alta tensione, ha sospeso tutti i nuovi accordi di connessione di grandi dimensioni. Quando la pausa si è formalmente chiusa il 3 giugno, Energinet ha chiarito che non sarebbe tornata al vecchio sistema e che non avrebbe firmato nuovi accordi prima dell’autunno (Ritzau/Energinet). Le domande per nuovi consumi elettrici hanno ormai raggiunto quasi 60 GW, circa otto volte il picco attuale della domanda danese, spinte da data center, batterie, impianti per l’idrogeno ed elettrificazione industriale (Produktion.dk, Dansk Fjernvarme).

La risposta di Energinet è un modello di razionamento. Al posto del principio «chi arriva prima, viene servito prima», i progetti verranno valutati per gruppi sulla base di maturità, avanzamento e compatibilità con la rete, cioè della capacità di aiutare o appesantire il sistema locale (Energinet). Il regolatore danese dell’energia, Forsyningstilsynet, ha aperto un’indagine formale per stabilire se Energinet possa imporre queste regole senza un’approvazione preventiva ai sensi della legge sulla fornitura elettrica (Forsyningstilsynet). Le associazioni industriali avvertono che i progetti più grandi potrebbero attendere da cinque a dieci anni (Tekniq).

In un sondaggio di febbraio, circa una società danese di teleriscaldamento su quattro ha segnalato ritardi nelle connessioni o offerte con capacità ridotta (Produktion.dk). Il blocco, dunque, va molto oltre i grandi progetti capaci di finire nei titoli.

La coda attraversa il continente

La Danimarca rappresenta il caso più acuto, ma non isolato. Secondo la Commissione europea, entro il 2030 le reti elettriche avranno bisogno di circa 584 miliardi di euro di investimenti, mentre circa il 40% delle reti di distribuzione dell’UE ha più di quarant’anni (European Commission). L’IEA avverte che sviluppo delle reti e autorizzazioni non tengono il passo con la crescita delle rinnovabili (IEA). CAN Europe conta oltre 500 GW di eolico bloccati nelle code europee per la connessione (CAN Europe).

Nei Paesi Bassi, la congestione della rete si è estesa dai grandi consumatori industriali all’edilizia ordinaria. Dal 1 luglio 2026 anche i piccoli utenti, come nuovi complessi residenziali e Pmi nelle aree congestionate, entreranno in liste d’attesa formali (Klimaatkrachtig Goeree-Overflakkee).

In Germania, circa 40.000 progetti attenderebbero la connessione, con investimenti per circa 45 miliardi di euro immobilizzati. In un caso in Renania Settentrionale-Vestfalia, a un parco industriale è stato comunicato che la connessione potrebbe slittare fino agli anni Trenta (Focus).

Il meccanismo è fisico. Una domanda energetica che prima arrivava attraverso petrolio, gas e carburanti viene trasferita sulle reti elettriche. Veicoli elettrici, pompe di calore, impianti per l’idrogeno e data center hanno tutti bisogno di capacità in luoghi precisi e in ore precise. Un Paese può avere abbastanza generazione nel complesso e non riuscire comunque a collegare una nuova fabbrica, perché il trasformatore o la sottostazione locale sono saturi.

Chi si collega per primo

Il razionamento crea vincitori e perdenti. Il nuovo modello danese favorisce chi presenta permessi credibili, finanziamenti solidi e profili operativi flessibili. I progetti speculativi arretrano. I Paesi Bassi rendono esplicito il triage: passano avanti i progetti che alleggeriscono la congestione e le funzioni vitali come sanità, gestione dell’acqua e trasporto pubblico. Edilizia residenziale, infrastrutture di ricarica ed espansione ordinaria delle imprese possono finire più indietro (EVConsult). Uno studio per Utrecht ha stimato che uno stop completo alle connessioni potrebbe costare ad aziende locali, scuole e operatori dei trasporti 75-225 milioni di euro l’anno (BVS).

Esistono strumenti intermedi. Le tecnologie di potenziamento della rete, cioè software che ricalcolano in tempo reale quanta elettricità possa trasportare in sicurezza un cavo in base alle condizioni meteo, potrebbero aumentare la capacità utilizzabile del 20-40% senza costruire nuove linee (CATF). La Germania consente già agli operatori di rete di ridurre temporaneamente i carichi controllabili superiori a 4,2 kW, come pompe di calore e caricabatterie per auto, durante i colli di bottiglia, invece di negare direttamente la connessione (EnBW). Il nuovo Grids Package dell’UE spinge su autorizzazioni più rapide, migliore filtraggio delle code, connessioni flessibili e condivisione transfrontaliera dei costi (Eurelectric).

Il nodo politico resta l’allocazione. Le mappe di capacità che indicano agli sviluppatori dove la rete è piena segnalano anche agli investitori quali regioni appaiano praticabili. Quando un trasformatore è saturo, i governi devono scegliere tra un data center, un complesso residenziale, un progetto di batterie e la conversione di una rete di teleriscaldamento. L’Europa ha passato un decennio a discutere quanto in fretta diventare verde. Ora deve decidere chi parte per primo.