I quattro grandi progetti infrastrutturali A-Nord, Ultranet, SuedLink e SuedOstLink: l'adattamento ritardato alla transizione energetica

La bolletta da 20 miliardi: come un accordo politico del 2015 ha fatto esplodere i prezzi dell'elettricità fino ad oggi

Cavi sotterranei invece di linee aeree: perché il blocco della Baviera ci è costato miliardi e anni

Sulla carta, sembra la svolta tanto attesa: il governo tedesco e l'Agenzia Federale per le Reti (BFE) celebrano il 2025 come una svolta storica. Con l'approvazione di 2.000 chilometri di linee elettriche ad alta tensione e il via libera alle gigantesche autostrade elettriche A-Nord, Ultranet, SüdLink e SüdOstLink, la transizione energetica tedesca sembra finalmente aver ottenuto le infrastrutture necessarie. Ma chiunque vada oltre gli annunci celebrativi si rende presto conto che ciò che viene spacciato per accelerazione è, in realtà, il faticoso processo di recupero di un decennio perduto.

La realtà della pianificazione della rete elettrica tedesca è sconfortante. Originariamente, queste linee vitali cruciali per la transizione energetica avrebbero dovuto trasportare l'energia eolica dal nord ai centri industriali del sud già nel 2022, in concomitanza con l'abbandono graduale del nucleare. Invece, non saranno completamente collegate alla rete prima del 2028, con sei anni di ritardo. Questo ritardo non è una fatale coincidenza, ma il risultato diretto di una disastrosa decisione politica presa nel 2015. All'epoca, sotto la pressione degli interessi bavaresi, fu imposta la priorità, costosa e dispendiosa in termini di tempo, ai cavi interrati – una decisione le cui conseguenze economiche e strutturali continuano a costare miliardi al Paese.

L'analisi che segue mette in luce i profondi problemi nascosti dietro gli attuali successi. Fa luce su come i crescenti costi di ridispacciamento stiano facendo aumentare i prezzi dell'elettricità, perché gli investimenti necessari raggiungeranno oltre 600 miliardi di euro entro il 2045 e perché le attuali politiche di sussidio non facciano altro che mascherare i sintomi di anni di negligenza. È la storia di una crisi evitabile in cui la razionalità tecnica ha dovuto cedere il passo al calcolo politico – e il conto sta per arrivare.

Tanto per accelerare: il disastro dell'espansione della rete dietro le quinte di A-Nord e Ultranet

Il 2025 viene presentato come un anno di svolta nella gestione della rete elettrica tedesca. L'Agenzia Federale per le Reti (Bundesamt für Reti) ha annunciato l'approvazione di 2.000 chilometri di linee elettriche ad alta tensione, con un aumento del 45% rispetto all'anno precedente. Allo stesso tempo, sono stati finalmente approvati i quattro grandi progetti infrastrutturali A-Nord, Ultranet, SuedLink e SuedOstLink, con una capacità complessiva di 10.000 megawatt. Il governo federale presenta questo sviluppo come prova di una transizione energetica di successo. Tuttavia, questo successo superficiale maschera un profondo problema strutturale: le necessarie misure infrastrutturali sono in ritardo di oltre un decennio e le autorizzazioni concesse nel 2025 compensano semplicemente i fallimenti derivanti da una decisione politica errata del 2015.

La caratteristica principale di questa crisi risiede nella sua prospettiva temporale. La pianificazione concettuale iniziale per i quattro grandi progetti approvati è iniziata dopo la decisione di abbandonare gradualmente l'energia nucleare nel 2011. Il piano di sviluppo della rete elettrica originale del 2012 prevedeva il loro completamento in tempo per l'abbandono graduale del nucleare previsto nel 2022. Invece, la messa in servizio si estenderà fino al 2028, con un ritardo di cinque-sei anni. Questi ritardi non sono il risultato di necessità tecnologiche o ambientali, ma piuttosto il prodotto di un errore di valutazione politico.

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La catastrofe del 2015: fattori di costo che continuano ad avere un impatto oggi

Nel dicembre 2015, sotto la pressione del presidente della CSU Horst Seehofer, l'allora governo Merkel, una coalizione di CDU/CSU e SPD, decise di dare priorità ai cavi interrati per le linee di trasmissione ad alta tensione in corrente continua (HVDC). Questa decisione non si basava su un'analisi tecnica, ma piuttosto su una concessione politica all'opposizione bavarese alle linee elettriche aeree nella regione. I costi aggiuntivi stimati oscillavano tra i tre e gli otto miliardi di euro. Questa stima dei costi si sarebbe poi rivelata notevolmente troppo ottimistica.

Le conseguenze economiche di questa decisione continuano a permeare il sistema elettrico tedesco ancora oggi. I cavi interrati e sottocavi costano sei volte o più rispetto alle linee aeree convenzionali, a seconda delle condizioni del terreno e delle circostanze locali. Nel 2024, il Ministro dell'Energia della Sassonia-Anhalt, il Professor Armin Willingmann, ha stimato che una regolamentazione più flessibile per le linee elettriche potrebbe generare risparmi di 20 miliardi di euro e che l'ampliamento verrebbe ritardato fino a un anno per progetto in base a questa regolamentazione.

Gli effetti di questi ritardi nella pianificazione sono immediatamente evidenti nella congestione della rete degli ultimi anni. Le misure di ridispacciamento, necessarie per prevenire sovraccarichi di rete, hanno comportato costi pari a 2,69 miliardi di euro nel 2022 per le sole operazioni di ridispacciamento, a cui si aggiungono altri 1,51 miliardi di euro per altre misure di stabilizzazione. Rispetto al 2013, ciò rappresenta un aumento dei costi di ridispacciamento del 2.345%, mentre il volume di ridispacciamento è aumentato del 450% nello stesso periodo. Questi costi vengono trasferiti direttamente ai consumatori di energia elettrica tramite i corrispettivi di rete, contribuendo agli aumenti dei prezzi dell'elettricità degli ultimi anni.

Esigenze di investimento e aritmetica della trasformazione

Il settore tedesco dell'approvvigionamento elettrico sta attraversando una fase di investimenti senza precedenti. Secondo i calcoli della Fondazione Hans Böckler e dell'Associazione tedesca dell'industria energetica e idrica (BDEW), l'investimento totale necessario per modernizzare la rete elettrica entro il 2045 ammonterà a circa 651 miliardi di euro. Di questi, 328 miliardi di euro saranno destinati alle reti di trasmissione e 323 miliardi di euro alle reti di distribuzione. La cifra prevista per il 2030 è di 255 miliardi di euro.

Questo ingente fabbisogno di investimenti richiede un aumento senza precedenti dei volumi di investimento annuali. Nel 2023, il volume degli investimenti nelle reti di trasmissione e distribuzione ammontava a circa 15 miliardi di euro. Per raggiungere gli obiettivi di espansione entro il 2037, questo volume deve aumentare in media fino a 19,8 miliardi di euro all'anno, con un incremento del 127%. La tempistica è cruciale: la maggior parte di questi investimenti deve essere realizzata entro i prossimi 10-13 anni, poiché la rete onshore deve essere in gran parte completata entro il 2037.

I costi delle quattro principali linee elettriche non sono mai stati resi noti in modo completo. Tuttavia, le informazioni relative al progetto suggeriscono costi di costruzione compresi tra 8 e 20 miliardi di euro, con i componenti dei cavi interrati che causano l'esplosione dei costi. Ultranet entrerà in funzione alla fine del 2026, A-Nord nel 2027, mentre SuedLink e SuedOstLink sono previsti per il 2028.

Il governo tedesco sta rispondendo alla valanga di costi con un sussidio storico per le tariffe di rete. È stato approvato un sussidio federale di 6,5 miliardi di euro per il 2026. Questo pagamento è una misura di emergenza per contenere i costi e compensa efficacemente i costi aggiuntivi derivanti dalla decisione del 2015 di costruire cavi interrati, che ora sono a carico dei contribuenti anziché degli utenti dell'elettricità.

Utilizzo della rete, colli di bottiglia e limiti dell'infrastruttura esistente

Il sistema di distribuzione elettrica tedesco mostra già chiari segni di sovraccarico. Con una lunghezza totale di circa 39.000 chilometri di linee ad alta tensione e 1,8 milioni di chilometri di rete elettrica a tutti i livelli di tensione, l'infrastruttura opera a limiti critici. Il collo di bottiglia causato dai ritardi nelle normative sull'espansione della rete sta portando a misure sistematiche di supporto alla rete, costose e inefficienti.

Il ridispacciamento è il meccanismo centrale per la gestione di questi colli di bottiglia. Se l'energia eolica proveniente dalla Germania settentrionale e dai parchi eolici del Mare del Nord non può essere trasportata completamente verso la Germania meridionale, il gestore della rete ordina alle centrali elettriche del sud di ridurre la loro produzione e a quelle del nord di aumentarla. Gli operatori ricevono un indennizzo per queste deviazioni forzate, che si riflette come una voce significativa nel prezzo dell'elettricità.

L'Istituto di Ricerca per le Reti Elettriche e l'Immagazzinamento dell'Energia stima che l'infrastruttura esistente potrebbe essere utilizzata fino al 60% in più rispetto a oggi senza comprometterne l'affidabilità. Tuttavia, questo potenziale rimane inutilizzato a causa di parametri operativi e margini di sicurezza conservativi. Un utilizzo maggiore, gestito in modo intelligente, potrebbe compensare parzialmente i colli di bottiglia senza richiedere la costruzione di nuove infrastrutture di grandi dimensioni. Tuttavia, la fattibilità tecnica e la razionalità economica coesistono con l'incapacità politica di agire più rapidamente.

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Tecnologia a corrente continua ad alta tensione: guadagni di efficienza e problemi di implementazione

I quattro progetti principali utilizzano la tecnologia di trasmissione in corrente continua ad alta tensione (HVDC), una decisione tecnologicamente sensata. I sistemi HVDC trasportano grandi quantità di elettricità su lunghe distanze con perdite dal 30 al 50% inferiori rispetto ai sistemi convenzionali in corrente alternata (CA). Ai livelli di tensione tipici, le perdite ammontano a circa il 3% ogni 1.000 chilometri, mentre la trasmissione in CA su distanze comparabili presenta perdite significativamente maggiori. La corrente continua non è soggetta alle perdite di potenza reattiva che caratterizzano i sistemi in CA e richiede linee di trasmissione più strette.

La tecnologia diventa conveniente per sistemi via cavo con lunghezze di linea comprese tra 40 e 70 chilometri, mentre per le linee aeree diventa conveniente solo dopo 600-800 chilometri. A-Nord (300 chilometri), Ultranet (340 chilometri) e SuedLink (di lunghezza simile) rientrano quindi nell'ambito della fattibilità economica, indipendentemente dal fatto che vengano utilizzate linee aeree o interrate.

Un vantaggio tecnico dell'HVDC risiede nella sua capacità di collegare più terminali, ottenuta grazie a moderni convertitori di potenza. Il progetto del nodo di rete Meerbusch-Osterath è un esempio unico al mondo di questa tecnologia: qui, due linee HVDC (A-Nord e Ultranet) si collegano in una stazione di conversione, integrando direttamente l'intera regione della Ruhr nel nuovo sistema di trasmissione. Questa meraviglia tecnologica avrebbe potuto essere disponibile già nel 2020, se non ci fossero stati ritardi politici.

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Asimmetrie regionali e divario Nord-Sud

La transizione energetica sta creando nuove tensioni geografiche nel sistema elettrico tedesco. Mentre l'energia eolica è disponibile principalmente nella Germania settentrionale e nel Mare del Nord, l'industria, e di conseguenza la domanda di un approvvigionamento elettrico affidabile, è concentrata nell'ovest (regione della Ruhr) e nel sud (Baden-Württemberg, Baviera). Il fotovoltaico sta crescendo in modo decentralizzato in tutta la Germania, con un'attenzione particolare alla Germania meridionale.

Questo squilibrio strutturale crea la necessità di massicci collegamenti nord-sud e nord-ovest. Le principali linee elettriche sono essenzialmente infrastrutture per affrontare questa disparità regionale. L'economia bavarese, in particolare i suoi impianti chimici ad alta intensità energetica e l'industria dei veicoli elettrici, dipendono da una fornitura di energia affidabile. La paradossale realtà politica è che, mentre la resistenza della Baviera alle linee elettriche aeree può aver protetto il suo paesaggio nel breve termine, ha messo a repentaglio la sicurezza a lungo termine dell'approvvigionamento elettrico dell'intero Stato.

La Baviera sosteneva che i corridoi delle linee elettriche aeree previsti avrebbero attraversato aree potenzialmente contaminate dalle radiazioni e che i cavi interrati fossero più accettabili dal punto di vista ecologico ed estetico. Queste argomentazioni trascuravano sistematicamente il fatto che i ritardi nello sviluppo delle infrastrutture di rete avrebbero comportato costi ambientali molto più elevati, dovuti a ridispacciamenti e sovraccarichi, rispetto al danno paesaggistico causato dai corridoi delle linee elettriche aeree.

Prospettiva internazionale: come si stanno comportando gli altri paesi

Un confronto con gli attori internazionali dimostra chiaramente la disfunzionalità della Germania. La Cina investe ormai nell'energia quasi quanto gli Stati Uniti e l'Unione Europea messi insieme. Entro il 2025, oltre un terzo degli investimenti energetici globali confluirà in Cina, catapultando il Paese in una posizione dominante nel settore delle energie rinnovabili e delle relative infrastrutture.

L'espansione della rete HVDC cinese segue un piano strategico senza gli ostacoli partecipativi affrontati dalla Germania. Il Paese ha costruito diverse linee di trasmissione HVDC che si estendono per oltre 1.000 chilometri per trasportare l'energia eolica dalla Cina nord-occidentale ai centri di consumo sulla costa orientale. Il confronto non è privo di problemi, poiché il sistema politico cinese genera diverse forme di resistenza. Tuttavia, è evidente che progetti infrastrutturali tecnologicamente complessi in Cina vengono implementati senza i ritardi autorizzativi che affliggono regolarmente la Germania.

Sotto l'amministrazione Biden (e ora sotto Trump, con alcuni aggiustamenti), gli Stati Uniti si stanno concentrando su massicci investimenti per l'espansione della rete, con l'Inflation Reduction Act che ha liberato fondi significativi per le infrastrutture elettriche. L'Europa nel suo complesso, non solo la Germania, sta lottando contro ostacoli autorizzativi e processi partecipativi che ritardano sistematicamente i progetti infrastrutturali.

L'Agenzia Internazionale per l'Energia (AIE) avverte esplicitamente che l'espansione della rete elettrica a livello mondiale rappresenta un ostacolo critico per la transizione energetica. Mentre circa 3,3 trilioni di dollari saranno investiti in investimenti energetici a livello globale nel 2025, solo circa 400 miliardi di dollari saranno destinati alle infrastrutture di rete. Questa discrepanza tra l'espansione della produzione di energia elettrica e le infrastrutture di rete rappresenta l'ostacolo principale alla transizione energetica globale.

Decentralizzazione contro centralizzazione: un dilemma

Un'alternativa teorica all'espansione della rete è oggetto di dibattito nella letteratura accademica e industriale: la decentralizzazione della produzione di energia elettrica combinata con soluzioni di accumulo locali. Gli impianti fotovoltaici potrebbero essere installati in modo decentralizzato sui tetti e negli spazi aperti in tutto il Paese, integrati da sistemi di accumulo a batterie. Ciò ridurrebbe la necessità di linee di trasmissione a lunga distanza.

Tuttavia, questo approccio presenta i suoi limiti. L'energia eolica, pilastro centrale della transizione energetica, non è decentralizzata in modo ottimale in Germania: il potenziale eolico è concentrato nella Germania settentrionale e nel Mare del Nord. Una decentralizzazione completa richiederebbe alla Germania meridionale di aumentare significativamente la propria quota di energia eolica, il che contrasta con la disponibilità delle risorse. Le stime indicano che l'energia eolica onshore dovrà raggiungere i 360 gigawatt entro il 2045, con quote significative localizzate in regioni ventose.

L'accumulo a batteria, sebbene tecnologicamente maturo, rimane economicamente inefficiente per l'accumulo di più giorni. L'accumulo a lungo termine attraverso la produzione di idrogeno tramite elettrolisi è tecnicamente fattibile, ma richiede elettricità e infrastrutture aggiuntive. La realtà fisica è che la Germania non può raggiungere un approvvigionamento elettrico a zero emissioni di carbonio senza una massiccia trasmissione di energia da nord a sud, senza sacrificare contemporaneamente la flessibilità o sostenere costi di stoccaggio estremamente elevati.

Costi per i consumatori e l'illusione dei prezzi del 2026

Il governo federale tedesco ha annunciato un pacchetto completo di compensazione dei prezzi dell'elettricità per il 2026. Oltre a 6,5 ​​miliardi di euro per l'esenzione dalle tariffe di rete, il pacchetto include ulteriori sussidi, portando il sostegno totale ai prezzi dell'elettricità a circa 29,5 miliardi di euro nel 2026. Si tratta di una cifra record e dimostra la portata della crisi.

Il prezzo dell'elettricità industriale è stato fissato a 5 centesimi per kilowattora per le imprese ad alto consumo energetico, ma solo per il 50% del loro consumo di elettricità, a partire dal 2026 con un finanziamento annuo di 3 miliardi di euro. Ciò affronta il problema della deindustrializzazione causata dagli elevati prezzi dell'elettricità, ma le misure sono temporanee e significativamente al di sotto del livello richiesto per la competitività internazionale.

Per le famiglie, l'agevolazione è limitata. La tassa sull'elettricità è stata ridotta al minimo europeo, il che consente alle famiglie di risparmiare circa 2 centesimi per kilowattora. Nel complesso, tutte queste misure fanno sì che gli investimenti infrastrutturali degli ultimi anni e le spese future previste siano di fatto finanziati dai cittadini attraverso le entrate fiscali, anziché rendere trasparenti i costi nel prezzo dell'elettricità.

Ciò crea un'illusione di stabilità dei prezzi dell'elettricità, che si dissolverà in un futuro aggiustamento fiscale. Il sussidio federale da 6,5 ​​miliardi di euro per le tariffe di rete nel 2026 è una soluzione temporanea e frammentaria, non permanente. Quando questo sussidio terminerà, come la realtà politica impone durante le recessioni, i costi reali delle decisioni di espansione della rete ritardata degli anni 2010 si rifletteranno sui prezzi dell'elettricità.

L'illusione dell'accelerazione e delle carenze strutturali

Celebrare il 2025 come un anno record per i contratti di rete elettrica significa in definitiva concentrarsi su miglioramenti sintomatici piuttosto che su soluzioni strutturali. Le quattro principali linee elettriche avrebbero dovuto essere operative entro il 2022 o il 2023. Il loro avvio nel 2027 e nel 2028 non rappresenta un trionfo di procedure autorizzative accelerate, ma una tardiva concessione a realtà che avrebbero potuto essere evitate.

Gli investimenti a lungo termine nelle reti di trasmissione e distribuzione rimarranno enormi. Una vera accelerazione richiede non solo riforme amministrative presso l'Agenzia Federale per le Reti, ma anche una cultura politica che riconosca le infrastrutture come democraticamente indispensabili, non come democraticamente negoziabili. La Baviera, archetipo di questo ostacolo, non ha ancora del tutto abbandonato la sua resistenza ai tracciati delle linee elettriche, limitandosi a cambiare tattica per accettare i cavi interrati.

Un'analisi futura rivelerà se i costi totali della decisione del 2015 di costruire cavi sotterranei si sono effettivamente attestati su una cifra a una cifra di miliardi, o se i costi nascosti dovuti a ritardi, ridispacciamento e sussidi hanno superato la soglia dei 20 miliardi di euro. È molto probabile che ci troviamo in una situazione in cui una decisione politica sbagliata di dieci anni fa graverà sui consumatori di elettricità e sui contribuenti tedeschi per i decenni a venire.

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