La Germania è ultima in Europa per contatori intelligenti mentre cresce la domanda di flessibilità della rete

Il dato sta in fondo a una tabella di 25 righe. Danimarca e Svezia sono al 100 per cento, Estonia e Italia al 99,9 per cento, la media UE al 65,6 per cento. La panoramica l'ha pubblicata il fornitore di energia 1Komma5°, e t3n l'ha ripresa il 3 novembre.

Romania, Grecia e Bulgaria mancano dai dati. Il ritardo non dipende dall'assenza di una scadenza di legge. Le famiglie tedesche che consumano più di 6.000 chilowattora l'anno, o che gestiscono carichi controllabili, dovrebbero ricevere un contatore intelligente. Gli operatori di misura dovevano arrivare al 20 per cento di quel segmento obbligatorio entro la fine del 2025. Secondo t3n, 434 dei circa 800 operatori registrati non hanno raggiunto nemmeno quella quota. In più di 40 zone di rete non è stato installato un solo contatore. Ora la Bundesnetzagentur annuncia che procederà con sanzioni pecuniarie contro gli operatori che non hanno rispettato gli obblighi.

Dentro i numeri, lo schema che emerge è la dimensione.

I 19 operatori più grandi hanno ciascuno più di 500.000 punti di misura. Sono appena sotto il 30 per cento, oltre il loro obiettivo. I circa 600 operatori sotto i 30.000 punti di misura arrivano a malapena al 19 per cento. t3n attribuisce parte del ritardo nazionale alle vecchie regole di sicurezza. I contatori dovevano viaggiare sigillati, e le unità tedesche devono poter controllare attivamente i carichi dei consumatori. Questo aggiunge lavoro ingegneristico.

La lentezza della diffusione conta al di là di una tabella di conformità, perché i contatori intelligenti servono a questo. t3n osserva che abilitano tariffe flessibili e l'accensione mirata dei carichi. Il vantaggio si vede dove una famiglia o un'impresa ha una grande domanda spostabile, come una pompa di calore o un'auto elettrica. È lo stesso argomento sulla flessibilità che attraversa il resto delle cronache di rete di quest'anno. Le prove a sostegno diventano sempre più specifiche.

Spostare il calcolo vale meno di quanto sembri

Un'analisi di Ember pubblicata nell'ottobre 2026 e ripresa da pv magazine il 3 novembre quantifica il sollievo che i data centre possono offrire alle reti. Esamina due meccanismi: spostare i carichi di calcolo nel tempo e fornire energia in loco. Lo studio copre nove mercati tra Stati Uniti, Europa e Sud-est asiatico. Irlanda, Regno Unito e Germania sono indicati come particolarmente esposti.

In Irlanda i data centre rappresentano già circa il 19 per cento della domanda di punta. Sono 1,1 GW su un picco di sistema di 6 GW a gennaio 2025. Ember prevede che quella quota salga al 24 per cento entro il 2030, con una domanda dei data centre di 1,6 GW contro un picco di 6,5 GW. Il problema è la tempistica. Un grande data centre richiede da 200 MW a 500 MW e si costruisce in 18-24 mesi. L'espansione convenzionale della rete richiede da quattro a 10 anni, riporta pv magazine.

Lo spostamento dei carichi sembra la risposta economica finché non si guarda al mix di carichi.

Servizi cloud, carichi aziendali e inferenza AI richiedono bassa latenza. Nel 2030 saranno circa l'87 per cento della capacità globale dei data centre, secondo Ember. Ember assume una flessibilità del 35 per cento per l'addestramento AI, del 5 per cento per l'inferenza e nessuna per i data centre tradizionali. Con queste ipotesi, in teoria potrebbe spostarsi circa il 6,5 per cento della capacità. L'utilizzo medio è vicino al 48 per cento, quindi la capacità realmente disponibile durante uno stress di rete scende a circa il 3 per cento. In Irlanda questo significa circa 100 MW di riduzione della punta entro il 2030, ovvero l'1,5 per cento. Gli altri mercati si collocano tra lo 0,1 e lo 0,6 per cento.

L'alternativa di Ember è la capacità portata dall'utente. Si tiene in funzione il carico e si copre l'elettricità con generazione o accumulo in loco. pv magazine riporta che così si potrebbe ottenere quasi cinque volte più sollievo, con riduzioni potenziali fino a 2,7 GW in Texas. È una questione di connessione alla rete e di interconnessione, non di sensori. Ma fissa l'asticella che qualsiasi prodotto di flessibilità deve superare.

La posizione decide se la flessibilità conta

Il regolatore irlandese ha pubblicato la sua prima valutazione nazionale del fabbisogno di flessibilità. L'articolo di CleanTechnica del 29 ottobre ne estrae i dettagli. La Commission for Regulation of Utilities individua circa 234 MW e 58 GWh di fabbisogno potenziale di flessibilità verso l'alto sulle reti di distribuzione nel 2028.

A livello di singola cabina primaria i numeri diventano concreti. La valutazione modella un fabbisogno di 0,6 MW e 3 MWh alla cabina 38 kV/10 kV di Naas nel 2028, concentrato a gennaio. Il rinforzo è previsto entro il 2030, dopo il quale non viene individuato alcun fabbisogno corrispondente. CleanTechnica precisa che si tratta di un fabbisogno di rete modellato, non dell'impegno ad acquistare un servizio o a installare una batteria.

Una batteria altrove in Irlanda potrebbe fornire utili servizi di bilanciamento, aiutare l'integrazione della generazione rinnovabile e generare ricavi nei mercati elettrici senza contribuire in nulla al vincolo specifico di Naas.

È l'argomento a favore della misura e del monitoraggio al margine della rete. Una stima nazionale di capacità non dice quale trasformatore è in difficoltà. CleanTechnica cita anche la valutazione di rete di UK Power Networks del marzo 2026. Il gestore ha smesso di cercare offerte di flessibilità per alcune cabine con un solo trasformatore i cui vincoli duravano tipicamente 24 ore. Il mercato non riusciva a risolverli per ragioni tecniche e commerciali.

L'altro lato del conto

Non ogni nuovo carico richiede nuovi fili. Canary Media ha riportato il 28 ottobre uno studio del think tank RMI sulle energie pulite. Lo studio ha rilevato che in circa la metà degli stati americani c'è abbastanza capacità di rete invernale inutilizzata per aggiungere un gran numero di pompe di calore senza innescare costose espansioni. La rete ha il picco in estate, e le pompe di calore in gran parte sostituiscono condizionatori meno efficienti. Nei 24 stati più Washington, D.C. analizzati da RMI, una più ampia adozione delle pompe di calore potrebbe ridurre le tariffe elettriche residenziali del 13 per cento in media rispetto a dove sarebbero altrimenti. Sono circa 200 dollari l'anno per cliente. Il Michigan potrebbe installare 3.600.000 pompe di calore domestiche e ridurre le tariffe residenziali fino al 27 per cento.

Canary Media cita Ryan Shea, coautore dello studio per RMI. Paragona la rete a un ponte a pedaggio con troppo poche auto: più utenti distribuiscono il costo fisso.

La riserva viene da Parth Vaishnav dell'Università del Michigan. Ha detto a Canary Media che il lavoro è ragionevole. Ma ha osservato che un prezzo per chilowattora più basso non significa necessariamente una bolletta totale più bassa. I numeri sono stime indicative, non previsioni.

Sul lato dell'offerta, il problema è la coda. Canary Media ha riferito il 29 ottobre che PJM Interconnection ha accettato di avviare un processo con le parti interessate sul Surplus Interconnection Service. PJM è il maggiore gestore di rete statunitense, presente in 13 stati. Il servizio permetterebbe agli impianti esistenti di aggiungere batterie dietro gli allacciamenti già attivi. Jon Gordon di Advanced Energy United ha detto a Canary Media che il Market Implementation Committee affronterà i prossimi passi nella riunione del 4 novembre. Una richiesta alla FERC è possibile già ad aprile 2027. Gavin Ahern, cofondatore della società di consulenza Surplus Interconnection, ha detto che la sua azienda ha seguito 44 GW di richieste storiche di progetti SIS a metà 2026. Circa l'80 per cento riguarda aggiunte di batterie.

La posta in gioco in PJM si vede nei prezzi.

Canary Media ha riferito il 22 ottobre che Google e Voltus puntano ora a un gigawatt di capacità di centrali elettriche virtuali nella regione. È dieci volte l'obiettivo iniziale di 100 MW. Dana Guernsey, amministratore delegato di Voltus, ha detto che i primi 100 megawatt sono sempre il primo morso. PJM ha visto il costo per assicurarsi la capacità di punta salire di oltre otto volte in pochi anni. Prevede che i grandi carichi aggiungano da 30 a 34 GW di domanda all'inizio degli anni 2030 su un sistema che di recente ha toccato un picco di 162,6 GW.

Che cosa deve dimostrare lo strato dei sensori

Niente di tutto questo funziona senza misurazione a livello di distribuzione. Il 5,9 per cento della Germania è l'esempio più chiaro del divario tra un obiettivo di flessibilità e l'hardware che lo renderebbe reale. Le sanzioni della Bundesnetzagentur verificheranno se l'applicazione delle regole smuove i piccoli operatori che costituiscono la maggior parte del ritardo.

I numeri di Ember e della CRU suggeriscono che la prova più difficile è la granularità. Un dato nazionale in megawatt può essere soddisfatto da una batteria nel posto sbagliato. L'esempio di Naas chiede un fabbisogno in una cabina in un solo mese. È un problema di dati prima che di hardware. Allo stato attuale delle prove, lo strato di misura nel più grande mercato elettrico d'Europa ha molta strada da fare prima di poter rispondere a quella domanda.