La transizione energetica è una sfida strategica che coinvolge ampi investimenti industriali, grandi sviluppi tecnologici e nuove competenze professionali e mai quanto oggigiorno tutto si deve tenere per permettere a una vera ed efficace transizione di prendere piede. La sfida è olistica e su più piani: per costruire un efficace sistema di generazione e distribuzione servono fonti disponibili e governabili nel flusso e nella trasmissione, impianti digitali di coordinamento e controllo dei carichi tutelati anche dalle doverose prescrizioni securitarie a monte, centri di smistamento in grado di coordinare domanda e offerta, una rete di supporto tecnica pronta a ovviare a ogni forma di guasto.

In un contesto globale segnato da una profonda dipendenza dall’elettricità, che vedrà una crescente rilevanza delle fonti rinnovabili con il loro annesso sistema di produzione, integrazione di rete e governance, e, come abbiamo scritto, con la rivoluzione dell’intelligenza artificiale vi dipenderà sempre di più, sarà decisivo, dunque, che operativamente anche il mondo delle necessarie competenze si sviluppi di pari passo. Vale per l’Italia, per l’Europa, per il sistema internazionale: la transizione energetica è una sfida di sistema che crea nuove domande per la formazione e il lavoro e offre opportunità e sfide su questo versante.

In tal senso l’Agenzia Internazionale dell’Energia notava nel report World Energy Employment 2025 che su un campione di più di 700 aziende intervistate per costruire un report sul lavoro nel mondo della transizione, nonostante un boom dell’occupazione in dato contesto su scala globale, circa il 50% di esse indicava la presenza di mismatch tra domanda di posti di lavoro qualificati nel settore della transizione e l’effettiva offerta sul mercato. Un dato che mostra l’ampiezza della sfida e che in un certo senso è comprensibile: gli ultimi anni hanno visto un’accelerazione della transizione e dei fattori abilitanti sul piano economico, tecnologico e digitale e il sistema deve adattarsi a formare nuove competenze. Anche una ricerca del New Climate Institute di fine 2025 poneva in essere questioni simili, sottolineando la sfida di colmare i gap di competenze per il processo di transizione energetica.

La stessa questione vale per l’Italia, Paese in cui la ridotta partecipazione, rispetto ai partner europei e occidentali, dei giovani alla formazione in discipline Stem mostra anche sul settore elettrico ed energetico le sue ricadute. Come abbiamo scritto, tale collo di bottiglia è un fattore da non sottovalutare per la competitività del sistema-Italia, ma si inserisce in un quadro sistemico in cui la crescita della domanda sopravanza quello dell’offerta e mostra tanto l’immanenza della sfida quanto la prospettiva strategica che tali dinamiche innovative in campo energetico, e non solo, plasmano. Insomma, c’è un fattore umano assolutamente fondamentale e da tenere in considerazione: i limiti dell’ampliamento della transizione green sono innanzitutto i limiti del sistema di formazione delle competenze vitali per garantirne continuità e sviluppo; sono i vincoli della produttività del lavoro e della capacità del mondo formativo di rispondere al gap di skill richieste; sono, dunque, anche direttamente proporzionali alla capacità degli operatori del settore e delle istituzioni di promuovere l’importanza di accrescere il capitale umano a disposizione di questa partita di rango internazionale e che per ogni sistema sta imponendo cambiamenti nei modi di pensare i settori energetici. In fin dei conti, ogni rivoluzione economica e industriale ha richiesto cambiamenti trasformativi. La fase attuale non è diversa.

La sfida di un sistema più robusto e a minor impatto ambientale sarà anche quella della ricerca di figure capaci di lavorare al suo interno per progettarlo, programmarlo, governarlo e migliorarlo sul campo. Chiaramente, un laboratorio eccellente di questa forma di integrazione e sviluppo possono essere le imprese che già oggi, operativamente, fanno e sviluppano la transizione in forma concreta e possono capire quali siano le buone pratiche, le prospettive costruttive e le capacità da evolvere per mettere tecnici, professionisti, lavoratori nelle migliori condizioni per conseguire le dovute competenze e capire come gestire a livello progettuale la sfida. Tra queste imprese c’è CESI, multinazionale italiana con sede a Milano, partecipata da Enel e Terna e operante nei grandi progetti di consulenza energetica e nel testing e nella certificazione dei componenti a più alto valore e più strategici per il settore elettrico, tra cui quelli che possono abilitare reti più connesse, più sicure e più in grado di portare energia “verde”. CESI vanta una presenza internazionale nella gestione di progetti e nel testing, con laboratori in Europa, Usa e Cina e fornisce al suo interno per i suoi dipendenti un vero e proprio “incubatore” di capacità avanzate, provenienti da sistemi diversi e culture industriali e tecnologiche non necessariamente sovrapponibili, per apprendere la transizione mentre viene fatta, passo dopo passo. Le competenze del futuro nascono anche dalla prova concreta con la realtà, e potranno essere sviluppate dalle imprese tramite  la sinergia corretta con le istituzioni: remare nella stessa direzione è conditio sine qua non per far avanzare a tutto campo la corsa globale della transizione green avendo le persone giuste ai posti (di lavoro) giusti.

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La sfida delle rinnovabili non riguarda più soltanto la capacità di produrre energia pulita, ma anche la possibilità di conservarla quando la generazione supera la domanda. È questo il punto su cui si concentra il nuovo progetto nato dall’accordo tra Google ed Energy Dome, che porterà alla realizzazione in Irlanda di un impianto di accumulo a lunga durata basato sulla tecnologia della batteria a CO₂. La struttura sorgerà nella contea di Offaly, vicino alla località di Rhode, su un’area che ospitava una ex centrale elettrica alimentata a torba, e avrà una capacità di 23 megawatt con uno stoccaggio complessivo di 200 MWh. L’entrata in funzione è prevista per il 2028 e il progetto rappresenta il primo accordo commerciale diretto tra le due aziende per portare questa tecnologia su scala industriale.

L’obiettivo è affrontare uno dei problemi più complessi delle reti elettriche moderne: la produzione rinnovabile non sempre coincide con il momento in cui serve energia. Gli impianti eolici e solari possono generare grandi quantità di elettricità nelle ore di maggiore disponibilità, ma senza sistemi di accumulo parte di questa produzione rischia di non essere utilizzata, creando congestioni sulla rete.

Il sistema sviluppato da Energy Dome punta proprio a colmare questa distanza: l’elettricità in eccesso viene immagazzinata e restituita alla rete nei momenti di maggiore richiesta, aumentando la flessibilità del sistema elettrico e riducendo la necessità di ricorrere a impianti tradizionali di supporto. Inoltre, la scelta dell’Irlanda non è casuale: il Paese sta aumentando rapidamente la quota di energia rinnovabile – soprattutto grazie all’eolico – ma deve gestire una rete sottoposta a nuove pressioni tra cui una maggiore produzione variabile, crescita dei consumi e domanda crescente legata anche ai data center.

 Come funziona la batteria a CO₂ e perché guarda oltre il litio

La tecnologia di Energy Dome utilizza un principio diverso rispetto alle batterie agli ioni di litio oggi più diffuse: non si basa sull’impiego di materiali critici come litio, nichel o cobalto, ma sfrutta un ciclo termodinamico chiuso in cui l’anidride carbonica viene compressa e successivamente espansa per produrre elettricità. Durante la fase di ricarica, l’energia disponibile dalla rete alimenta dei compressori che trasformano la CO₂ in forma liquida, immagazzinando anche il calore prodotto durante il processo. Quando invece la rete ha bisogno di energia, il sistema rilascia il gas che, espandendosi, aziona una turbina collegata a un generatore elettrico.

La CO₂ non viene consumata ma continua a circolare all’interno dell’impianto, creando un sistema progettato per funzionare per lunghi periodi. Secondo Energy Dome, questa configurazione permette di fornire energia programmabile per diverse ore, una caratteristica che la rende diversa dalle batterie tradizionali, spesso ottimizzate per cicli più brevi.

Il vantaggio strategico è legato soprattutto alla durata dello stoccaggio: le batterie al litio sono fondamentali per molte applicazioni, ma hanno limiti economici e industriali quando si parla di accumulare grandi quantità di energia per molte ore. La batteria a CO₂ punta invece a inserirsi in quella fascia intermedia tra le batterie elettrochimiche e sistemi più tradizionali come l’idroelettrico a pompaggio. Per l’Europa, questo tipo di tecnologia assume un significato ulteriore perché riduce la dipendenza da filiere industriali esterne legate ai minerali necessari alle batterie convenzionali. La possibilità di utilizzare componenti industriali già disponibili – come acciaio, serbatoi e sistemi di compressione – è uno degli elementi su cui punta Energy Dome per favorire una diffusione più ampia.

Google e la corsa allo storage: il ruolo dei data center e dell’energia continua

Google punta a raggiungere un approvvigionamento energetico completamente privo di emissioni su base oraria entro il 2030, un obiettivo più complesso rispetto al semplice bilanciamento annuale dei consumi. Il problema è soprattutto la variabilità delle fonti rinnovabili: un impianto solare produce energia durante il giorno, mentre il picco dei consumi può arrivare nelle ore successive. L’eolico, invece, dipende dalle condizioni meteorologiche e può generare grandi quantità di elettricità in momenti in cui la domanda è più bassa. Per questa ragione, lo stoccaggio a lunga durata sta diventando una componente centrale delle nuove reti elettriche.

Il progetto irlandese arriva dopo un’altra iniziativa simile annunciata negli Stati Uniti, in Arizona, sempre da 200 MWh. La combinazione dei due interventi indica un tentativo di portare la tecnologia fuori dalla fase dimostrativa e inserirla in contesti energetici reali. In Irlanda l’impianto sarà inoltre integrato con un contratto di capacità decennale assegnato da EirGrid, il gestore della rete elettrica nazionale.

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Dalle vecchie centrali alle nuove reti: la trasformazione dell’infrastruttura energetica

Uno degli aspetti più interessanti del progetto riguarda anche il luogo scelto per la costruzione. L’impianto nascerà infatti su un sito industriale già utilizzato per la produzione energetica, trasformando un’ex centrale a torba in una struttura dedicata allo stoccaggio di energia pulita. Questo tipo di riconversione rappresenta una tendenza sempre più presente nei programmi di transizione energetica: utilizzare infrastrutture esistenti, collegamenti alla rete e aree industriali già disponibili per costruire nuovi sistemi energetici.

Se questa tecnologia riuscirà a mantenere le promesse industriali, le batterie a CO₂ potrebbero ritagliarsi uno spazio sempre più consistente nella nuova infrastruttura energetica globale, affiancando le soluzioni esistenti e contribuendo alla gestione di sistemi elettrici sempre più complessi.

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Il trilemma energetico dell’Olanda è un monito strategico per tutti i Paesi europei ad economia avanzata che stanno incamminandosi sulla strada della transizione. Nelle ultime settimane le autorità de L’Aja hanno dovuto invitare la popolazione a razionare i consumi energetici nel contesto di uno Stato che dopo aver chiuso due anni fa il suo ultimo giacimento gasiero a Groningen ha puntato fortemente sulla generazione da rinnovabili, senza però riuscire ad evolvere la rete con la medesima capacità.

La crisi energetica e il “trilemma” che inchioda l’Olnda

Nessun obbligazione, per ora: nella libertaria Olanda, parrebbe brutto. Per ora un invito all’uso “consapevole” della rete, tramite annunci social e televisivi che invitano i cittadini a non sovraccaricare la rete caricando veicoli e bici elettriche tra le 16 e le 20, ore di punta della domanda industriale e privata. Ma il governo uscente di Dick Schoof ha aperto la possibilità ai fornitori energetici di creare contratti con clienti industriali che dall’1 aprile 2026 garantisca canoni più bassi in cambio dell’esplicito divieto ad usare le connessioni elettriche nelle aree di punta. Il trilemma dell’Olanda si fonda su un potenziale cortocircuito:

• La crescita della capacità installata da rinnovabili ha nettamente sorpassato l’adeguamento della rete ai nuovi picchi in un sistema di graduale eliminazione del gas naturale.
• Gli investimenti infrastrutturali e nelle nuove connessioni superano l’attuale capacità degli operatori di farvi fronte e i tempi d’attesa si stanno dilatando.
• Nel frattempo, i consumatori pagano bollette in crescita il cui aumento non sembra destinato a fermarsi.

Questa sovrapposizione di problemi contraddice gli obiettivi di fondo della transizione energetca che vorrebbe andare virtuosamente assieme aumento della generazione, capacità di trasporto delle reti e benefici per i consumatori. Lo Stato olandese deve fare sempre di più i conti con guasti, cali di tensione, blocchi dell’erogazione di energia e la problematica emersa con i razionamenti di fatto è il rischio di veder il proprio sistema collassare come successo a quelli di Spagna e Portogallo il 28 aprile scorso.

Il gestore della rete elettrica olandese, Tenet, è sotto stress dato che negli ultimi anni la crescita delle connessioni di fotovoltaico (2,6 milioni di abitazioni e edifici) e eolico alla rete, la corsa delle aziende a lasciare il gas dopo la crisi dei prezzi del 2022-2023 e la continua emersione di nuove priorità di spesa e investimento hanno messo fuori fase la priorità economica, industriale e securitaria della stabilità della rete. Il gestore della rete elettrica olandese, Tennet, è sotto stress e i costi di gestione annua dell’infrastruttura sono saliti in cinque anni da 78 milioni di euro prima del Covid-19 agli attuali 278.

200 miliardi di spesa per rilanciare la rete in Olanda

“Il governo olandese stima 200 miliardi di euro per l’ammodernamento di sottostazioni, cavi e tralicci obsoleti in un Paese con un territorio non esteso, ma fortemente industrializzato e logisticamente interconnesso con due importanti vicini come Francia e Germania”, ha scritto il ricercatore energetico Francesco Sassi, aggiungendo che “migliaia di aziende e servizi pubblici attendono da anni in coda per essere allacciati alle reti elettriche del Paese, che al momento non potrebbe permettersi ulteriori interconnessioni”, mentre l’incubo-blackout pende sull’Olanda. Tennet è pronta a finanziare questi investimenti cedendo per 20 miliardi di euro la controllata tedesca, ma i tempi di rilancio delle reti olandesi sono destinati a rimanere lunghi.

In quest’ottica, il Paese sembra destinato a una strisciante crisi energetica mentre i consumatori … pagano. “Per coprire gli investimenti necessari, si prevede che le tariffe aumenteranno ogni anno fino al 2034 in media del 4,3-4,7%”, nota il Financial Times, ricordando che con una media superiore a 80€/MWh “i Paesi Bassi hanno già oggi alcuni dei costi dell’elettricità più elevati dell’Europa occidentale a causa dei colli di bottiglia della rete”, 30 euro in più della vicina Francia ad esempio.

L’Olanda rischia di ritrovarsi a lungo con energia scarsa, reti inadeguate e prezzi alti, pregiudicando la possibilità di rilanciare la sua economia. Forse qualcuno potrà iniziare a rimpiangere l’effetto-tampone che oggigiorno avrebbe potuto avere il pur scarso gas di Groningen. Ogni transizione o è pensata razionalmente o rischia di creare, tra fretta e asimmetrie, più problemi di quelli che mira a risolvere.

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