Nel Finnmark i fiumi scorrono nelle turbine, i serbatoi traboccano e il prezzo dell’elettricità è stato prossimo allo zero per mesi. Eppure le imprese non riescono ad allacciarsi alla rete, una miniera di caratura europea è costretta a ordinare escavatori diesel, e le nuove infrastrutture militari della NATO attendono in lista d’attesa. Il Nord della Norvegia ha troppa energia per distribuirla, e troppo poco tempo per aspettare.
Interruttore spento
Il 22 aprile 2026, mentre l’intera Commissione Energia e Ambiente dello Storting norvegese si trovava in visita in Finnmark, ospite di Statkraft, Equinor e dello stesso Statnett, il gestore statale della rete di trasmissione (Statnett) ha pubblicato due comunicati destinati a scuotere il Nord del Paese. Il primo: blocco immediato e a tempo indeterminato delle nuove prenotazioni di capacità per grandi progetti industriali a nord di Svartisen, in Nordland. Il secondo: riduzione del limite di consumo nell’Øst-Finnmark da cinque a un megawatt (MW), perché la rete è satura e non tollera ulteriori carichi senza rischio di collasso.
La tempistica non casuale è parsa significativa a molti osservatori e si parla già di un “disastro annunciato“. Del resto, la questione non nasce certo di recente, ma affonda le proprie radici nella politica energetica norvegese degli ultimi decenni.
Una rete al collasso
Il primo elemento da chiarire, che è anche il più controintuitivo, è che il Nord della Norvegia non soffre di scarsità energetica. I serbatoi idroelettrici dell’area di prezzo NO4 (una delle cinque zone tariffarie della Norvegia, che vanta in genere i prezzi dell’elettricità più bassi del paese grazie all’elevata produzione idroelettrica) hanno raggiunto livelli record nel 2025. Per lunghi mesi il prezzo dell’elettricità in quella zona è stato prossimo allo zero. Paradossalmente, l’acqua in molti casi ha scavalcato le turbine riversandosi in mare, senza produrre nulla.
Il problema è piuttosto infrastrutturale e riguarda la rete di trasmissione. Le infrastrutture che dovrebbero portare quella corrente fino alle imprese, alle abitazioni e alle basi militari non reggono la domanda. Statnett stima che il consumo nella regione aumenterà di circa il 60% nei prossimi dieci anni, spinto dall’industria della pesca, dal trasporto elettrico e dal settore della difesa. Le riserve già prenotate ammontano a circa 1.150 MW, e altri 1.100 MW giacciono in coda senza prospettive di sblocco. In Øst-Finnmark, dove il limite è ora fissato a 1 MW (equivalente a un piccolo impianto industriale, o a tre colonnine di ricarica rapida per auto elettriche) la situazione è definita da molti operatori locali come uno “scaccomatto“.
La grande interconnessione a 420 kV attesa come soluzione strutturale al problema è stata intanto posticipata. Da un orizzonte inizialmente fissato al 2032, la stima è scivolata al 2040. Otto anni di ritardo che hanno trasformato un problema urgente in un’emergenza cronica.
Sydvaranger e il paradosso della transizione verde
Il caso più emblematico è quello della miniera di Sydvaranger, vicino a Kirkenes. Terza miniera di ferro per dimensioni in Europa, ferma dal 2015 e oggi in fase di riavvio sotto la gestione della società svedese Grangex, Sydvaranger è pronta a tornare in produzione, nelle previsioni, dall’inizio del 2027, con circa 450 dipendenti. Anglo American ha già siglato un accordo per acquistare il 100% della produzione per l’intera vita della miniera.
Ma c’è un nodo irrisolto. Il minerale di Sydvaranger, magnetite ad altissima concentrazione di ferro, è esattamente la materia prima ideale per produrre acciaio verde tramite riduzione diretta con idrogeno, uno dei pilastri della decarbonizzazione industriale europea. La miniera vorrebbe elettrificare l’intera catena operativa. Ma non può farlo perché la rete non c’è.
“Abbiamo ricevuto lo stesso messaggio nel 2022″», ha dichiarato Thomas Bækø, direttore operativo di Sydvaranger, a High North News. “Non c’è altra corrente disponibile“. Il risultato è che la miniera dovrà acquistare escavatori e camion diesel per miliardi di corone, attrezzatura che rimarrà in esercizio per i prossimi vent’anni, in attesa che la rete si adegui. “Stiamo andando verso il futuro col sedere davanti”, ha detto Bækø, con una sintesi colorita.
Il paradosso è evidente. La Norvegia del Nord ha rinnovabili in abbondanza, ha una miniera che vuole produrre acciaio sostenibile per l’Europa, e ha un acquirente pronto. Ma manca letteralmente il filo che collega questi elementi tra loro.
Il fianco più esposto della NATO
C’è una dimensione di questa crisi che per chi osserva la regione da una prospettiva geopolitica più ampia diventa difficile ignorare. Il Finnmark è il territorio continentale europeo più vicino al confine russo: la miniera di Sydvaranger si trova a meno di due chilometri dalla frontiera con Mosca.
La Norvegia nel 2026 vive un anno di potenziamento militare accelerato: la Brigata Finnmark è in via di rafforzamento, il Centro Operativo Aereo NATO a Bodø è pienamente operativo, e il Paese ha dichiarato il 2026 come anno della “prontezza totale” (Totalforsvarsåret) con esercitazioni di guerra in tutto il Nord. L’infrastruttura energetica è parte integrante di questa prontezza, poiché senza una rete elettrica stabile, anche l’apparato militare ha i piedi di argilla.
L’agenzia delle infrastrutture militari norvegesi, Forsvarsbygg, è essa stessa in lista d’attesa per 4 MW a Bardufoss. La stessa lista in cui si trovano le imprese private, i progetti industriali, le aziende ittiche. In un momento in cui l’Alleanza Atlantica dedica risorse crescenti alla protezione delle infrastrutture critiche (il vertice dell’Aia del 2025 ha fissato obiettivi precisi in tal senso) è quantomeno paradossale che il fianco nord-orientale della NATO abbia una rete elettrica che non regge la domanda.
Un disastro annunciato
Questa crisi non è una sorpresa. La questione è aperta da almeno da un decennio in cui si sono tenute conferenze, piani di sviluppo di Statnett, rapporti dell’NVE (l’ente regolatore dell’energia) volte ad affrontare questo problema strutturale. In tutte le sedi, i rappresentanti delle istituzioni (Statnett, NVE, ministero dell’Energia) erano presenti. Ma nulla di concreto è stato fatto.
Il sistema di governance dell’energia norvegese funziona attraverso tre soggetti distinti: Statnett gestisce la rete, NVE rilascia le concessioni, il ministero fissa gli indirizzi politici. Una struttura a più teste che, come ha scritto con durezza Arne O. Holm su High North News, “comunica male” e a cui il ministero non ha saputo fornire direttive chiare e vincolanti. Il risultato è un “fallimento collettivo di tutti i partiti che hanno governato negli ultimi decenni”, come lo ha definito lo stesso Holm, che non ha esitato a evocare il “sabotaggio di Stato”.
Il Nord che Oslo non vede
C’è un ultimo elemento che vale la pena segnalare, e che illustra plasticamente la distanza tra le priorità della politica energetica nazionale e le esigenze del territorio artico norvegese. Negli ultimi anni, Oslo ha introdotto il Norgespris, uno schema di prezzo fisso per le famiglie per proteggere i consumatori dall’alta volatilità del mercato elettrico nel Sud del Paese, dove le interconnessioni internazionali con Germania e Gran Bretagna spingono i prezzi verso l’alto. Nell’area di prezzo del Nord, lo schema ha un’adesione prossima allo zero, perché il prezzo è già così basso che nessuno ha bisogno di un tetto fisso.
Due facce della Norvegia, dunque. Una nel Sud, che soffre prezzi alti e richiede protezione. Una nel Nord, che ha energia a costo zero ma non riesce a usarla. L’urgenza politica si è concentrata sulla prima, mentre la seconda aspettava. La lista d’attesa si è allungata di anno in anno, fino all’interruttore spento del 22 aprile.
Enrico Peschiera
