Il rischio cyber non riguarda solo i dati ma la continuità del servizio
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Municipal utility, il rischio cyber non riguarda solo i dati ma la continuità del servizio

Pubblicato il 24 luglio 2026

Una cabina elettrica, un impianto idrico o una centrale di telecontrollo possono integrare tecnologie installate in epoche diverse, dispositivi legacy, collegamenti remoti e apparati forniti da aziende differenti. Per una municipal utility, il primo problema di sicurezza è spesso molto concreto: sapere quali sistemi siano effettivamente connessi alla rete, come comunichino tra loro e chi possa accedervi.

La digitalizzazione ha cambiato profondamente la gestione dei servizi pubblici locali.

Smart meter, sensori, sistemi SCADA, gateway IoT e piattaforme di supervisione permettono di controllare reti e impianti in tempo reale, individuare più rapidamente guasti e dispersioni, programmare la manutenzione e intervenire da remoto. Nel settore energetico, questa capacità è ormai indispensabile per governare infrastrutture distribuite, integrare nuovi punti di produzione e gestire flussi sempre meno prevedibili.

L’aumento dei dispositivi connessi, tuttavia, rende più difficile mantenere una visione completa dell’infrastruttura. Un collegamento introdotto per consentire la manutenzione a distanza, un apparato non più censito o un sistema operativo che non può essere aggiornato possono diventare punti deboli. Il problema è particolarmente rilevante negli ambienti OT, dove molti componenti hanno cicli di vita lunghi e non possono essere sostituiti o fermati con la stessa facilità di un normale sistema informatico.

Per questo motivo, la sicurezza non può partire soltanto dalle vulnerabilità note o dagli allarmi generati dagli strumenti di protezione.

Deve cominciare dalla conoscenza degli asset. Una utility deve poter ricostruire quali dispositivi siano presenti, quale funzione svolgano, con quali sistemi scambino informazioni e da quali attività dipenda il loro funzionamento. Non si tratta quindi di compilare un semplice inventario, ma di comprendere le relazioni operative tra contatori, PLC, sistemi di telecontrollo, server, postazioni tecniche e accessi remoti.

Questa visibilità è necessaria anche per distinguere un comportamento ordinario da un’anomalia. In una rete industriale, infatti, un dispositivo compromesso può continuare apparentemente a funzionare. A cambiare possono essere le comunicazioni, i comandi ricevuti, gli orari di accesso o i parametri impostati. Individuare questi segnali richiede un monitoraggio costruito sulle caratteristiche dell’ambiente OT e capace di osservare la rete senza interferire con processi che devono restare attivi.

Uno dei punti più delicati riguarda gli accessi di fornitori, manutentori e partner tecnologici. Le infrastrutture locali dipendono spesso da competenze esterne e da interventi eseguiti a distanza. Eliminare questi collegamenti non sarebbe realistico, ma è necessario sapere chi accede, a quali sistemi, per quanto tempo e con quali autorizzazioni. Credenziali condivise, connessioni lasciate aperte o privilegi più ampi del necessario trasformano una normale esigenza operativa in un rischio difficile da controllare.

La difesa

La segmentazione delle reti consente di limitare questo rischio, evitando che un incidente nato in un’area possa propagarsi liberamente verso gli impianti più sensibili. Anche in questo caso, però, non basta separare genericamente IT e OT. Le zone devono essere definite in base alla funzione degli asset, al livello di criticità e alle comunicazioni realmente necessarie. Una configurazione troppo permissiva espone l’infrastruttura; una troppo rigida può invece ostacolare le attività tecniche e spingere gli operatori a cercare soluzioni alternative meno sicure.

È qui che la collaborazione tra responsabili IT, sicurezza e personale operativo diventa decisiva. Chi gestisce gli impianti conosce le conseguenze di un fermo o di una modifica non prevista; chi si occupa di cybersecurity deve tradurre queste esigenze in controlli, priorità e procedure applicabili. Proteggere una rete elettrica o un sistema idrico non significa trasferire automaticamente all’OT le regole utilizzate negli uffici, ma trovare un equilibrio tra riduzione del rischio e continuità operativa.

La risposta agli incidenti

La stessa logica deve guidare la risposta agli incidenti. In una municipal utility non è sufficiente stabilire come isolare un dispositivo o ripristinare un server. Occorre sapere quali servizi potrebbero essere coinvolti, quali impianti possano continuare a operare manualmente, quali accessi debbano essere sospesi e quali fornitori vadano contattati. Queste decisioni devono essere prese prima dell’emergenza, attraverso procedure condivise ed esercitazioni che coinvolgano sia i team tecnici sia i responsabili delle operation.

Il rischio cyber per una utility non coincide quindi soltanto con il furto di informazioni. Riguarda la possibilità che un incidente rallenti o interrompa la distribuzione dell’energia, il funzionamento di un impianto, il monitoraggio di una rete o l’erogazione di un servizio essenziale. È questa la differenza che rende gli ambienti OT particolarmente delicati: la sicurezza informatica produce conseguenze immediate anche sul piano operativo.

La digitalizzazione delle infrastrutture locali continuerà ad aumentare, perché rende i servizi più misurabili, efficienti e tempestivi. Per governarla, però, occorre evitare che nuovi dispositivi e collegamenti vengano aggiunti senza una visione complessiva. Conoscere gli asset, controllare gli accessi, segmentare correttamente le reti e preparare la risposta agli incidenti sono attività operative, non principi astratti. Per le utility, sono le condizioni necessarie per innovare senza mettere a rischio la continuità del servizio.

Foto di Pexels da Pixabay

di Ivan Straniero, Designated General Manager di ADAPTIT - https://adaptit.gr/

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