Il blackout del 28 aprile 2025 in Spagna è stato definito “il primo blackout dell’era green”. L’indagine in corso da parte dei gestori di rete europei (ENTSO-e) fornirà risposte esaustive. Nel frattempo, basandoci su dati pubblici e sulle registrazioni sperimentali del progetto MedFasee, cui il Politecnico di Milano – Dipartimento di Energia – partecipa, proviamo ad offrire alcune riflessioni su possibili contromisure da adottare per le reti del futuro.
L’ “apagòn” che ha colpito la penisola iberica è importante sia per l'ampiezza dell’area coinvolta, sia perché è il primo incidente di rilievo su una rete alimentata prevalentemente da fonti energetiche rinnovabili (FER); esse, come è noto, sono connesse alla rete mediante convertitori statici e non più, come la generazione più tradizionale (idroelettrico, termico), tramite macchine rotanti. Esauritosi il rumore mediatico, che spesso ha colto al volo l’occasione per attribuire la responsabilità dell’accaduto alle nuove tecnologie, ora è chiaro che il problema è piuttosto di natura sistemica (il che non esclude, ovviamente, le nuove tecnologie). Come individuare possibili provvedimenti tecnici per risolvere le criticità che si sono manifestate nelle tre fasi in cui si è articolato l'incidente? Cercheremo di capire se e in che misura le nuove soluzioni tecnologiche siano già disponibili oppure se sia necessaria ulteriore ricerca.
Un primo punto critico riguarda certamente il monitoraggio del grado di stabilità di un sistema elettrico interconnesso così ampio e articolato come il sistema ENTSO-e, che va da Lisbona a Istanbul, da Riga a Palermo. Poi, anche con riferimento ai fatti italiani del 2003, è opportuno ragionare sulla gestione dell'interconnessione tra reti di diversi paesi; in particolare, è necessario valutare come aggiornare quella parte dei piani di difesa del sistema elettrico che prevede la disconnessione della porzione di rete che sta subendo una perturbazione per salvaguardare il resto del sistema. Nella terza fase, quella del degrado ormai inarrestabile della frequenza nell’area affetta dal deficit di generazione, che ha portato al totale spegnimento della rete, è opportuno ragionare sul contributo che hanno saputo dare i generatori, sia convenzionali sia (in particolare) rinnovabili, per contrastare o quantomeno non aggravare il fenomeno in corso.
Ma quali sono le soluzioni già disponibili o in corso di sviluppo per contrastare le criticità emerse durante queste tre fasi?
Nella prima fase, si sono verificate due sequenze di oscillazioni “elettromeccaniche”; la prima, di tipo locale, di durata circa 4 minuti, probabilmente innescata dalla perdita di un impianto di generazione; la seconda, di durata inferiore, di tipo interarea, che ha coinvolto anche il resto della rete europea.
Andamento temporale delle oscillazioni elettromeccaniche prima del blackout (dal progetto MedFasee; il tempo in Europa è UTC+2 ore)
Fonte: G. R. Moraes, B. A. S. Ambrosio, J. L. Pereira, D. Issicaba, A. F. C. Aquino, and I. C. Decker, Impact analysis of COVID-19 pandemic on the electricity demand, frequency control and electromechanical oscillation modes of the Brazilian Interconnected Power System using low voltage WAMS data
Le oscillazioni, che almeno temporalmente hanno segnato l'inizio di quella difficile mattinata in Spagna, possono alla lunga condurre il sistema a blackout, e quindi devono essere tempestivamente rilevate e contrastate. Per quanto riguarda il monitoraggio, oggi esso si basa su Phase Measurement Units (PMU) installati in modo più o meno capillare nella rete europea (la tecnologia è relativamente nuova e quindi il sistema di monitoraggio è tuttora in via di sviluppo), che consentono di rilevare dati come quelli presentati nella figura precedente. I dati, misurati ad esempio ogni 20 ms, sono poi elaborati nei centri di controllo per individuare e caratterizzare le oscillazioni. Ad esempio, il TSO italiano Terna dispone di uno dei sistemi più avanzati in termini di numero di PMU installate e si avvale di algoritmi, elaborati anche con l’ausilio del Politecnico, per identificare le aree affette, la gravità del fenomeno e la necessità di prendere dei provvedimenti correttivi. Tra i provvedimenti correttivi, i sistemi di smorzamento delle oscillazioni detti Power System Stabilizers (PSS), che sono obbligatori sui generatori rotanti di taglia maggiore; in futuro dispositivi simili dovranno essere installati anche sulla generazione FER. Altri provvedimenti possono essere adottati in tempo reale e consistono tipicamente nella riduzione dei flussi di potenza nelle interconnessioni (operazione che, forse, era in corso per l’interconnessione Spagna-Francia).
Per quanto riguarda la gestione dell’interconnessione, la Figura seguente illustra il transitorio di frequenza che ha condotto al blackout. Il probabile istante in cui l’interconnessione Francia-Spagna si è aperta è all’istante 10.33:20 (tempo UTC), in cui si vede un “rimbalzo” della frequenza misurata a Milano. L’apertura dell’interconnessione avviene in modo concettualmente corretto: nel momento in cui si verifica che il resto della rete europea non è più in grado di “aiutare” il sistema iberico, a causa della limitata capacità dell’interconnessione, vi sono dispositivi di protezione che automaticamente comandano l’apertura delle linee (una specie di abbandono della penisola iberica al proprio destino). Nell’interconnessione Francia – Spagna risulta che siano installati sistemi di protezione contro la cosiddetta perdita di sincronismo, che hanno rilevato la condizione pericolosa ed hanno agito di conseguenza. Certamente, un potenziamento della capacità di interconnessione, anche mediante l’installazione di innovativi sistemi HVDC in corrente continua, avrebbe potuto ritardarne l’intervento e sostenere maggiormente il sistema iberico.
La fase di collasso della frequenza (progetto MedFasee)
Fonte: G. R. Moraes, B. A. S. Ambrosio, J. L. Pereira, D. Issicaba, A. F. C. Aquino, and I. C. Decker, Impact analysis of COVID-19 pandemic on the electricity demand, frequency control and electromechanical oscillation modes of the Brazilian Interconnected Power System using low voltage WAMS data
Infine, nella terza fase, come contrastare il declino inesorabile della frequenza dovuto ad un deficit di generazione? È possibile aumentare la generazione oppure diminuire il carico elettrico in modo controllato. Nei sistemi fortemente basati su FER, ciò che cambia radicalmente rispetto al passato è la dinamica, una volta relativamente lenta, oggi certamente accelerata dalla ridotta inerzia della generazione FER (nel caso italiano del 2003, il tempo intercorso tra la disconnessione con il resto dell’Europa e il blackout fu di circa un minuto e mezzo, nel caso spagnolo, circa 6 secondi): per questo, lato generazione, si renderanno necessari sistemi di inerzia sintetica (o equivalenti compensatori sincroni) e/o sistemi di regolazione rapida della frequenza, basati fondamentalmente su accumuli elettrochimici, tutte contromisure oggi in corso di implementazione, anche in Italia.
Lato carico, le uniche contromisure adottabili sono la disconnessione rapida di porzioni di utenze, assoggettate ai cosiddetti piani di difesa della rete; piani che comunque devono essere continuamente aggiornati e riprogrammati in considerazione della dinamica della rete in continua evoluzione. Tale piano, ad esempio, non è stato efficace nel caso spagnolo.
Alla luce delle considerazioni sopra esposte, è possibile proseguire sulla strada delle rinnovabili, per diffondere i benefici sui prezzi a tutte le reti d’Europa, liberandoci dalla dipendenza di gas importato, geopoliticamente ed economicamente instabile, oltreché dannoso per il pianeta. Perché ciò avvenga, è però necessario proseguire sulla strada della innovazione, ricercando ed implementando le nuove soluzioni tecnologiche disponibili, come gli accumuli elettrochimici, o le tipologie di convertitori che sostengono la stabilità di rete. Non si tratta di soluzioni futuristiche: il regolatore del sistema britannico già da qualche anno ha introdotto regole per far contribuire anche le rinnovabili alla sicurezza della rete, e del resto un sistema di dimensioni limitate come quello irlandese dimostra da tempo che è possibile garantire la stabilità della rete anche in presenza di FER che arrivano a 87-88% del carico elettrico.
