Il 28 aprile 2025, un vasto blackout ha colpito la Spagna, il Portogallo e alcune zone del sud della Francia, lasciando milioni di persone senza elettricità per diverse ore. Secondo le ultime informazioni disponibili, la causa principale non è stata un guasto tecnico interno, né un attacco informatico, ma un evento atmosferico eccezionale che ha innescato una crisi di stabilità nella rete elettrica ad alta tensione.

Nelle prime ricostruzioni ufficiali, il gestore della rete elettrica portoghese REN e il gestore spagnolo Red Eléctrica hanno indicato che forti variazioni meteorologiche (in particolare un fronte freddo rapido) hanno provocato sbalzi simultanei nella produzione eolica e solare, insieme a variazioni di carico. Questi sbilanciamenti si sono tradotti in oscillazioni anomale nelle linee ad alta tensione che collegano la penisola iberica al resto d’Europa.

Quando queste oscillazioni hanno superato le soglie di tolleranza, i sistemi di protezione automatici hanno isolato la Spagna e il Portogallo dalla rete continentale, per evitare un collasso generalizzato. Una volta isolate, però, le reti iberiche non sono riuscite a mantenere il bilanciamento immediato tra domanda e offerta di energia, portando a blackout diffusi.

Eventi simili, seppure di natura diversa, si sono verificati anche in passato, come nel blackout europeo del 2006 o nel blackout italiano del 2003. Tuttavia, l’evento del 2025 evidenzia un problema nuovo e crescente: l’aumento di fonti rinnovabili nella rete, pur essendo positivo per la transizione energetica, riduce l’inerzia naturale del sistema elettrico, rendendolo più vulnerabile a oscillazioni rapide.

Approfondiamo ora i dettagli tecnici che spiegano questo fenomeno.

Approfondimento tecnico: oscillazioni inter-area e modelli fisici

In una rete elettrica su vasta scala, come quella europea, i generatori sono collegati tra loro e devono mantenere la stessa frequenza di rete (50 Hz). Tuttavia, quando si verificano disturbi rapidi, come quelli provocati da condizioni meteorologiche estreme, possono emergere delle oscillazioni inter-area: gruppi di generatori in una regione oscillano in controfase rispetto a quelli di un’altra regione.

Il comportamento dinamico di ogni generatore può essere descritto, in prima approssimazione, dall’equazione del moto del rotore:

dove:

• è il momento d’inerzia meccanico del generatore,
• è il coefficiente di smorzamento,
• è l’angolo della fase elettrica rispetto al riferimento,
• è la potenza meccanica fornita dalla turbina,
• è la potenza elettrica esportata verso la rete.

Se e non sono bilanciati, il generatore accelera o decelera, generando oscillazioni nella frequenza locale.

Quando molte aree della rete sono accoppiate, si possono manifestare modi propri di oscillazione, cioè situazioni in cui intere regioni oscillano le une rispetto alle altre a frequenze caratteristiche comprese tra 0,2 Hz e 0,8 Hz.

Se lo smorzamento naturale non è sufficiente, l’oscillazione può crescere rapidamente. Per questo motivo si usano dispositivi di controllo come i Power System Stabilizers (PSS), progettati per fornire un’azione di smorzamento dinamico.

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Il ruolo delle condizioni atmosferiche

Nel caso del blackout iberico, il passaggio di un fronte freddo ha prodotto:

• forti raffiche di vento,
• rapide variazioni di temperatura,
• copertura nuvolosa irregolare.

Questi fenomeni hanno causato improvvisi sbilanciamenti nella produzione:

• aumento o crollo della produzione eolica,
• diminuzione della produzione solare,
• variazioni inattese nel carico di consumo.

Questi sbilanciamenti hanno generato oscillazioni nei flussi di potenza sulle linee principali. Quando la differenza di flusso supera la capacità dinamica delle linee, la rete può subire uno scollegamento automatico (islanding) per motivi di sicurezza.

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Il collasso locale e il concetto di “cero energético”

Una volta che la rete iberica si è isolata, il sistema non è riuscito a bilanciare immediatamente produzione e domanda, causando un rapido calo della frequenza. I sistemi di protezione hanno staccato ulteriori porzioni della rete, portando a blackout su larga scala.

Questo fenomeno può essere rappresentato dalla variazione della frequenza in funzione dello sbilanciamento di potenza :

dove:

• è la costante di inerzia del sistema,
• è la frequenza nominale (50 Hz).

Una bassa inerzia (come accade in reti dominate da rinnovabili) amplifica la variazione di frequenza per un dato sbilanciamento di potenza, rendendo il sistema più fragile.

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Da quanto emerge finora, quindi, il blackout del 28 aprile 2025 non è stato causato da errori umani o attacchi informatici, ma è il risultato dell’interazione tra sbilanciamenti rapidi di potenza e instabilità dinamiche in una rete elettrica moderna a bassa inerzia.

Questo evento sottolinea la necessità di:

• migliorare i sistemi di monitoraggio e previsione dinamica,
• sviluppare tecnologie di inerzia virtuale per compensare la perdita di inerzia meccanica naturale,
• rafforzare le strategie di smorzamento dinamico.

La transizione energetica verso fonti rinnovabili richiede quindi un ripensamento profondo del modo in cui garantiamo la stabilità e la resilienza delle nostre reti elettriche.

Soluzioni future per reti elettriche più resilienti

Il blackout evidenzia quanto sia urgente rendere le reti elettriche moderne più robuste di fronte agli sbilanciamenti rapidi, specialmente in un contesto di crescente integrazione di fonti rinnovabili. Diverse strategie tecnologiche stanno emergendo per affrontare queste nuove sfide:

Inerzia virtuale

Tradizionalmente, la stabilità immediata della frequenza di rete è garantita dall’inerzia meccanica dei grandi generatori rotanti, come turbine a vapore o idroelettriche. Tuttavia, i pannelli solari e molte turbine eoliche moderne si collegano alla rete tramite inverter elettronici e non forniscono inerzia naturale.

Per compensare, si sviluppano sistemi di inerzia virtuale: dispositivi elettronici (come inverter controllati da software) che rispondono automaticamente alle variazioni di frequenza come se fossero generatori dotati di inerzia.

Dal punto di vista matematico, l’inerzia virtuale mira a ripristinare la relazione:

anche senza una massa rotante reale.

Grid forming inverters

I nuovi inverter di tipo grid-forming non si limitano a seguire la rete (come fanno gli inverter tradizionali, grid-following), ma sono capaci di creare e stabilizzare direttamente la tensione e la frequenza.
In pratica, questi dispositivi si comportano come “generatori virtuali”, stabilizzando attivamente la rete anche in assenza di generatori tradizionali. Sono importantiper garantire la stabilità in reti con alta penetrazione di energia rinnovabile.

Sistemi di previsione meteorologica avanzata

Poiché molte delle variazioni rapide nella produzione derivano da fenomeni atmosferici (vento, nuvole), si stanno sviluppando sistemi di previsione ultra-rapida per monitorare:

• variazioni di irraggiamento solare,
• cambiamenti improvvisi nella velocità del vento,
• fronti meteorologici ad alta velocità.

Integrando questi dati nei centri di controllo della rete, si possono attivare contromisure proattive prima che il disturbo raggiunga livelli critici.

Strategie di demand response

Un altro approccio è il demand response, ovvero la possibilità di variare in modo controllato il consumo degli utenti per aiutare a bilanciare la rete.

In caso di squilibrio imminente, alcuni carichi non essenziali possono essere ridotti o posticipati automaticamente, attenuando lo stress sulla rete senza bisogno di staccare intere aree.

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Insomma, la stabilità delle reti elettriche del futuro non si baserà più solo sull’inerzia meccanica, ma su una combinazione intelligente di:

• inerzia virtuale,
• controllo elettronico attivo,
• previsione dinamica del sistema,
• partecipazione dinamica degli utenti finali.

Il blackout del 28 aprile 2025, pur nella sua gravità, rappresenta anche un campanello d’allarme: è il momento di accelerare l’adozione di queste nuove tecnologie per costruire una rete elettrica più resiliente, flessibile e adatta all’era delle energie rinnovabili.