In questa seconda parte, che fa seguito all’intervento pubblicato su Quotidiano Energia il 22 ottobre, si approfondisce l’indagine degli aspetti tuttora aperti sull'apagón che ha paralizzato la penisola iberica il 28 aprile.
REE scrive a CNMC: l'urgenza che ignora le oscillazioni
Appena quattro giorni dopo la pubblicazione del rapporto ENTSO-E sul blackout del 28 aprile, Red Eléctrica de España (REE) scrive all’autorità di regolazione spagnola CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia). Il documento (proposta DCOOR/DE/008/25, datato 7 ottobre 2025) è un elenco dettagliato di criticità: crescita significativa di installazioni connesse tramite elettronica di potenza che possono modificare la loro produzione "in pochi secondi, praticamente a gradino"; partecipazione attiva di queste tecnologie nei mercati, che aumenta la probabilità di variazioni rapide di potenza attiva e reattiva, quindi dei flussi di potenza e delle tensioni; risposta lenta dei generatori convenzionali con controllo di tensione; forte crescita dell'autoconsumo distribuito non osservabile dal TSO.
Per far fronte a queste problematiche, REE chiede modifiche temporanee che riguardano la flessibilità nella programmazione (Procedura Operativa 3.1), la gestione della riserva da parte degli impianti termici (P.O. 3.2), l’attuazione delle rampe per gli impianti abilitati alla regolazione secondaria (P.O. 7.2), e l’inasprimento dei requisiti per il controllo di tensione in termini di misurazione della tensione (numero di campioni validi, P.O. 7.4).
È un quadro tecnico dettagliato e plausibile. Ma cosa manca? Le oscillazioni interarea. In tutto il documento della CNMC – 14 pagine di analisi tecnica e giuridica – il termine non compare mai. Si parla di "variazioni brusche di tensione", di "salti a gradino", di "cambios bruscos de programa". Ma le oscillazioni elettromeccaniche che avevano dominato la narrazione del blackout di aprile, che ENTSO-E ha appena analizzato in 264 pagine, e che gli esperti internazionali considerano tra i fenomeni più pericolosi, semplicemente non esistono né nel documento del regolatore spagnolo né – probabilmente – nella comunicazione REE al regolatore.
La risposta di CNMC
Alle richieste di modifiche delle procedure operative, CNMC ha risposto con una risoluzione di emergenza, ma parziale. La risoluzione DCOOR/DE/008/25 del 20 ottobre (
“Misure urgenti per la stabilizzazione della tensione”) introduce con effetto immediato (per 30 giorni, prorogabili fino a tre mesi) modifiche a tre procedure operative fondamentali:
- Programmazione (PO 3.1): Si concede a REE maggiore flessibilità temporale (fino a 75 minuti in più) nella pubblicazione del programma giornaliero provvisorio praticabile (programa diario viable provisional - PDVP), privilegiando la risoluzione delle restrizioni tecniche sulla tempestività.
- Restrizioni Tecniche (PO 3.2): I gruppi termici programmabili dovranno destinare tutta la capacità disponibile ai mercati di bilanciamento, il che consente di gestire in anticipo l'insufficienza di riserva a salire, ma limita di fatto la loro flessibilità operativa nei mercati infragiornalieri.
- Rampe (PO 7.2): Tutti gli impianti abilitati alla regolazione secondaria, anche in assenza di partecipazione al mercato, dovranno seguire le rampe prestabilite nel programma in tempo reale (Programa en tiempo real - PTR) per "minimizzare i salti a gradino", un obbligo che l'operatore di sistema potrà richiedere per la sicurezza.
Di grande rilievo è la mancata approvazione delle modifiche proposte alla Procedura Operativa 7.4 (Controllo della Tensione). La CNMC ha accolto le "vibrate proteste" e la documentazione tecnica dei generatori, sia convenzionali sia rinnovabili, che denunciavano l'impossibilità e la pericolosità (rischio di danni alle macchine e instabilità) di rispettare i nuovi requisiti. La CNMC ha riconosciuto la necessità di "un'analisi più approfondita" e ha chiesto a REE di cercare soluzioni alternative.
Infine, riconoscendo il carattere eccezionale e temporaneo delle misure, la CNMC ha annunciato il lancio di un piano, che coinvolge gli operatori, per analizzare l’implementazione della P.O. 7.4 e le proposte aggiuntive, in particolare le questioni relative alle rampe per impianti asincroni imposte da REE nell'Ordinanza TED/749/2020, lo sviluppo della normativa tecnica per la tecnologia "grid forming" e la creazione di un mercato di regolazione primaria.
La risoluzione DCOOR/DE/008/25 è frutto di una consultazione lampo di cinque giorni, che non ha consentito il consueto dibattito e per questo ha scatenato un'ondata di commenti critici. Generatori e consumatori hanno puntato il dito contro la mancanza di trasparenza sulle cause emergenziali e sui dati tecnici, l'impatto sui mercati (rischio di aumento dei costi per vincoli operativi e minore competitività per le rinnovabili) e le difficoltà di implementazione immediata.
Il paradosso degli studi di connessione
La decisione di avviare questa consultazione urgente ha provocato molte reazioni in Spagna. Un esperto del sistema elettrico e grande divulgatore, Joaquin Coronado Galdos, ha sollevato un punto che merita attenzione. In un commento alla procedura CNMC, scrive: "Red Eléctrica autorizza, uno per uno, tutti gli impianti fotovoltaici che sono collegati alla sua rete. Il gestore determina la capacità di accesso di ciascun impianto come la potenza attiva massima iniettabile nel rispetto dei criteri di sicurezza, qualità e stabilità, definiti dalla Circolare 1/2021 e dalle Procedure Operative". Coronado Galdos spiega che REE applica tre filtri tecnici rigorosi per autorizzare ogni connessione. Il primo valuta la potenza della rete attraverso il rapporto di cortocircuito ponderato: se l'area è elettricamente debole, la capacità di connessione viene limitata proprio per evitare instabilità di tensione. Il secondo filtro analizza il comportamento statico mediante studi di flusso di carico, simulando scenari di esercizio anche in condizioni di guasto di un componente (N-1) per verificare che non ci siano sovraccarichi e che le tensioni rimangano nei limiti. Il terzo filtro valuta il comportamento dinamico: vengono simulate perturbazioni per garantire che l'impianto non induca oscillazioni o perdite di stabilità.
"Quindi NO", conclude Coronado Galdos con sarcasmo, "i 32 GW di fotovoltaico connessi alla rete in Spagna NON sono usciti da un cilindro. Sono stati autorizzati dopo aver seguito dettagliate procedure tecniche eseguite dalla stessa Red Eléctrica".
Il paradosso è evidente. Siccome bisogna dare per scontato che gli studi di connessione siano stati eseguiti correttamente secondo la
procedura tuttora in vigore, le problematiche ora evidenziate – concentrazione di generazione basata su inverter in zone deboli della rete, variazioni rapide di potenza, instabilità di tensione – avrebbero dovuto emergere durante la fase di autorizzazione. Le possibili spiegazioni sono limitate: escludendo che gli studi fossero inadeguati, per esempio perché sottovalutavano l'effetto cumulativo di migliaia di impianti, non resta che supporre che il sistema sia evoluto in modo imprevisto o che il comportamento reale degli impianti differisce sostanzialmente dalle simulazioni. Quanto all’osservabilità, noi italiani sappiamo quanto fatica ci è costato completare il
lavoro sui Significant Grid User connessi in distribuzione.
La regola del 110% a un secondo e la lezione italiana
C'è un dettaglio tecnico che non compare nella procedura d'urgenza della CNMC ma che potrebbe aver avuto un ruolo determinante. Come nota il fascicolo divulgativo di RSE già richiamato, "secondo l'attuale regolamentazione, la disconnessione dalla rete della generazione a livelli di tensione inferiori a 110 kV può avvenire dopo appena un secondo dal superamento del 110% della tensione nominale". RSE aggiunge che "questo limite è stato superato da tempo nelle regolamentazioni di altri Paesi, fra cui l'Italia".
La norma spagnola – l'
ordinanza TED 749/2020, che di fatto dà attuazione in Spagna al regolamento europeo per la connessione dei generatori – stabilisce che gli impianti fotovoltaici connessi sotto i 110 kV possono disconnettersi automaticamente (e quindi lo fanno) dopo un solo secondo se la tensione supera il 110% del valore nominale. Come era stato già messo in luce anche in
un precedente intervento (QE 24/06), un requisito del genere, in un sistema con decine di gigawatt di fotovoltaico distribuito, può innescare un effetto domino: quando le tensioni si avvicinano al 110%, iniziano a scattare le prime protezioni; ogni disconnessione riduce l'iniezione di potenza locale, il che può far salire ulteriormente le tensioni in altri punti, innescando nuove disconnessioni.
L'Italia ha affrontato questa criticità già nel 2012. L'Autorità per l'energia (oggi ARERA), con la delibera 84/12, impose un "retrofit" – un aggiornamento tecnico – degli impianti di generazione distribuita per ampliare le soglie di tensione e frequenza entro cui gli impianti devono rimanere connessi. Fu un'operazione complessa e costosa, ma necessaria per garantire la stabilità di un sistema ad alta penetrazione rinnovabile. Ai tempi, ebbe un
plauso da ENTSO-e per i benefici di sicurezza .
Sorprendentemente, tra tutte le norme tecniche indicate nella richiesta d'urgenza di REE a CNMC, non c’era l'ordinanza TED 749/2020 sui requisiti di voltage ride-through. REE non ha richiesto di avviare un retrofit degli impianti esistenti, concentrandosi su misure operative – più centrali termiche accese, più rigidità nella programmazione, controlli più severi – che sono essenzialmente dei "cerotti", per usare l'espressione di un altro esperto spagnolo, José Martinez, che ha commentato: "il sistema elettrico attuale è fatto di toppe e riparazioni". Il fatto che il regolatore non abbia preso alla lettera la richiesta di REE proprio sul tema della regolazione di tensione (P.O. 7.4) è certamente molto significativo.
Sincronizzazione baltica e oscillazioni Est-Centro-Ovest: una correlazione da esplorare
Ma c’è ancora un’altra ipotesi – e qui bisogna usare molta prudenza, perché si tratta solo di una ipotesi – che si è discussa nel convegno di Montreal (vd QE 22/10). E parte da alcuni diagrammi, di non facilissima comprensione, del rapporto Entso-e: i dati mostrano l'opposizione di fase tra il cluster occidentale (Spagna e Portogallo) e quello orientale (Estonia, Lettonia, Ungheria, Polonia, Turchia), e rivelano una "progressiva degradazione nello smorzamento calcolato per il modo Est-Centro-Ovest (ECW)" (per gli appassionati: Figura 2-65, Figura 2-66 e Figura 2-35). l rapporto illustra come questo modo oscillatorio a 0,21 Hz coinvolga proprio l'asse che va dalla penisola iberica verso est.
L'analisi delle oscillazioni del 28 aprile mostra che già dalla mattina si registravano oscillazioni di frequenza tra Spagna e Lettonia – come documentato da GridRadar e citato nel position paper di
INESC TEC "Retrospective and Lessons from a blackout" del maggio 2025.
Come nota RSE in “
La Spagna è lontana”, "
le problematiche oscillatorie aumentano con le dimensioni del sistema interconnesso. Ogni estensione dell'area sincrona è preceduta da simulazioni approfondite e prove sperimentali, ma i modelli dinamici sono difficili da mettere a punto a causa delle dimensioni della rete e dell'incertezza sui dati. Le oscillazioni dipendono dalla specifica configurazione di rete, dai componenti collegati, dalle condizioni operative".
È possibile che la connessione dei sistemi elettrici baltici al sistema continentale europeo, avvenuta il 9 febbraio 2025, abbia modificato le caratteristiche dinamiche del sistema continentale - modi oscillatori, loro frequenze naturali e smorzamenti - rendendolo più vulnerabile?
Ciò varrebbe specialmente in quelle che sono le sue “appendici”, cioè proprio la penisola iberica a ovest, e a est “l’isolone baltico” collegato debolmente alla Polonia da una sorta di “istmo” elettrico nei pressi del c.d. corridoio di Suwalki (uno dei punti geostrategici più “caldi” del mondo, per via della enclave russa di Kaliningrad): per questo è stato usato il termine “lollipop”, perché ricorda la figura di un lecca-lecca, una massa tenuta da uno stecchino. La penisola dello Jutland è un altro “lollipop”.
