La carta d'identità del blackout macedone
- Giorno e ora: 18 maggio 2025, ore 04:59 CEST
- Estensione: Tutta la rete a 110 kV della Macedonia del Nord
- Carico perso: circa 485 MW (100% del carico sulla rete a 110 kV)
- Generazione persa: 313 MW, inclusa l’Unità1 della centrale termica di Bitola
- Ripristino: completato entro le 07:47 dello stesso giorno
- Causa principale: sovratensioni nella rete a 400 kV che hanno provocato la disconnessione in cascata di tutti i trasformatori 400/110 kV
La notte del disastro: un’inesorabile cascading
Nella notte tra il 17 e il 18 maggio, il sistema elettrico macedone si trova in una situazione particolarmente vulnerabile:
Ore 02:26 - Scattano quasi simultaneamente il trasformatore TR2 nella stazione di Bitola 2 e il TR2 a Skopje 5, entrambi per sovratensione (440,8 kV e 449,2 kV rispettivamente). Gli operatori riescono a ricollegarli, ma alle 02:59 il trasformatore di Bitola scatta nuovamente.
Ore 03:35 - Scatta di nuovo anche il TR1 a Skopje 5. A questo punto, solo due trasformatori 400/110 kV rimangono in servizio: quello di Štip e il TR2 di Skopje 4
Ore 04:06 – Si perde il trasformatore di Štip. Le tensioni continuano a salire, superando i 448 kV in diversi nodi della rete.
Ore 04:59:45 – Anche l'ultimo trasformatore rimasto, il TR2 di Skopje 4, si disconnette per sovratensione (449 kV) e la rete a 110 kV perde il collegamento con la rete a 400 kV. Si verifica un collasso di tensione sulla rete a 110 kV; l’Unità 1 della centrale di Bitola (140 MW) e altri 173 MW di generazione rinnovabile (idroelettrico ed eolico) vanno persi. L'intera rete a 110 kV va in blackout, con circa 485 MW di carico.
Le vulnerabilità strutturali del sistema macedone
L'indagine del comitato di esperti istituito da ENTSO-E ha rivelato svariate criticità sistemiche:
1. Protezioni dei trasformatori: una settimana prima del blackout, MEPSO aveva alzato le soglie delle protezioni di sovratensione dei trasformatori 400/110 kV, portandole da 441 kV fino a 449,6 kV, nel tentativo di evitare disconnessioni intempestive. Questa soluzione "tampone" si è rivelata insufficiente: le tensioni hanno comunque superato le soglie impostate. Si tratta di un approccio diverso rispetto alla filosofia protettiva standard degli altri TSO europei, che generalmente non prevedono protezioni di sovratensione sui trasformatori di potenza. La loro presenza nel sistema macedone sottolinea la gravità cronica del problema.
2. Configurazione di rete poco robusta: per contenere le tensioni elevate, gli operatori avevano adottato una misura operativa standard: la disconnessione della linea a 400 kV Skopje 4 - Bitola 2 durante le ore notturne. Questa "smagliatura" della rete, necessaria per ridurre la generazione di potenza reattiva delle linee, ha l'effetto collaterale di ridurre la ridondanza e rendere il sistema più vulnerabile (nell’evento tuttavia non si sono persi collegamenti di trasmissione). Inoltre, la linea a 110 kV Bitola 1 - Prilep 1 era fuori servizio dal 19 marzo per lavori di ricostruzione, riducendo ulteriormente la flessibilità operativa.
3. Lacune nella pianificazione operativa: Nonostante le analisi di sicurezza del giorno prima siano state eseguite utilizzando un modello MEPSO non aggiornato, erano previste tensioni fino a 449 kV in tutti i nodi a 400 kV dell'area MEPSO e quindi il superamento dei limiti di tensione. Quindi, il problema era prevedibile e previsto, ma evidentemente non sono state attivate contromisure adeguate e sufficienti.
Le similitudini e le differenze con il caso iberico
Nonostante le differenze, il blackout macedone merita molta attenzione: la Spagna e la Macedonia potrebbero non essere così lontane quanto pensiamo. I due blackout presentano aspetti comuni da cui possiamo apprendere importanti lezioni:
- Sovratensioni come causa principale: In entrambi i casi, tensioni elevate sulla rete di trasmissione hanno provocato eventi a cascata che hanno condotto al blackout.
- Ore a basso carico: Entrambi gli eventi si sono verificati in condizioni di bassa domanda (notte in Macedonia, mezzogiorno con alta produzione solare in Spagna, che dal punto di vista del “fabbisogno residuo” per l’operatore di sistema sono ore a basso carico data la forte presenza di generazione distribuita: è la cosiddetta “duck curve”, che diventa sempre più profonda man mano che progredisce la penetrazione delle fonti rinnovabili e in particolare del solare fotovoltaico).
- Pianificazione operativa inadeguata: in entrambi i sistemi, la disponibilità o il coinvolgimento limitato di generatori convenzionali e l'assenza di dispositivi dedicati hanno reso difficile il controllo della tensione. In Spagna, il TSO aveva chiamato in servizio il minimo storico di generatori convenzionali (11 unità); in Macedonia, la disponibilità di risorse per la regolazione di tensione era pure molto limitata.
- Protezioni dei trasformatori: Le protezioni di sovratensione dei trasformatori 400/110 kV hanno funzionato correttamente, disconnettendo le macchine quando la tensione superava le soglie impostate. Tuttavia, ogni disconnessione riduceva ulteriormente l’assorbimento di potenza reattiva, modificava i flussi di potenza sulla rete, tendeva ad alzare ulteriormente le tensioni nei nodi rimanenti, creava le condizioni per la disconnessione successiva. Ciò ha causato un perfetto effetto domino, dove ogni "comportamento corretto" a livello locale portava a conseguenze nefaste a livello sistemico.
- Problemi strutturali noti da tempo: In entrambi i casi, le criticità erano state identificate mesi o anni prima (sovratensioni ricorrenti in Macedonia dal 2023, episodi ripetuti anche in Spagna, per esempio con la perdita della centrale nucleare Almaraz II a gennaio 2025), ma le contromisure strutturali sono state rimandate, insufficienti, o bloccate da ritardi burocratici. In particolare, in Spagna e in Macedonia le fonti rinnovabili non erano adeguatamente integrate nei servizi di rete, specie per la regolazione di tensione.
- Sicurezza. Il criterio di sicurezza tradizionale N-1 non è stato sufficiente: infatti, cause di guasto sistemiche hanno colpito simultaneamente più componenti.
- La generazione distribuita non è completamente visibile e controllabile dai TSO. Le reti di distribuzione operano con un grado di "opacità osservazionale" che diventa sempre più problematico man mano che la penetrazione delle rinnovabili aumenta, i flussi di potenza nelle reti di distribuzione diventano bidirezionali, le interazioni tra distribuzione e trasmissione si intensificano. Inoltre, le tarature delle protezioni della generazione distribuita (si veda in particolare il caso spagnolo) possono essere inadeguate nel caso in cui la penetrazione di tali impianti diventi massiccia nel sistema.
Oltre alle similitudini, ci sono tuttavia differenze importanti:
- Natura del fenomeno scatenante: in Spagna, il disservizio è stato preceduto da oscillazioni elettromeccaniche inter-area; in Macedonia non sono riportate oscillazioni significative prima del blackout: il problema è stato "puramente" di gestione della tensione, ma si è verificato un fenomeno di “zig zag” (ripetitivi su e giù) delle tensioni a 400 kV, secondo il Factual report di ENTSO-E. L’Expert panel, per inciso, ha avuto difficoltà nel reperire i dati a causa di un guasto al sistema UPS (Uninterruptible Power Supply) primario della rete macedone avvenuto il 19 aprile che causato l'indisponibilità dei dati di storicizzazione fino al 21 luglio; ciò ha reso la ricostruzione degli eventi particolarmente complessa.
- Scala del disservizio: il blackout iberico ha coinvolto Spagna e Portogallo con circa 30 GW di carico perso e la separazione è avvenuta tra la penisola iberica e il resto del continente; quello macedone è stato ben più limitato (485 MW) e localizzato alla rete a 110 kV.
- Durata del ripristino: coerentemente con la scala ridotta del disservizio, in Macedonia il sistema è stato completamente ripristinato in circa 3 ore, contro le 16 della Spagna.
- Penetrazione delle rinnovabili: in Spagna al momento del blackout circa l'80% della domanda era coperta da rinnovabili (di cui il 55% da fotovoltaico). In Macedonia, la quota era pressochè trascurabile.
- Ruolo della generazione distribuita: nel caso spagnolo, la perdita di generazione distribuita ha avuto un ruolo importante fin dalle prime fasi di evoluzione del disservizio. In Macedonia, il problema si è concentrato sulla rete a 110 kV e il Factual report di ENTSO-E accenna a un possibile "crescente contributo di potenza reattiva dalle reti di distribuzione" tra le cause dell'aumento di tensione finale.
- Ritardi nei rimedi: in Spagna, il regolatore aveva tardato ad approvare la revisione della procedura operativa P.O. 7.4 che avrebbe ampliato le risorse per la regolazione di tensione; in Macedonia, nonostante il problema fosse noto dal 2023, non sono stati installati dispositivi di compensazione della potenza reattiva (reattori, condensatori, SVC), lasciando il sistema dipendente esclusivamente da generatori convenzionali e misure operative palliative.
- Coordinamento inadeguato con il Centro di Coordinamento Regionale. Nel caso spagnolo, l'emergenza è stata gestita in coordinamento con gli altri TSO ed entità competenti; in Macedonia, MEPSO ha comunicato con i TSO vicini ma non ha stabilito alcuna comunicazione con il RCC (Regional Coordination Centre) durante l'incidente o il ripristino, operando di fatto in isolamento rispetto alle strutture di coordinamento sovranazionali.
Le criticità nascoste: quello che i rapporti ufficiali ancora non spiegano
L'analisi del Factual report di ENTSO-E sul blackout macedone, pubblicato a novembre 2025, lascia ancora molte domande aperte. Il documento stesso sottolinea che si tratta di un rapporto preliminare e che il report finale - atteso per il primo trimestre 2026 - dovrà affrontare questioni cruciali ancora irrisolte.
Il mistero delle oscillazioni di tensione. Uno degli aspetti più intriganti riguarda il comportamento "a zig-zag" delle tensioni osservato nelle ore precedenti il blackout. Il Factual report nota esplicitamente che "la ragione del comportamento a zigzag (ripetitivi su e giù) delle tensioni a 400 kV è attualmente sconosciuta, ma potrebbe essere ricondotta a manovre manuali, automatiche o a guasti". Questo fenomeno ricorda in modo inquietante le "variabilità atipiche delle tensioni" osservate in Spagna a partire dalle 09:00 del 28 aprile, ore prima del blackout delle 12:33. In entrambi i casi, il sistema stava già mostrando segni di stress parecchio tempo prima del collasso.
Il mancato coordinamento tra i TSO dell'area del Sud-Est Europa. Il Factual report nota che MEPSO non aveva fornito il proprio modello di rete (IGM) per il 18 maggio al Centro di Coordinamento Regionale (RCC), pertanto le analisi di sicurezza coordinate hanno utilizzato un modello vecchio di 5 giorni. Inoltre, nessuna comunicazione è stata stabilita con il RCC durante l'incidente o il ripristino.
Un campanello d'allarme per l'Europa
Il blackout macedone del 18 maggio 2025 rappresenta quindi un importante caso di studio certamente più "puro" di quello iberico per comprendere le sfide della gestione della tensione nell'era delle rinnovabili. Mentre l'evento spagnolo ha avuto molteplici fattori concorrenti (oscillazioni, sovratensioni, comportamento della generazione rinnovabile distribuita), quello macedone mette in luce in modo anche più evidente un problema fondamentale: la crescente rilevanza del controllo della tensione, non solo attraverso i generatori convenzionali ma anche con dispositivi di rete adeguati. Ci si chiede:
- Quanti altri sistemi elettrici europei si trovano in condizioni simili, con vulnerabilità non completamente affrontate?
- La rapidità della transizione energetica sta superando la capacità dei gestori di rete di adattare le infrastrutture? La regolazione riesce a seguire l’evoluzione dei sistemi?
- Le analisi di sicurezza coordinate a livello europeo sono sufficientemente affidabili, o si basano su dati e modelli talvolta obsoleti o incompleti?
- I codici di rete europei, pur avanzati, vengono implementati con la tempestività necessaria in tutti i Paesi membri e associati?
- Il blackout macedone è un evento "isolato", o solo la “punta dell’iceberg” di un problema più ampio che sta stressando l'intera regione del Sud-Est Europa?
Il rischio di una "transizione a due velocità" in Europa
Il blackout macedone solleva quindi importanti interrogativi relativamente alla gestione della rete interconnessa europea. Ogni espansione dell'area sincrona aumenta i benefici in termini di sicurezza (mutuo soccorso, condivisione di riserve) e facilita gli scambi commerciali, ma introduce nuove complessità. L'integrazione di sistemi eterogenei, con caratteristiche, età delle infrastrutture e livelli di sviluppo diversi, pone importanti sfide di coordinamento.
Il disservizio macedone, pur essendo geograficamente limitato e senza conseguenze importanti sui Paesi vicini (se non per tensioni elevate rilevate in Serbia e Bulgaria), ha dimostrato ancora una volta, in un contesto di crescente interconnessione, come vulnerabilità locali possano trasformarsi in rischi sistemici.
L'espansione dell'area sincrona continentale, pur politicamente ed energeticamente desiderabile, sta creando una rete sempre più eterogenea dove convivono sistemi "maturi" con infrastrutture moderne, sistemi in rapida transizione ma con sfide di regolazione e sistemi più piccoli con vincoli di risorse e ritardi infrastrutturali.
Le criticità non sono confinate a Spagna e Macedonia. Sono sintomi di una transizione energetica che sta procedendo più rapidamente della capacità dei sistemi di adattarsi e affrontare globalmente i problemi. Come avevamo già detto: l’estensione dell’interconnessione è fondamentale dal punto di vista politico e di una sempre maggiore integrazione dei Paesi interessati nel contesto europeo, nonché per garantire loro una maggiore sicurezza della fornitura. Proprio per questo, è necessario un rapido cambio di passo.
*Rse, **Erra
