La mattina del 28 aprile 2025, alle ore 12:33, la penisola iberica è stata teatro del primo grande blackout dell’era delle fonti rinnovabili. L’intero sistema di trasmissione elettrica peninsulare è collassato, lasciando al buio Spagna e Portogallo e coinvolgendo parzialmente anche Andorra e il sud della Francia. Fin dai primi istanti, l’evento è stato etichettato da diversi osservatori come la prova provata dei rischi connessi alla decarbonizzazione. Tuttavia, i fatti e le analisi tecniche successive dipingono un quadro completamente diverso. Il report pubblicato da Italia Solare, intitolato Il blackout in Spagna: colpa delle rinnovabili?, chiarisce fin da subito che le fonti pulite non sono state la causa del guasto.
L’evento è stato invece l’esito di un problema sistemico, nato dalla convergenza di fattori tecnici, lacune organizzative e norme operative ormai obsolete. La ricostruzione ufficiale smentisce nettamente le ipotesi di guasti atmosferici estremi o di cyber-attacchi, riconducendo il collasso a una complessa dinamica interna alla rete elettrica.
Contesto operativo e configurazione della rete
Nella mattinata dell’incidente, la rete spagnola operava in una configurazione ormai ordinaria per un Paese all’avanguardia nella transizione energetica. Con un carico complessivo di circa 30 GW, la produzione poggiava su 20 GW di fotovoltaico e 3 GW di eolico, determinando una quota pari al 70% di energia immessa tramite convertitori statici. I restanti 10 GW erano coperti da generazione rotante convenzionale, ossia impianti idroelettrici, nucleari e a gas. Questa architettura, caratterizzata da una forte presenza di risorse basate su inverter, riduce l’inerzia elettromeccanica del sistema e richiede una perfetta risposta dinamica dei sistemi di controllo degli inverter stessi.
Tale assetto rifletteva i successi delle politiche energetiche locali, che nel 2024 avevano portato le fonti rinnovabili a coprire oltre il 60% della produzione elettrica annua spagnola. Questa trasformazione ha garantito enormi vantaggi economici, permettendo alla Spagna di registrare nel 2024 un prezzo medio dell’energia sul mercato primario pari a 63 euro al MWh, a fronte dei 108 euro al MWh del mercato italiano, ancora fortemente legato al gas. Fino alle 12:00, la rete ha mantenuto una condizione di stabilità, con fluttuazioni di tensione e piccole oscillazioni inter-area contenute entro i limiti operativi di sicurezza.
Sequenza temporale del collasso tra oscillazioni e contromisure
La fase critica si è sviluppata in un arco temporale di mezz’ora, attraverso una catena di eventi progressivi. Alle 12:03 si è manifestata una prima forte oscillazione a 0.6 Hz che ha fatto crollare il fattore di smorzamento dal 20% al 5%, provocando cali di tensione fino a 375 kV e instabilità negli scambi con la Francia. Il centro di controllo di Red Eléctrica Española ha reagito inserendo linee a 400 kV per ridurre l’impedenza, riducendo l’export verso la Francia e staccando alcune reattanze. Alle 12:16 una seconda oscillazione della stessa frequenza ha evidenziato un comportamento anomalo riconducibile a un impianto fotovoltaico da 250 MW a Badajoz, la Planta Fotovoltaica A.
Pur producendo correttamente potenza attiva, l’impianto ha riscontrato un’anomalia nel controllo interno della potenza reattiva, innescando un effetto forzato sulla rete. Una terza oscillazione alle 12:19 ha sovrapposto il modo a 0.6 Hz con quello inter-area a 0.2 Hz, spingendo il gestore a tagliare ulteriormente le esportazioni verso Francia e Portogallo.
Nonostante un provvisorio rientro della tensione nei margini di sicurezza alle 12:22, alle 12:30 la rete di distribuzione ha iniettato improvvisamente 760 Mvar di potenza reattiva nella rete di trasmissione, accompagnata da una variazione non tracciata di circa 845 MW della domanda, provocata dal distacco automatico della generazione distribuita per sovratensione. L’innalzamento incontrollato della tensione e l’impossibilità di riaccendere in tempi rapidi i cicli combinati a gas hanno portato la frequenza a crollare e il sistema al collasso definitivo alle 12:33:24.
Responsabilità sistemiche e analisi dell’expert panel di Entos-E
Le analisi condotte da Red Eléctrica Española e il rapporto finale dell’expert panel di Entos-E, confermano che il blackout non è stato generato da una mancanza di energia da fonti rinnovabili o da una carenza strutturale di inerzia. Fino a pochi istanti prima del crollo, il collegamento in corrente continua con la Francia continuava a esportare energia, dimostrando che la capacità produttiva era sovrabbondante. Il vero nodo critico è stato l’effetto domino derivante da un quadro normativo obsoleto, in particolare per quanto riguarda il controllo della tensione, disciplinato in Spagna da regole concepite per un sistema basato su centrali termoelettriche convenzionali e mai adeguate alla generazione distributed e inverter-based.
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Le contromisure d’emergenza del gestore di rete, pur necessarie, hanno finito per innalzare progressivamente i livelli di tensione, riducendo i margini di sicurezza e innescando un’instabilità di tipo volt-var. Quando si è verificata la perdita di sincronismo, la capacità limitata delle interconnessioni con il resto d’Europa ha impedito di scaricare l’eccesso di perturbazione, isolando la penisola iberica e trasformando un’instabilità locale in un totale blackout. Le operazioni di ripristino della rete hanno richiesto circa 12 ore in Portogallo e 16 ore in Spagna, evidenziando l’estrema delicatezza delle fasi di riaccensione.
Rinnovabili: le prospettive e le riforme necessarie per la rete del futuro
L’insegnamento fondamentale che emerge dall’evento del 28 aprile 2025 non indica la necessità di rallentare la transizione energetica, bensì l’urgenza di accelerare gli investimenti nelle infrastrutture e nell’aggiornamento delle regole operative. Per garantire la tenuta dei sistemi elettrici ad alta penetrazione di rinnovabili, il report individua precise linee d’azione. È indispensabile potenziare le interconnessioni transfrontaliere sia in corrente alternata sia in corrente continua per evitare l’isolamento delle reti nazionali.
Occorre inoltre diffondere su larga scala sistemi di accumulo tramite batterie e pompaggi idroelettrici, estendere l’uso di inverter evoluti capaci di fornire inerzia sintetica e supporto dinamico di tensione, e standardizzare i comportamenti dei dispositivi a livello europeo. I costi sistemici legati a questi adeguamenti infrastrutturali sono ampiamente ripagati dai benefici economici della generazione pulita e dalla competitività garantita da prezzi energetici più bassi, confermando che la sicurezza della rete si ottiene ammodernando la governance energetica e non tornando alle fonti fossili.
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