La saturazione della rete elettrica nazionale spagnola minaccia la transizione verde, la stabilità industriale e l’attrattività per gli investitori. Senza un piano di investimenti e riforme regolatorie, la Spagna rischia di sprecare il suo potenziale energetico nel Mediterraneo.

Il futuro della transizione energetica spagnola si gioca su un campo invisibile, ma cruciale: le reti di trasmissione e distribuzione. Più dell’80% dei nodi è già saturo e incapace di accogliere nuova capacità di generazione. Blackout, colli di bottiglia e tensioni regolatorie segnalano che il Paese non dispone ancora delle infrastrutture necessarie per trasformare il boom delle rinnovabili in crescita economica. Tra ambizioni climatiche e realtà industriale, la Spagna affronta un bivio: investire massicciamente nelle reti o perdere terreno nella competizione globale per l’energia pulita.

Una rete sotto pressione

L’allarme lanciato da Aelec, la lobby delle principali utility elettriche spagnole, ha reso evidente la fragilità della rete nazionale. L’analisi, basata sui dati ufficiali di Redeia (ex Red Eléctrica de España), rivela che oltre l’80% dei nodi non è in grado di assorbire ulteriore generazione senza compromettere la stabilità. Questo dato non è solo tecnico: racconta la storia di un’infrastruttura progettata in un’epoca in cui le rinnovabili erano marginali. Oggi, invece, l’obiettivo politico è farne la spina dorsale del sistema. Senza un aggiornamento rapido e massiccio, l’intero impianto rischia di cedere sotto il peso delle nuove esigenze di un Paese in piena transizione energetica.

Le conseguenze per l’elettrificazione e la transizione energetica

La saturazione della rete è un freno potenzialmente devastante per la decarbonizzazione. Collegare nuove fabbriche, integrare sistemi di accumulo, sviluppare infrastrutture per la mobilità elettrica: tutto questo dipende dalla disponibilità di una rete flessibile e resiliente. La Spagna, che in alcuni mesi del 2023 ha prodotto oltre il 50% dell’elettricità da fonti rinnovabili, rischia di vedere vanificati i progressi compiuti se non sarà in grado di trasportare e distribuire l’energia pulita. Le conseguenze si rifletterebbero non solo sugli obiettivi climatici, ma anche sulla competitività industriale. Senza reti adeguate, progetti legati all’idrogeno verde o alla chimica sostenibile potrebbero arenarsi, mentre altri Paesi europei più rapidi nell’adeguamento infrastrutturale consoliderebbero un vantaggio competitivo.

Il blackout di aprile come campanello d’allarme

Il blackout del 28 aprile, che ha lasciato milioni di persone senza elettricità tra Spagna e Portogallo, ha reso tangibile ciò che finora era rimasto confinato a rapporti tecnici e analisi settoriali. L’episodio ha mostrato quanto sia fragile la rete in un contesto di crescente complessità, con rinnovabili intermittenti e domanda in costante crescita. Per un Paese che ambisce a diventare hub energetico mediterraneo, vendendo energia pulita al resto d’Europa, un simile evento è stato un colpo di credibilità. Ha dimostrato che la sicurezza energetica non dipende solo dalla produzione, ma dalla capacità di trasporto e dalla resilienza delle infrastrutture.

Il nodo regolatorio e il dibattito sui ritorni degli investimenti

Il cuore del problema, oltre alla tecnologia, è la regolazione. In Spagna i rendimenti delle infrastrutture di rete sono fissati dall’autorità di vigilanza (CNMC) e vengono sostenuti dai consumatori finali. La recente decisione di aumentare il ritorno dal 5,58% al 6,46% non è bastata a rassicurare le utility, che chiedono un rendimento del 7,5% per giustificare gli ingenti capitali necessari. Lo scontro riflette una tensione strutturale: tutelare i consumatori da aumenti di bolletta, senza però scoraggiare gli investitori privati. Finché questo equilibrio non sarà raggiunto, il rischio è di un immobilismo dannoso, proprio nel momento in cui servirebbe velocità.

Implicazioni economiche e industriali

L’inerzia infrastrutturale non è solo una questione energetica: impatta l’intero sistema economico. Una rete satura ostacola l’espansione delle rinnovabili, rallenta l’elettrificazione dei trasporti e aumenta i costi di produzione industriale. Le aziende spagnole rischiano così di perdere competitività rispetto a rivali di Paesi come Germania o Francia, che hanno già avviato programmi più ambiziosi di modernizzazione. A ciò si aggiunge l’incertezza sugli investimenti: senza un quadro regolatorio stabile e remunerativo, i capitali internazionali potrebbero dirottarsi verso mercati più prevedibili. Per i consumatori, il rischio è duplice: tariffe più alte e un servizio meno affidabile.

Una sfida europea

La crisi della rete spagnola riflette una sfida comune a tutta l’Europa. La transizione energetica del continente è minacciata da infrastrutture progettate per un modello centralizzato e fossile, non per un sistema distribuito e rinnovabile. La Spagna, con il suo enorme potenziale solare ed eolico, potrebbe diventare un pilastro della sicurezza energetica europea, soprattutto dopo la crisi post-Ucraina che ha messo a nudo la dipendenza da fonti esterne. Ma senza un rafforzamento delle reti, questo ruolo resterà potenziale. Il rischio è che l’Europa perda l’occasione di trasformare il Mediterraneo in un hub verde strategico, cedendo terreno nella corsa globale alla leadership energetica.

Prospettive e strategie per il futuro

Il futuro delle reti spagnole richiede una strategia multilivello. Sul fronte finanziario, sarà inevitabile rivedere i meccanismi di remunerazione per attrarre capitali privati. Sul fronte tecnologico, serviranno smart grid, digitalizzazione, accumuli distribuiti e intelligenza artificiale per ottimizzare i flussi. Ma c’è anche una sfida di governance: coordinare meglio la pianificazione nazionale con quella europea, integrando le reti iberiche con quelle del continente. Solo così la Spagna potrà trasformare la crisi in opportunità, consolidando il proprio ruolo di ponte energetico tra l’Europa e il Nord Africa e rafforzando la sua posizione nella geopolitica della transizione verde.

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Il piano di Marc Murtra ridisegna la strategia del gruppo spagnolo: cessioni in America Latina, acquisizioni mirate in Europa e la sfida di trasformare un mercato frammentato in un ecosistema competitivo globale

Telefonica è arrivata a un tornante decisivo della sua storia centenaria. Dopo decenni trascorsi a costruire un impero tra Madrid e Buenos Aires, oggi la compagnia guidata da Marc Murtra sceglie di guardare al cuore dell’Europa, dove la frammentazione del mercato e le resistenze regolatorie rischiano di soffocare l’innovazione. La nuova scommessa passa da un atto di coraggio industriale: vendere gli asset latinoamericani, liberare risorse e tentare di costruire – con acquisizioni mirate e una visione politica – il primo vero gigante europeo delle telecomunicazioni. Una sfida che non riguarda solo Telefonica, ma l’autonomia tecnologica del continente.

Una nuova fase per un gigante storico

Telefonica è molto più di un operatore telefonico. Nata nel 1924 come compagnia pubblica spagnola, ha attraversato quasi un secolo di trasformazioni: dal monopolio alla liberalizzazione, dall’espansione in America Latina all’avvento del digitale. Oggi, dopo anni di erosione del valore in Borsa e di crescente pressione competitiva, l’azienda cerca una seconda vita. Marc Murtra, manager con un passato nel settore tecnologico e della difesa, è stato scelto per guidare una svolta che non riguarda soltanto l’azienda, ma l’intero settore europeo delle telecomunicazioni.

La sua idea è semplice nella formulazione, ma complessa nell’attuazione: concentrare risorse nei mercati considerati strategici – Spagna, Germania, Regno Unito e Brasile – e dismettere progressivamente gli asset in America Latina. In questo modo Telefonica punta a liberare capitale per scalare in Europa, sfidando una struttura di mercato che, a detta di molti analisti, ha raggiunto un punto di non ritorno.

Il peso della frammentazione europea

L’Europa è il continente con la maggiore frammentazione del settore. Nel 2024 erano attivi 41 operatori con più di mezzo milione di clienti ciascuno: un’anomalia se confrontata con Stati Uniti (5), Cina e Giappone (4 ciascuno), Corea del Sud (3). Questo mosaico di operatori locali, nato dalla volontà politica di preservare la concorrenza, ha garantito tariffe contenute ai consumatori, ma ha al tempo stesso ridotto la capacità di investimento.

Il risultato è un paradosso: mentre gli operatori americani e asiatici accumulano risorse da destinare a nuove tecnologie, quelli europei lottano per finanziare l’espansione delle reti in fibra, lo sviluppo del 5G e l’integrazione dei sistemi di intelligenza artificiale. Murtra sostiene che questo modello non è più sostenibile: “Se vogliamo davvero sovranità tecnologica, servono operatori titanici, in grado di competere su scala globale. Altrimenti saremo solo consumatori di innovazione altrui.”

La leva delle cessioni latinoamericane

Il cuore finanziario della strategia è la dismissione degli asset latinoamericani. Telefonica ha già siglato accordi per vendere le attività in Argentina e Uruguay, mentre sono in corso valutazioni su Cile, Messico ed Ecuador. L’operazione, secondo le stime di Kepler, potrebbe generare fino a 3,6 miliardi di euro da destinare a fusioni e acquisizioni in Europa.

Questa scelta segna un cambio di paradigma. L’America Latina è stata per decenni il motore della crescita internazionale di Telefonica, una sorta di “seconda casa” costruita sulla comune lingua e su legami culturali e politici profondi. Oggi, però, quei mercati appaiono sempre più esposti a instabilità macroeconomica, rischi normativi e volatilità valutaria. Puntare sull’Europa significa rinunciare a una parte importante dell’identità internazionale dell’azienda, ma anche allinearsi a una strategia più coerente con gli obiettivi di crescita e di consolidamento del continente.

Le possibili acquisizioni

La seconda gamba della strategia riguarda la crescita per acquisizioni. Tra i target più discussi vi è Vodafone España, che consentirebbe a Telefonica di consolidare la propria posizione nel mercato domestico. In Germania l’attenzione si concentra su 1&1, operatore con una rete complementare a quella di Telefonica Deutschland. Nel Regno Unito, infine, si valuta un rafforzamento della joint venture Virgin Media O2 con Liberty Global, magari acquisendo la quota di minoranza del partner.

In Brasile, dove Telefonica è già fortemente radicata, la priorità non è tanto un’acquisizione, quanto il consolidamento dell’infrastruttura digitale, con l’obiettivo di trasformare il Paese in un hub strategico per i servizi tecnologici in America Latina.

La dimensione geopolitica

La partita non è solo industriale o finanziaria. Le telecomunicazioni sono ormai considerate un’infrastruttura critica al pari dell’energia o della difesa. Reti, data center, cavi sottomarini e satelliti sono asset che condizionano la sicurezza nazionale e la sovranità tecnologica di un continente.

Murtra è esplicito: se l’Europa non riuscirà a dotarsi di operatori di dimensioni comparabili a quelli americani e asiatici, il rischio è che servizi cruciali come cloud, intelligenza artificiale e cybersicurezza restino nelle mani di pochi colossi extraeuropei. In uno scenario segnato da tensioni geopolitiche e nuove linee di frattura globali, il tema non è più solo economico ma di sicurezza e autonomia strategica.

Un nuovo “patto sociale”

La proposta di Murtra ai regolatori è ambiziosa: consentire processi di consolidamento a condizione che gli operatori investano in settori strategici per l’Unione Europea. Non si tratta solo di reti mobili, ma di infrastrutture digitali più ampie: cybersecurity, intelligenza artificiale applicata alle telecomunicazioni, data center, satelliti. In altre parole, un “patto sociale” tra imprese e istituzioni, in cui il guadagno di scala degli operatori viene bilanciato da investimenti diretti nell’interesse collettivo.

La domanda resta aperta: fino a che punto le autorità europee saranno disposte a ridurre il numero di player nazionali per favorire la nascita di grandi campioni continentali? E, soprattutto, come vigilare perché le promesse di investimento non restino lettera morta, ma si traducano in un reale beneficio per cittadini e imprese?

Le sfide del mercato e della finanza

Telefonica non parte da una posizione di forza. Dal 2015 la capitalizzazione si è dimezzata e il titolo resta tra i più shortati d’Europa. Gli investitori restano scettici sulla capacità del gruppo di invertire la rotta e l’ipotesi di un aumento di capitale aleggia come un’ombra sulla strategia di Murtra. La priorità dichiarata è mantenere il rating investment grade, ma le acquisizioni di scala richiedono capitali ingenti: il bilanciamento tra prudenza finanziaria e ambizione industriale sarà decisivo.

Consolidamento: il prossimo passo per l’Europa

Gli analisti concordano: il prossimo biennio sarà cruciale. In una prima fase, il consolidamento avverrà probabilmente all’interno dei singoli mercati nazionali, dove spesso operano quattro o più player. Successivamente, si potrebbe aprire la stagione delle aggregazioni transfrontaliere, che ridisegnerebbe la mappa delle telecomunicazioni europee. Telefonica, con il suo nuovo corso, potrebbe innescare una reazione a catena che coinvolga altri incumbent come Deutsche Telekom, Orange e BT.

Il futuro dell’Europa digitale

La posta in gioco va oltre Telefonica. La domanda centrale è se l’Europa riuscirà a costruire i propri campioni industriali in grado di sostenere l’innovazione e la sicurezza del continente. Se i regolatori accoglieranno la sfida, il settore delle telecomunicazioni potrebbe diventare il banco di prova di una nuova politica industriale europea. Se, invece, prevarrà la logica della frammentazione, l’Europa rischia di restare un cliente nelle mani di colossi tecnologici extraeuropei.

Telefonica, nel bene o nel male, ha deciso di giocare questa partita. E dall’esito di questa scommessa dipenderà non solo il suo futuro, ma anche quello dell’Europa digitale.

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Il Ministero dei Diritti dei Consumatori spagnolo rafforza la stretta sul mercato degli affitti brevi, contestando ad Airbnb la violazione delle normative nazionali e regionali in materia di trasparenza, licenze e accesso alla casa.

Airbnb ha rimosso 65.000 annunci di affitti turistici dal proprio portale in Spagna, in seguito alle contestazioni mosse dal Ministero dei Diritti dei Consumatori. Tali annunci, secondo il governo spagnolo, violavano la normativa nazionale, in particolare per la mancanza di trasparenza nelle informazioni e l’assenza del numero di licenza turistica, obbligatorio per legge. Le autorità hanno inoltre identificato altri 54.728 annunci privi della documentazione richiesta, portando a quasi 120.000 le offerte considerate non regolari.

La posizione del governo spagnolo e il principio del diritto alla casa

In una nota ufficiale, il Ministero ha ribadito la priorità del diritto costituzionale all’abitazione rispetto agli interessi commerciali delle grandi piattaforme digitali. La rimozione degli annunci e la prosecuzione delle indagini rappresentano, secondo il Ministero, un passo concreto nella tutela della sostenibilità abitativa, in un contesto urbano sempre più sotto pressione a causa del turismo di massa. Le politiche pubbliche in materia abitativa, ha sottolineato il Ministero, devono prevalere sulle logiche speculative globali.

Il contesto normativo e le nuove misure legislative

A partire dal 1° luglio 2025, la Spagna ha introdotto nuove regole che impongono obblighi più stringenti per gli operatori del mercato degli affitti brevi, tra cui la pubblicazione del numero di licenza turistica e l’identificazione chiara del titolare dell’annuncio (persona fisica o giuridica). Questi obblighi si inquadrano in una strategia più ampia di regolazione delle piattaforme digitali, coerente con gli indirizzi del Digital Services Act (DSA) dell’Unione Europea.

Le reazioni di Airbnb e il ricorso alle vie legali

Airbnb, che non ha ancora rilasciato una dichiarazione ufficiale in merito alla nuova ondata di rimozioni, aveva precedentemente contestato le accuse del governo spagnolo, sostenendo l’assenza di una base giuridica chiara e la mancanza di un elenco dettagliato delle inserzioni incriminate. L’azienda aveva tentato di bloccare l’azione ministeriale attraverso ricorsi nei tribunali amministrativi, finora senza successo.

Il caso spagnolo rappresenta un precedente rilevante nel panorama europeo. La crescente pressione politica e sociale per regolamentare il mercato degli affitti brevi e contrastare l’overtourism sta spingendo diverse amministrazioni locali e nazionali ad adottare normative più severe. La questione tocca anche aspetti fiscali, concorrenziali e urbanistici, ponendo interrogativi sulla responsabilità delle piattaforme e sulla loro integrazione nei regimi normativi locali.

Prospettive future: trasparenza e compliance come leve strategiche

Per le piattaforme digitali come Airbnb, l’evoluzione della normativa spagnola evidenzia la necessità di rafforzare i meccanismi di controllo, trasparenza e conformità normativa. Il rispetto delle leggi nazionali e la collaborazione con le autorità locali diventeranno fattori determinanti per la sostenibilità del modello di business in Europa. Al contempo, si apre una riflessione più ampia sull’equilibrio tra innovazione digitale, diritti sociali e regolazione pubblica dell’economia della condivisione.

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Il 28 aprile 2025 si è verificato un grave blackout elettrico che ha interessato praticamente tutta la penisola iberica.

Il gestore Red Eléctrica de España (REE) ha descritto l’evento come “eccezionale e straordinario”, con un calo improvviso del 60% dell’offerta elettrica nazionale in pochi secondi, dovuto al distacco di due generatori sincroni. Un calo di offerta crea un deficit di potenza attiva con conseguente caduta di frequenza.

Blackout iberico: un evento “eccezionale e straordinario” ma non del tutto imprevedibile

Secondo le fonti tecniche spagnole, la frequenza di rete è scesa repentinamente rispetto al valore standard (50 Hz in tutta Europa), innescando il distacco automatico delle centrali per proteggere le infrastrutture.
Questi sembrano essere i fatti, come riassunti dal responsabile delle operazioni della rete spagnola che ha menzionato due eventi molto ravvicinati, probabilmente disconnessioni dovute a malfunzionamenti di impianti fotovoltaici in Estremadura, regione del sud-ovest della Spagna (le cause effettive, però, non sono state rivelate):

• primo evento: alle 12:33, un calo di 15 GW (60% della produzione nazionale);

• secondo evento: 1,5 secondi dopo, un ulteriore calo che ha reso il sistema instabile.

Alla prima disconnessione la rete avrebbe retto, ma non al secondo evento, anche perché subito la rete francese si è disconnessa per ragioni di protezione, rendendo la rete elettrica della penisola iberica un sistema isolato (se si eccettua il cavo con il Marocco che porta poca potenza).
La frequenza sembra sia crollata da 50 Hz a 47,8 Hz in 2 secondi, superando le soglie di protezione.
Il calo repentino avrebbe causato un vero e proprio effetto domino (ad ogni disconnessione seguiva una riduzione di frequenza che causava altre disconnessioni e così via) e quindi il collasso dell’intera rete.
Solo quattro giorni prima, il 24 aprile 2025, REE aveva annunciato che la Spagna aveva raggiunto il 100% di energia rinnovabile, con circa il 75% proveniente da fonti di energia solare. Al momento del blackout, il 28 aprile, il mix energetico includeva il 60% di solare, il 12% di eolico e una quota residuale di nucleare e gas.
Il governo spagnolo non ha ritenuto di potere, al momento, escludere alcuna delle possibili cause all’origine dello sfortunato fenomeno. Tuttavia il primo ministro Sánchez ha escluso esplicitamente un legame diretto con le rinnovabili:
“Non c’è stato alcun problema di eccesso di energia rinnovabile, né di mancanza di copertura o di domanda insoddisfatta. Chi collega questo incidente alla mancanza di energia nucleare sta mentendo o dimostrando ignoranza”.

È evidente che, in mancanza di dati e informazioni di prima mano, si può solo fare qualche valutazione generale, senza alcuna pretesa di spiegare l’evento spagnolo in sé, che richiederà qualche mese di analisi dei dati di rete. Tuttavia l’affermazione del premier spagnolo, a prima vista, sembra solo parzialmente sostenibile (oltre a contraddire l’intento di non escludere a priori nessuna possibilità), e sembra presentare alcune criticità concettuali che vorrei esaminare tecnicamente.
Pertanto, lungi dal partecipare al dibattito in corso se le rinnovabili siano state o no la causa diretta dell’evento, vorrei chiarire perché l’elevatissima penetrazione di generazione solare/eolica può esacerbare la fragilità di un sistema elettrico nazionale. Al proposito scrive Reuters: “Al momento dell’interruzione la rete spagnola funzionava con pochissima «inerzia», ovvero l’energia che si muove in una grande massa rotante come un generatore o in alcuni motori industriali. L’inerzia aiuta a stabilizzare la rete rallentando la velocità di variazione della frequenza quando si verifica un improvviso calo o aumento della domanda o della produzione. In queste condizioni (quando c’è poca inerzia) – prosegue Reuters – se c’è un calo di produzione per qualsiasi motivo, la rete perde (più) inerzia e tutto si guasta.”
In queste reti i meccanismi di stabilizzazione non possono essere equivalenti a quelli di una rete tradizionale ed entrano in gioco inerzia e latenza di intervento. Il concetto da tenere presente è che un sistema distribuito a bassa inerzia e in presenza di latenza è poco robusto (“fragile”), ossia ha dominio di stabilità più limitato e da ciò deriva il maggior rischio di collasso. Se una rete è fragile lo è per scelta progettuale e, quindi, un blackout rimane un evento “eccezionale e straordinario”, ma non può dirsi del tutto imprevedibile.

Gli effetti di inerzia e latenza in una rete elettrica

Il livello di fragilità di una rete si lega all’inerzia e alle latenze di misura e calcolo. L’inerzia è di due tipi: fisica o sintetica. L’inerzia fisica è una proprietà passiva e distribuita (ogni generatore contribuisce autonomamente), non richiede comunicazione tra nodi. È lì, presente, potremmo dire “immanente” (ce la dà Madre Natura). L’inerzia sintetica, l’unica di cui possono essere dotati gli impianti solari/eolici, non è equivalente a quella fisica, perché richiede elaborazioni e quindi introduce latenza.
L’inerzia fisica è energia cinetica immagazzinata nelle masse rotanti (es. turbine, alternatori), che reagisce istantaneamente ai cambiamenti di frequenza. L’inerzia sintetica invece dipende da sensori e controlli elettronici, quindi c’è una latenza di molte decine di millisecondi e a volte centinaia (latenze di misura e calcolo). Inoltre, l’inerzia fisica ha una risposta passiva, mentre quella sintetica è attiva e richiede energia dagli accumulatori, che hanno limiti di capacità.
Ma perché l’inerzia fisica è “istantanea”? Nulla è davvero istantaneo, evidentemente, ma l’inerzia fisica è quanto di meglio gli si possa avvicinare: fornisce una risposta autonoma e immediata di riequilibrio che inizia ad agire dopo un tempuscolo trascurabile. Quando si verifica un deficit di generazione, dovuto ad es. a un distacco, la riduzione di frequenza induce un flusso istantaneo di energia cinetica dalle masse rotanti alla rete, proporzionale alla rapidità del calo di frequenza o Rate of Change of Frequency (RoCoF) = df/dt . Questo fenomeno fisico, regolato dalle leggi della meccanica newtoniana, equivale a un’intrinseca retroazione negativa in frequenza che contrasta lo squilibrio, senza necessità di interventi elettronici o algoritmi di controllo.
L’inerzia fisica, legata all’energia cinetica delle masse rotanti, è sempre attiva e in caso di guasti rallenta la velocità di caduta della frequenza, RoCoF, rispetto a un sistema privo di inerzia. Per questo motivo il tempo di risposta è quasi nullo, perché la compensazione della frequenza è una proprietà intrinseca delle masse rotanti sincrone (1). Questo effetto di freno naturale fa guadagnare tempo prezioso affinché i sistemi di controllo attivi (come gli inverter grid-forming o i governor delle centrali) possano intervenire, aumentando la generazione di potenza o riducendo i consumi per riequilibrare domanda e offerta in rete.
In reti prive di inerzia fisica, l’inerzia può solo essere emulata con circuiti elettronici, gli inverter grid-forming: tuttavia secondo alcune fonti, sembrerebbe che in Spagna generalmente gli inverter siano privi di questa funzionalità e che siano adottati i più antiquati inverter grid-following che in situazioni di crisi staccano il generatore associato; questo peggiora la criticità che però non scompare del tutto neppure con i sistemi più moderni.
Evidentemente i blackout avvengono comunque, in qualsiasi tipo di rete, ma in presenza di componenti “fisiche” la probabilità è ridotta e così anche il rischio. Infatti, non basta neppure l’inerzia fisica se lo squilibrio è troppo grande rispetto alla quantità di energia cinetica disponibile; se i controlli attivi sono lenti, mal configurati o insufficienti; se troppi guasti in cascata superano la capacità di risposta del sistema.
In sintesi, l’inerzia fisica è un meccanismo di primo intervento che mitiga la portata dell’emergenza, proprio come l’ambulanza che porta il defibrillatore; l’inerzia sintetica, che si attiva dopo, è un aiuto tecnologico, utile ma non con identiche proprietà: oggi servono entrambe, insieme a controlli rapidi e ridondanza, per evitare o ridurre fortemente i collassi.
L’inerzia sintetica, infatti, richiede una serie di azioni in cascata:

• Rilevamento della frequenza con sensori che misurano il RoCoF con una latenza di 10-30 ms
  che dipende dalla tecnologia.

• Elaborazione del segnale con algoritmi di controllo che calcolano la potenza necessaria, intro-
  ducendo un ritardo di 5-20 ms.

• Attuazione con gli inverter che modificano la potenza erogata, con un ritardo di 1-10 ms che
  dipende dal tipo di convertitore

Si ha una latenza totale fino a circa 50-60 ms (poi, l’effetto del ritardo sulla probabilità è esponenziale): certo, la tecnologia mano a mano migliora ma è lecito dubitare che mai potrà essere equivalente al caso “fisico”.
Nel caso del blackout iberico si può ipotizzare (salvo naturalmente attendere le analisi approfondite, quando saranno rese disponibili) che, per effetto di due distacchi ravvicinati di impianti solari in una rete ormai praticamente tutta riconvertita alle fonti solare/eolico, la mancanza o insufficienza di inerzia fisica o l’inerzia sintetica (fornita da inverter e batterie), se presente, potrebbe non essere riuscita a compensare il calo di frequenza a causa di ritardi nella risposta degli accumulatori e mancanza di coordinamento tra inverter distribuiti.
La lezione che si ricava a mio parere è questa: con l’avvento di reti nazionali interamente solari/eoliche si riduce inevitabilmente il dominio di stabilità del sistema. Sapere di quanto aumenta il rischio, tuttavia, richiederebbe indagini approfondite che esulano dall’intento di questo articolo e dagli strumenti del suo autore.
Il punto importante da rimarcare è che la rete solo solare/eolica è distribuita e affetta da latenza, e opera in assenza di inerzia fisica adatta a rallentare efficacemente il RoCoF: questa è una differenza sostanziale, di principio prima ancora che pratica, fra una rete tradizionale, o mista, e una rete con il 100 % di fonti rinnovabili solari/eoliche (non idriche, termiche o nucleari).
Le reti distribuite in cui sono presenti latenze di comunicazione fra i nodi sono da decenni patrimonio conoscitivo degli operatori delle telecomunicazioni. Il primo evento a cui sono stati costretti a fare fronte è stata la congestione della rete ARPANET (oggi Internet) del 1971 che ha portato ad introdurre il protocollo di controllo di flusso TCP per evitare il ripetersi di eventi distruttivi del servizio in una rete distribuita. Il fenomeno fu causato da un carico di traffico eccessivo, che svelò una lacuna critica nel design iniziale dei protocolli e delle strategie di gestione della rete a pacchetti. Alla base c’era comunque un sistema distribuito, come nel caso del grid elettrico (anche se i due tipi di blackout non vanno confusi in quanto le fenomenologie sono diverse). Oggi, tuttavia, un “TCP elettrico” non esiste e pertanto le reti prive di inerzia fisica presentano fragilità: inoltre la fisicità della rete elettrica presenta difficoltà superiori per cui, probabilmente, un apposito protocollo non basterebbe comunque.
Un’altra analogia, che perde la caratteristica della rete distribuita ma è più pertinente nel combinare gli aspetti elettrici e quelli meccanici, potrebbe essere quella dell’incidente d’auto in cui il sistema di primo intervento è l’airbag che si attiva subito, assorbendo l’urto iniziale (come l’inerzia meccanica delle turbine che rilasciano energia cinetica, riducendo il RoCoF, ad es. da -2 Hz/s a -0,5 Hz/s). Segue l’automatismo di frenatura dell’ABS che interviene dopo per evitare ulteriori danni (come la risposta primaria delle turbine che aumentano la potenza erogata, ad es. di +500 MW, tramite regolazione meccanica). Infine interviene il cambio di direzione del sistema di guida autonoma che sterza prima dell’impatto, ma ha bisogno di tempo per elaborare i dati (come le batterie e il grid-forming).
Naturalmente, è tutto da verificare con i dati, ma problemi combinati di inerzia e latenza in una rete distribuita potrebbe essere quanto meno una delle ragioni per cui gli ingegneri elettrici spagnoli
sono caduti in questa brutta disavventura.

Riflessione su un case-study

Potrebbe essere utile esaminare due scenari alternativi con lo spirito del case-study, in una prospettiva al 2030.
Facciamo il caso, puramente teorico, di un gestore elettrico infrastrutturale che ha il 50% di energia alternativa solare e eolica già installata (con poco o nullo contributo idroelettrico o geotermico) e si trovi a decidere lungo due diversi percorsi di sviluppo strategici per mirare alla piena decarbonizzazione:
A) sostituire il rimanente 50% di fonti tradizionali con altrettante fonti alternative solare/eolico;
B) sostituire il rimanente 50% con fonti nucleari SMR (small modular reactor) dotate di turbina
(un generatore nucleare genera calore e può essere seguito da una turbina). (2)

Quali vantaggi e svantaggi si possono intravedere per le due alternative?
I principali vantaggi tecnici dell’Opzione A (100% solare e eolico) sono: (a) nessuna emissione diretta (completa decarbonizzazione); (b) modularità con distribuzione geografica che riduce i rischi di guasti concentrati; (c) scalabilità che consente l’aggiunta di nuovi impianti senza vincoli termodinamici. D’altra parte si hanno anche svantaggi tecnici: (a) assenza di inerzia fisica e maggiore rischio di superamento delle soglie di frequenza critiche; (b) dipendenze critiche da intermittenza, da cui la necessità di capacità sovradimensionata di storage; (c) necessità di grid-forming inverter con requisiti di sincronizzazione e coordinamento complessi e necessità di capacità predittive con uso di IA; (d) micro-variazioni per l’assenza di grandi generatori sincroni che aumenta la sensibilità ai disturbi locali.
D’altra parte l’Opzione B (50% SMR dotati di turbina) ha i vantaggi tecnici di: (a) inerzia fisica in quanto le turbine degli SMR forniscono inerzia rotazionale equivalente a quella tradizionale (H ≈ 3−5 s); (b) minore dipendenza da accumulatori per la regolazione di frequenza; (c) complementarità con rinnovabili in quanto gli SMR forniscono carico di base costante, bilanciando l’intermittenza di solare/eolico. Anche in questo caso si hanno svantaggi tecnici: (a) minore flessibilità, con tempi di avvio/arresto più lunghi rispetto a gas/batterie (minore adattabilità a picchi di domanda); (b) complessità di integrazione per la necessità di mantenere un minimo carico termico anche in presenza disurplus di produzione da fonti solare/eolico.

La Tabella 1 riassume i vantaggi e gli svantaggi tecnici delle due opzioni a confronto.

In estrema sintesi, l’Opzione B offre un margine di stabilità significativamente superiore, riducendo i rischi di collasso sistemico. L’Opzione A richiederebbe innovazioni radicali in controlli e storage per essere sicura.

Conclusioni

Le cause del blackout iberico non sono tuttora accertate, ma la bassa inerzia passiva del sistema può avere amplificato la vulnerabilità alla propagazione del guasto. Un sistema privo di inerzia rotazionale è intrinsecamente fragile, poiché l’inerzia sintetica, pur mitigando il RoCoF, non elimina i rischi legati alla latenza di intervento (10-50 ms) e alla dipendenza da riserve di storage.
Il rafforzamento tramite interconnessioni internazionali è limitato dalla propensione delle reti confinanti a disconnettersi sotto stress, rendendo essenziale la resilienza autonoma di ogni rete nazionale.
Un esame comparativo tecnico tra un’opzione 100% rinnovabile solare/eolico (A) e una con integrazione di SMR (B) evidenzia che:

• l’Opzione B è superiore in termini di stabilità per reti continentali, grazie all’inerzia fisica e alla
  prevedibilità degli SMR, sebbene la tecnologia sia ancora in fase di sviluppo;

• l’Opzione A sembra consigliabile solo in contesti geograficamente limitati (isole, microgrid)
  con storage sovradimensionato (es., ≥12 ore di autonomia) e algoritmi di controllo predittivo
  (es., IA per bilanciamento carico/generazione).
  

La soluzione ottimale per reti continentali ad alta decarbonizzazione rimane un mix ibrido, che combini l’inerzia fisica di una quota di generatori sincroni con la flessibilità di rinnovabili e storage. Se si intende accelerare la migrazione verso un sistema elettrico ad altissima decarbonizzazione sarebbe opportuno accelerare le attività volte all’introduzione della tecnologia SMR.

Note:

(1) A questo proposito si rinvia a pag. 8 del rif. [1] ove si legge “The initial value of the df/dt is the instantaneous RoCoF just after an imbalance of power in the electrical power system (i.e. disconnection of a generator/load tripping), before the action of any control.” Si osservi l’inversa proporzionalità con il fattore di inerzia, H [s], e nessuna dipendenza dalla variabile temporale, da cui l’azione istantanea del sistema passivo. Questo principio è la base per comprendere perché le reti con alta penetrazione di solare/eolico (basso H) sono più vulnerabili ai blackout, nonostante l’uso di controlli attivi avanzati; a questo va aggiunta la latenza di intervento. È la sinergia tra i due fattori, basso H e latenza, alla base del
rischio sistemico del sistema dotato di sole rinnovabili solari/eoliche. Nel caso dell’eolico si noti che ciò avviene perché la velocità delle pale non è vincolata alla frequenza di rete (asincrona), a differenza dei generatori sincroni tradizionali.

(2) Questi oggi sono operativi in due soli casi, in Russia e in Cina, e per il resto sono a diverse fasi di sviluppo: è per questo motivo che il confronto lo riferisco a una prospettiva ipotetica al 2030.

Riferimenti
[1] ENTSOE, “Inertia and Rate of Change of Frequency (RoCoF),” Version 17 SPD – Inertia TF, 16. Dec. 2020

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La dorsale H2Med e la nuova infrastruttura idrogeno: opportunità industriali, impatti normativi e scenari geopolitici per la leadership verde della Penisola Iberica.

La corsa all’idrogeno verde in Europa riceve un nuovo impulso dalla Spagna. Enagas, operatore della rete nazionale del gas, ha annunciato che il progetto di sviluppo di una rete di oltre 2.600 km per il trasporto dell’idrogeno prosegue a ritmo accelerato, con l’obiettivo di avviare le operazioni già nel 2030. L’iniziativa si inserisce nel quadro del più ampio corridoio trans-europeo H2Med, destinato a collegare la Penisola Iberica al Nord-Ovest dell’Europa, rafforzando la sicurezza energetica continentale e la competitività del settore manifatturiero europeo.

Investimenti, infrastrutture e milestones regolatorie

Secondo l’AD di Enagas, Arturo Gonzalo, la decisione finale di investimento è prevista per il 2027, con avvio dei lavori l’anno successivo. Il piano prevede sia la costruzione di nuove pipeline dedicate all’idrogeno sia la riconversione di asset esistenti del gas, per un investimento complessivo stimato in 2,6 miliardi di euro. Il percorso progettuale coinvolge una consultazione pubblica nazionale, tesa a rafforzare la trasparenza e l’inclusione degli stakeholder nella fase di pianificazione.

La rete spagnola sarà parte integrante del sistema H2Med, la dorsale europea dell’idrogeno che punta a facilitare flussi transfrontalieri tra Spagna, Portogallo, Francia e Germania, posizionando la Penisola Iberica come hub strategico per la produzione e distribuzione di idrogeno verde in Europa.

Transizione energetica, politica industriale e prospettive di mercato

L’iniziativa si inserisce in un contesto di domanda di gas in calo in Spagna e di politiche di decarbonizzazione sempre più stringenti a livello europeo. Per rispondere alle nuove sfide di mercato, Enagas sta diversificando il proprio portafoglio, espandendo la gestione di infrastrutture anche verso l’ammoniaca e la cattura della CO2. In quest’ottica, la società ha adottato una strategia di dismissione di asset, riduzione dei dividendi e abbattimento del debito per finanziare i nuovi investimenti e rafforzare la propria resilienza finanziaria.

Il progetto risponde anche agli obiettivi del piano nazionale per l’energia e il clima, che prevede entro il 2030 il raggiungimento di 12 GW di capacità installata di elettrolizzatori per la produzione di idrogeno verde, sfruttando il vantaggio competitivo spagnolo in fonti rinnovabili come solare ed eolico.

Aspetti normativi e diritto dell’innovazione

L’espansione della rete dell’idrogeno solleva questioni cruciali sul piano giuridico e regolatorio: dalla definizione degli standard tecnici e di sicurezza, alla regolazione dell’accesso e dei prezzi, fino alla governance delle infrastrutture condivise su scala europea. Il modello adottato da Enagas e dal consorzio H2Med potrà costituire benchmark per altre realtà nazionali e comunitarie impegnate nella transizione energetica.

La realizzazione di una dorsale paneuropea dell’idrogeno rafforza la sovranità energetica dell’UE, riducendo la dipendenza dai combustibili fossili importati e valorizzando la produzione interna da fonti rinnovabili. Sul piano geopolitico, la Spagna si candida così a essere un attore chiave nella nuova economia dell’idrogeno, capace di attirare investimenti, favorire l’innovazione e sviluppare supply chain integrate con i partner europei.

Il progetto Enagas rappresenta un caso emblematico di come la sinergia tra infrastrutture, innovazione e politiche industriali possa accelerare la transizione verso un’economia low-carbon. La sfida sarà ora integrare la dimensione tecnologica e quella regolatoria, promuovendo competitività, sicurezza e sostenibilità in un mercato europeo dell’energia in rapida trasformazione.

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