Sala di controllo elettrico con schermi che mostrano la frequenza e la tensione della rete in tempo reale; sullo sfondo, attraverso una grande vetrata, si vede un impianto di batterie BESS accanto a una sottostazione. Ambiente high-tech, che trasmette un senso di controllo e stabilità.
Testo alternativo: “Il sistema BESS garantisce stabilità di frequenza e tensione alla rete elettrica spagnola dopo il blackout”
Alle 12:33 del 28 aprile 2025, la penisola iberica ha subito il più grande blackout della sua storia recente. In appena cinque secondi, la rete elettrica è passata dalla normalità al collasso totale, lasciando al buio milioni di persone e le industrie di Spagna e Portogallo. Non si è trattato né di un attacco informatico né di un sabotaggio: è stato un problema strutturale di stabilità della rete.
A più di un anno di distanza, con i rapporti ufficiali sul tavolo, la lezione è chiara: una rete dominata dalle energie rinnovabili ha bisogno di nuove risorse che garantiscano stabilità, inerzia e capacità di risposta immediata. Ed è proprio qui che i sistemi di accumulo a batteria (BESS) sono passati dall’essere una semplice opzione di efficienza a diventare un’infrastruttura fondamentale per la sicurezza. Ti spieghiamo, dal punto di vista ingegneristico, cosa è andato storto quel giorno e come l’accumulo avanzato impedisce che si ripeta.
Cosa è andato storto il 28 aprile 2025: una crisi di tensione e inerzia
Il rapporto presentato dal Governo nel giugno del 2025 ha concluso che il blackout è stato causato da un picco di tensione dovuto a una serie di fattori. Non c’è stato un unico responsabile, ma una catena di errori: oscillazioni di frequenza e tensione, un controllo dinamico della tensione insufficiente e disconnessioni a cascata degli impianti di generazione. Red Eléctrica ha stabilito che alcuni impianti di generazione si sono disconnessi in modo errato, mentre altri non hanno rispettato le norme sul controllo della tensione (procedura operativa PO 7.4).
L’analisi europea dell’ENTSO-E, elaborata da quasi una cinquantina di esperti, ha definito l’evento come il più grave degli ultimi due decenni in Europa e ha fornito un dato rivelatore: quel giorno, l’energia solare ed eolica rappresentavano oltre il 60% della produzione attiva. Una penetrazione così elevata delle energie rinnovabili, senza risorse sufficienti a garantire l’inerzia, avrebbe reso difficile contenere le oscillazioni che hanno portato il sistema a un punto di non ritorno. In altre parole: i meccanismi di difesa sono entrati in azione, ma non sono stati sufficienti. Il contesto di fondo lo affrontiamo nell’articolo «Perché lo stoccaggio energetico è fondamentale in Spagna».
Inerzia, frequenza e tensione: i pilastri invisibili di una rete stabile
Per capire la soluzione, bisogna prima capire tre concetti che sono alla base di qualsiasi rete elettrica e che funzionano in modo invisibile finché non si guastano.
Inerzia. Di solito, le grandi turbine delle centrali termiche, nucleari e idroelettriche girano a migliaia di giri al minuto. Quella massa rotante immagazzina energia cinetica che funziona come un volano: in caso di squilibrio improvviso, attutisce l’urto e dà al sistema il tempo di reagire. I pannelli solari e i moderni generatori eolici, collegati tramite elettronica di potenza, non forniscono naturalmente questa inerzia fisica.
Frequenza. La rete europea funziona a 50 Hz. È il battito del sistema: se la produzione e la domanda non sono perfettamente bilanciate in ogni istante, la frequenza subisce uno scostamento. Un calo repentino fa scattare i dispositivi di protezione e disconnette le apparecchiature a cascata, esattamente quello che è successo il 28 aprile.
Tensione. È la tensione elettrica del sistema. Il suo controllo deve essere dinamico e locale; quando sfugge al controllo — come è successo quel giorno — la sovratensione danneggia le apparecchiature e provoca interruzioni di protezione che aggravano il problema.
La sfida di una rete con poca inerzia
Man mano che la Spagna si avvia verso una produzione energetica prevalentemente rinnovabile, l’inerzia disponibile diminuisce. Una rete con poca inerzia è una rete instabile: reagisce in modo più brusco a qualsiasi perturbazione e ha meno margine di manovra per correggersi. Il blackout ha dimostrato che non si tratta di un problema teorico del futuro, ma di un rischio operativo già presente. La domanda non è più se bisogna rafforzare la stabilità, ma con quale tecnologia farlo.
Grid forming: come le batterie passano dal seguire la rete al formarla
Ecco il cambio di paradigma. La maggior parte degli inverter per energie rinnovabili funziona in modalità “grid following” (seguono la rete): hanno bisogno di un riferimento di tensione e frequenza già esistente per funzionare. Se quel riferimento vacilla, si disconnettono. I sistemi BESS di ultima generazione funzionano in modalità «grid forming» (formano la rete): sono in grado di stabilire e mantenere autonomamente tensione e frequenza, fungendo da punto di riferimento per il sistema invece di dipendere da esso.
Inerzia sintetica con inverter VSM
Gli inverter avanzati per il grid forming integrano algoritmi di macchina sincrona virtuale (VSM) che riproducono elettronicamente il comportamento di una turbina reale. Forniscono inerzia sintetica: di fronte a un’improvvisa variazione della produzione o del consumo, la batteria immette o assorbe potenza in pochi millisecondi, imitando l’effetto smorzante del volano fisico. È la risposta diretta alla carenza che ha aggravato il blackout.
Risposta in frequenza rapida
Un BESS reagisce alle variazioni di frequenza molto più velocemente di qualsiasi centrale convenzionale: in frazioni di secondo, contro i secondi o i minuti che servono a una turbina per modificare la propria produzione. Questa rapida risposta in frequenza rende le batterie la risorsa ideale per fornire i servizi di regolazione e bilanciamento che mantengono il sistema entro i suoi margini di sicurezza, un flusso di entrate che si somma all’arbitraggio energetico e che viene gestito dall’EMS dell’impianto.
Black start: l’avvio a freddo che ripristina il sistema
La capacità più strategica di un BESS grid forming è il black start, ovvero l’avvio a freddo: la capacità di riavviare la rete da zero dopo un blackout totale, senza bisogno di una fonte di energia esterna. È, letteralmente, la funzione che permette di ricostruire il sistema quando tutto è andato in blackout.
E non è più solo teoria. Nel 2026, il produttore Sungrow ha dimostrato, con una certificazione indipendente del TÜV Rheinland, di poter effettuare un avvio a freddo in meno di 20 secondi: il suo sistema di accumulo ha stabilizzato la tensione dell’impianto in 19 secondi e ha ripristinato i carichi e l’infrastruttura senza alcun supporto esterno. Nel frattempo, in Spagna sono stati presentati i primi studi ufficiali sul grid forming per progetti di batterie, con oltre 500 simulazioni per ogni parco per dimostrare queste capacità in linea con i requisiti di Red Eléctrica. L’accumulo in grado di stabilizzare e riavviare la rete sta smettendo di essere una semplice promessa per diventare un requisito tecnico verificabile.
Da costo a risorsa strategica: cosa significa per il tuo progetto
La conseguenza per i promotori e le aziende industriali è duplice. Da un lato, a livello normativo e commerciale: Red Eléctrica richiede sempre più capacità di stabilità ai nuovi impianti, e proprio quei servizi — regolazione della frequenza, controllo della tensione, inerzia, black start — vengono remunerati. La stabilità smette di essere un costo per diventare una fonte di entrate. È la stessa logica alla base del nuovo mercato della capacità in Spagna, che paga gli impianti per garantire la stabilità del sistema.
D’altra parte, è una questione di progettazione. Non tutti i BESS offrono queste funzionalità: dipende dall’elettronica di potenza, dal tipo di inverter e dalla configurazione del sistema. Scegliere la tecnologia grid forming fin dall’inizio del progetto è ciò che distingue una batteria che si limita a immagazzinare energia da una che, inoltre, rafforza la resilienza del tuo impianto e dell’intera rete. Se vuoi dare un’occhiata ai componenti che rendono possibile tutto questo, li abbiamo descritti in dettaglio nella nostra guida definitiva sui sistemi BESS.
Il blackout del 28 aprile ha segnato una svolta. La Spagna ha capito che la transizione energetica non consiste solo nel produrre più energia rinnovabile, ma anche nel costruire una rete in grado di sostenerla. Noi di Polestar Energy progettiamo sistemi di accumulo pronti per quel futuro: soluzioni che valorizzano ogni singolo elettrone e, allo stesso tempo, garantiscono la stabilità di cui il sistema elettrico ha bisogno.
Domande frequenti sulla stabilità della rete e sui sistemi BESS
Un sistema BESS avrebbe evitato il blackout del 28 aprile 2025?
Nessun asset preso singolarmente può da solo evitare un guasto sistemico, ma una maggiore presenza di batterie con capacità di “grid forming” avrebbe fornito inerzia sintetica e una risposta rapida in frequenza, aiutando ad attutire le oscillazioni e a contenere la cascata di disconnessioni che ha portato al collasso. È proprio il tipo di risorsa la cui mancanza è stata evidenziata dai rapporti.
Che differenza c’è tra “grid following” e “grid forming”?
Un inverter “grid following” ha bisogno di una rete già stabile come riferimento e si disconnette se questa va in tilt. Un inverter “grid forming” stabilisce e mantiene autonomamente la tensione e la frequenza, garantendo stabilità attiva e permettendo persino di riavviare la rete dopo un blackout (black start).
Cos’è l’inerzia sintetica?
È la capacità di un inverter avanzato (dotato di algoritmi di macchina sincrona virtuale, VSM) di simulare elettronicamente l’effetto smorzante delle turbine tradizionali, immettendo o assorbendo potenza in pochi millisecondi per stabilizzare la frequenza in caso di perturbazioni.
Conviene investire in un BESS con funzionalità di stabilizzazione?
Sì. Oltre ai soliti impieghi nell’arbitraggio e nel peak shaving, i servizi di stabilità (regolazione della frequenza, controllo della tensione, black start) vengono remunerati, e la fermezza viene pagata tramite il mercato della capacità. La stabilità diventa così una fonte aggiuntiva di entrate che migliora il rendimento del progetto.
Qualsiasi batteria può fornire questi servizi?
No. Dipende dall’elettronica di potenza e dal tipo di inverter. Solo i sistemi progettati con tecnologia grid forming possono fornire inerzia sintetica e black start. Per questo è meglio definire queste capacità fin dalla fase iniziale di progettazione.
Vuoi che il tuo progetto contribuisca alla resilienza e ottimizzi i servizi di rete?
Noi di Polestar Energy progettiamo sistemi BESS con capacità di grid forming, pensati per soddisfare i requisiti di Red Eléctrica e per massimizzare le tue fonti di guadagno. Richiedi uno studio preliminare e realizziamo insieme un sistema di accumulo a prova di blackout.