È possibile in Italia un blackout come quello iberico? Un evento catastrofico come il blackout iberico è possibile anche in Italia ma è molto improbabile in quanto il nostro sistema elettrico è più preparato e robusto su molti fronti. Un’anticipazione dell’articolo che sarà pubblicato sul numero di giugno del trimestrale ENERGIA (2.25) in uscita nelle prossime settimane.
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Alle 12:33 di lunedì 28 aprile, tre grandi gruppi di produzione spagnoli e la linea 400 kV con la Francia sono usciti simultaneamente dal servizio. In 5 secondi la penisola iberica si è isolata dalla rete europea, la frequenza è crollata sotto 49 Hz e sono stati distaccati circa 30 GW di carico; il ripristino si è protratto per quasi dieci ore. Le prime analisi collegano l’evento a bassa inerzia (Fv ed eolico coprivano > 55 % del carico) e alla scarsa magliatura dei confini franco‑iberici, non a un attacco informatico.
L’origine di questi eventi non è ancora chiara e questo breve testo non cercherà in alcun modo di formulare ipotesi su quanto accaduto, ma cercherà di fornire elementi per valutare se un simile blackout potrebbe accadere anche in Italia.
Adeguatezza, sicurezza, affidabilità e resilienza: definizioni interconnesse
Per rispondere, occorre analizzare le caratteristiche del sistema elettrico italiano attraverso le sue caratteristiche di adeguatezza, sicurezza, affidabilità e resilienza, nonché gli strumenti (tecnologici e di mercato) che garantiscono la costituzione di sufficienti margini per ognuna di queste proprietà e di conseguenza la continuità della fornitura elettrica. Quel che verrà approfondito nel dettaglio su ENERGIA 2.25 in uscita a giugno dandone qui un’anticipazione.
Questi quattro aspetti sono complementari: l’adeguatezza fornisce una condizione necessaria per affidabilità e sicurezza (senza risorse sufficienti, il sistema è fragile); la sicurezza operativa assicura in ogni istante la stabilità, contribuendo all’affidabilità del servizio; la resilienza interviene quando i limiti della sicurezza vengono superati, garantendo che il sistema sappia comunque reagire e tornare operativo. Insieme, adeguatezza, sicurezza e resilienza riducono al minimo la probabilità e le conseguenze di un blackout sistemico.
L’infrastruttura fisica e digitale del sistema elettrico italiano gioca un ruolo fondamentale nel prevenire i blackout: linee robuste e ben interconnesse garantiscono la sicurezza (perché la rete sopporta meglio i guasti), sistemi di automazione e controllo in tempo reale aumentano l’affidabilità (perché minimizzano la durata e l’estensione dei disservizi), e misure strutturali/organizzative assicurano la resilienza di fronte a eventi eccezionali (ripristino rapido e adattamento). Oltre all’aspetto tecnologico, la resilienza delle reti italiane è curata anche dal punto di vista strutturale e organizzativo. La sicurezza informatica è un’altra priorità.
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Portafoglio di generazione e infrastrutture
L’Italia dispone di un parco di generazione diversificato, è fortemente interconnessa con i paesi vicini, e ha investito molto nel migliorare la rete di trasmissione e distribuzione dopo il grande blackout del 28 settembre 2003. In termini di sola potenza installata (senza considerare le diverse caratteristiche di funzionamento di termoelettrico e rinnovabili), la capacità di generazione in Italia eccede ampiamente la punta di domanda nazionale, assicurando- algebricamente – un sufficiente margine di adeguatezza. Negli ultimi anni la potenza installata complessiva supera i 130 GW, mentre il picco di domanda storicamente si aggira attorno a 60 GW nelle estati più calde (aria condizionata) o poco meno in inverno. Questo significa che, in teoria, l’Italia ha abbastanza centrali elettriche per raddoppiare il consumo istantaneo: un margine che funge da cuscinetto in caso di guasti multipli o condizioni eccezionali.
Come è composto questo parco di generazione? In Italia coesistono fonti tradizionali e rinnovabili, una diversificazione che rende il sistema più flessibile e quindi adeguato: ad esempio, le fonti rinnovabili variabili (sole e vento) sono compensate da risorse programmabili (gas, idroelettrico) che possono aumentare la produzione quando serve.
L’Italia può vantare una delle reti di trasmissione più affidabili d’Europa, frutto di decenni di investimenti in sicurezza e digitalizzazione dopo il blackout del 2003. La rete di trasmissione (alta tensione, gestita da Terna) collega tra loro tutte le regioni italiane e le centrali principali con circa 75.000 km di linee; come tutte le reti europee, essa è progettata con criteri di ridondanza N-1, il che significa che la maggior parte dei flussi può essere reinstradata su linee alternative se una di esse si guasta, evitando interruzioni al servizio. Ad esempio, il Nord e il Sud Italia sono collegati da più dorsali (tirrenica, adriatica, linea centrale) proprio per poter reggere il fuori servizio di una linea importante.
Strumenti di mercato a garanzia della rete
Anche i meccanismi di mercato contribuiscono a mantenere adeguatezza, sicurezza, affidabilità e resilienza del sistema elettrico italiano su base di merito economico, permettendo al sistema elettrico nazionale di procurarsi le risorse necessarie al suo funzionamento teoricamente al minor costo possibile.
A seguito delle riforme europee iniziate nel 1999, l’Italia ha sviluppato negli anni un insieme di mercati e servizi regolamentati che incentivano gli operatori a fornire capacità e flessibilità, garantendo i necessari margini di riserva in ogni orizzonte temporale. I principali prodotti e mercati rilevanti sono il Mercato del Giorno Prima e i Mercati Infragiornalieri ( il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (Msd), i servizi di regolazione istantanea (ancillary services), i capacity market (tema quest’ultimo che verrà ripreso nel prossimo numero di ENERGIA con riferimento alla partecipazione transfrontaliera esplicita, ndr), il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (Macse). Vi sono poi altri strumenti e mercati come i contratti di interrompibilità del carico, i servizi transfrontalieri e non va infine dimenticato il ruolo del prezzo.
In sintesi, il mix di mercati elettrici italiani opera su vari orizzonti temporali per mantenere il sistema in equilibrio con margini di sicurezza: il mercato dell’energia copre il breve termine assicurando che la generazione incontri la domanda economicamente; i mercati dei servizi di dispacciamento e regolazione garantiscono il tempo reale e la stabilità immediata; il mercato della capacità guarda al lungo termine per assicurare adeguatezza strutturale; infine servizi speciali (interrompibilità, riserve estere) fungono da rete di protezione aggiuntiva in scenari estremi. Tutti questi meccanismi aiutano a prevenire i blackout mantenendo un sistema ridondante e pronto a reagire.
Può succedere anche in Italia? Il confronto con la Spagna
Torniamo ora alla domanda iniziale: un blackout esteso come quello iberico del 28 aprile 2025 può avvenire anche in Italia? La risposta richiede un’analisi attenta. Da un lato, esistono significative differenze tra il contesto spagnolo e quello italiano; dall’altro, il rischio zero non esiste e alcuni elementi di vulnerabilità permangono anche da noi. Esaminiamo i fattori chiave:
Configurazione della rete e interconnessioni. La Spagna è collegata principalmente attraverso solo due linee da 400 kV con la Francia (più alcune minori), per una capacità di scambio totale relativamente bassa rispetto alla sua dimensione (poche migliaia di MW, pari a ~5-6% del suo carico di punta). L’Italia invece confina con più paesi e conta numerose linee di frontiera: importanti elettrodotti verso la Francia (in Val di Susa, in Valle d’Aosta – incluso un nuovo collegamento in cavo attraverso le Alpi), diverse linee con la Svizzera (Valtellina, Val d’Ossola, Ticino), almeno due col nord-est (Austria e Slovenia), più i cavi verso i Balcani (Montenegro, Grecia) e Malta. In totale 22 linee interconnesse.
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Dunque, rispetto al fronte iberico, l’Italia è meglio interconnessa e meno esposta a isolamento, il che riduce il rischio di blackout continentale.
Mix di generazione e inerzia. Al momento del blackout, la Spagna aveva un mix molto spinto sulle rinnovabili (quasi 60% solare più eolico, con solo 5% da gas e ~11% da nucleare attivi). Questo implicava bassa inerzia e forte dipendenza da impianti non sincronizzati. L’Italia, pur aumentando la quota di fotovoltaico ed eolico a mezzogiorno, generalmente mantiene ancora diverse centrali termoelettriche e idroelettriche in servizio per motivi sia di richiesta di potenza reattiva sia di regolazione di frequenza. Per esempio, nelle ore di punta solare primaverili, l’Italia esporta una parte dell’eccesso ma tiene anche gruppi rotanti minimo al sicuro (le cosiddette minime tecniche di area). Ciò fornisce più smorzamento in caso di oscillazioni e un più ampio spettro di riserva primaria rispetto al caso spagnolo.
Va però detto che con l’aumentare ulteriore dei MW rinnovabili installati, anche l’Italia potrebbe trovarsi in situazioni di prezzo nullo o negativo a mezzogiorno (come in Spagna quel lunedì, in cui il prezzo era leggermente negativo) e centrali tradizionali spente. Quindi, in futuro, condizioni simili di bassa inerzia non sono da escludere anche da noi.
Zone deboli e isole elettriche. I punti più vulnerabili in Italia sono le isole (Sicilia e soprattutto Sardegna) e alcune aree estremamente periferiche, perché meno interconnesse. Se la Sardegna dovesse trovarsi con alta produzione rinnovabile e improvvisamente si isolasse (per un guasto ai cavi), avrebbe uno sbilanciamento immediato che potrebbe causare un collasso locale se le protezioni di difesa non agissero in tempo.
Per prevenire ciò, Terna utilizza sulla rete sarda (e siciliana) schemi di distacco carichi tarati su soglie di frequenza leggermente più alte rispetto al continente, in modo da stabilizzare l’isola in caso di separazione. Questi sistemi di protezione automatica – se ben dimensionati – possono impedire che un’isola elettrica cada del tutto. In Italia esistono e vengono manutenuti regolarmente, come parte del Piano di Difesa nazionale.
Dunque, il rischio di blackout totale in Sardegna o Sicilia è mitigato ma non nullo: rimane cruciale completare le nuove interconnessioni e potenziare i sistemi di accumulo locali (è già prevista l’installazione di batterie sul suolo sardo, ad esempio, per fornire riserva ultrarapida).
Procedure di emergenza e ripristino. Terna e le autorità italiane hanno perfezionato negli anni dettagliati piani di emergenza che delineano le azioni da intraprendere in caso di crisi imminente o blackout in atto. Se la situazione operativa degrada (ad esempio, più guasti in cascata, riserve al minimo, segnali di instabilità di frequenza), Terna può dichiarare stati di allerta o emergenza secondo il Piano di Difesa. Se queste contromisure non bastassero a ristabilire l’equilibrio, si passa ai distacchi programmati di carico: porzioni di clientela vengono scollegate a rotazione (load shedding) per salvare il resto del sistema. Questo approccio graduale mira ad evitare il collasso totale: sacrificare il 5-10% della domanda può evitare che l’intero 100% rimanga al buio.
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Nel caso spagnolo, purtroppo, la rapidità dell’evento ha reso difficile applicare per tempo riduzioni parziali – il crollo in pochi secondi ha superato la capacità di reazione. In Italia, la filosofia di difesa post-2003 punta proprio ad evitare situazioni fuori controllo: è stata potenziata la rete di sensori e contromisure automatiche (ad esempio sistemi di load shedding in 7-8 step di frequenza in tutti i distributori maggiori).
Inoltre, l’esperienza insegna l’importanza di personale addestrato: Terna conduce regolarmente simulazioni di blackout e prove di riaccensione della rete (riaccensione a isola da parte di singole centrali, poi sincronizzate tra loro). Tutto ciò rientra nella resilienza operativa.
Anche le comunicazioni di emergenza sono state migliorate: nel 2025, rispetto al 2003, esistono canali di coordinamento europei immediati (ENTSO-E Awareness System) e ridondanza nelle telecomunicazioni, per cui i dispacciatori nazionali rimangono in contatto e possono aiutarsi.
Tenere alta la guardia
In base a queste considerazioni, possiamo affermare che un evento catastrofico come il blackout iberico è molto improbabile in Italia, ma non impossibile. Il nostro sistema è più preparato e robusto su molti fronti – rete più interconnessa, protocolli di difesa avanzati, risorse di riserva abbondanti – tuttavia la lezione spagnola è un campanello d’allarme anche per l’Europa e per l’Italia.
In un sistema elettrico in rapida transizione (più rinnovabili, generazione distribuita, nuovi carichi come mobilità elettrica), possono emergere vulnerabilità inattese. Diventa quindi essenziale proseguire con prevenzione, innovazione e vigilanza costante. La priorità è mantenere alta l’affidabilità della rete anche in uno scenario energetico in evoluzione continua.
Carlo Degli Esposti è Ceo di Bsde Associates e Teradec.
Su ENERGIA (2.21) ha scritto Impatto dell’eolico offshore sulle reti elettriche (pp. 44-51) con Pierre Bornard e Graeme Steele.
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