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Il 28 aprile, ampie parti della Spagna e del Portogallo hanno subito un improvviso blackout che ha lasciato i due paesi con molte domande senza risposta. La causa diretta è stata un picco di tensione che ha provocato una serie di guasti alla rete e ha attivato i meccanismi di spegnimento automatico nelle centrali elettriche. L'evento ha scatenato un dibattito pubblico sulle responsabilità, con diverse ipotesi avanzate come la forte dipendenza della Spagna dall'energia eolica e solare – che ora rappresenta oltre la metà del mix elettrico del Paese – errori di calcolo da parte dell'operatore della rete nazionale e investimenti insufficienti nella rete elettrica.

Oltre alle sue cause immediate, questo blackout evidenzia un problema più ampio: le reti elettriche europee sono sotto pressione. Le energie rinnovabili, l'elettrificazione del riscaldamento e dei trasporti e i cambiamenti nei modelli di consumo stanno trasformando la domanda su una rete che non è stata progettata per questo. A livello di bassa tensione, dove si collegano abitazioni, caricatori per veicoli elettrici e pannelli solari, l'impatto è particolarmente evidente: i flussi di energia, che un tempo erano unidirezionali, dalla rete al cliente, ora sono bidirezionali. Una casa, infatti, può essere sia consumatrice che produttrice, esportando energia solare prodotta sul tetto mentre ricarica un veicolo elettrico.

Allo stesso tempo, i carichi di picco stanno aumentando. Un gruppo di abitazioni che accendono le pompe di calore durante un’ondata di freddo può sovraccaricare i collegamenti locali. Quando ciò accade, le opzioni sono limitate: o si potenzia l’infrastruttura con costi elevati, oppure si gestisce meglio ciò che già esiste. È proprio questa seconda opzione – gestire in modo più intelligente anziché semplicemente costruire di più – che sta attirando l’attenzione dei governi e dei regolatori europei.

Una Storia di Tre Paesi e dei loro Sforzi per Digitalizzare le Reti Locali

In tutta Europa, i governi stanno iniziando a stabilire aspettative per reti più intelligenti e reattive.

La Germania è tra i paesi più avanzati in questo ambito. Il cosiddetto “Paragrafo 14a” della Legge sull’Industria dell’Energia (EnWG) è entrato in vigore nel 2024, consentendo agli operatori dei sistemi di distribuzione di ridurre da remoto il consumo di apparecchi come pompe di calore o caricatori per veicoli elettrici, al fine di ridurre lo stress sulla rete.

Allo stesso tempo, impone nuovi requisiti a questi distributori: ad esempio, devono promuovere investimenti nella rete per soddisfare la crescente domanda di energia e non possono rifiutarsi di collegare nuovi dispositivi ad alto consumo energetico alla rete. Devono inoltre pubblicare un registro delle azioni intraprese, con indicazione della loro portata e durata.

Questo approccio si basa sulla digitalizzazione: contatori intelligenti e modelli digitali delle reti a bassa tensione che prevedono la congestione e regolano la domanda. Di conseguenza, i modelli statici sono ormai ampiamente diffusi e molti operatori stanno progredendo verso i gemelli digitali dinamici.

Il Regno Unito sta seguendo un percorso simile, con Ofgem che richiede agli Operatori di Rete di Distribuzione (DNO) di modernizzare le reti elettriche locali nell’ambito del quadro di controllo dei prezzi RIIO-2. Questo include miglioramenti obbligatori nella digitalizzazione, affidabilità e flessibilità del sistema. Ogni DNO deve pubblicare una Strategia di Digitalizzazione e un Piano d’Azione, che delineano iniziative come l’implementazione di gemelli digitali, il miglioramento della strategia dei dati, la visibilità in tempo reale delle reti a bassa tensione e il supporto alla gestione dei carichi di picco oltre il contatore.

Se la Germania può fornire un modello da seguire, la Francia rappresenta invece un esempio di avvertimento. Il Paese ha implementato su scala nazionale i contatori intelligenti Linky, tecnicamente capaci di un controllo simile. Tuttavia, questa iniziativa ha incontrato una forte resistenza e critiche, portando all’approvazione di leggi che bloccano la possibilità di limitare l’erogazione di energia.

Le Pratiche Obsolete Rendono la Digitalizzazione una Necessità Impellente

Sebbene la direzione generale sia chiara, le sfide pratiche sono numerose.

La principale è che le reti a bassa tensione affrontano la digitalizzazione partendo da pratiche di gestione molto tradizionali, come mappe GIS di base, dati storici sui carichi e registri cartacei. La rilevazione dei guasti è stata a lungo, e spesso lo è ancora, manuale, basata sulle segnalazioni dei clienti.

Un altro ostacolo è la frammentazione dei dati relativi agli asset, come cavi registrati in un database, registri di manutenzione in un altro, o sistemi di controllo separati dagli strumenti di pianificazione. Questa mancanza di integrazione rende difficile pianificare in modo proattivo, passare a pratiche di manutenzione più efficienti o permettere ai tecnici di arrivare sul posto con le informazioni e gli strumenti giusti.

Una sfida ulteriore – ma anche una forte motivazione per digitalizzare – è l’invecchiamento della forza lavoro. Nel 2019, Eurostat ha riportato che un terzo dei lavoratori del settore energetico aveva più di cinquant’anni. In un settore ancora dipendente da conoscenze informali, ciò rende urgente documentare i processi e supportare il know-how intuitivo con dati affidabili.

La Strada da Percorrere: Dai Modelli Digitali ai Gemelli Digitali

Questa triplice pressione esiste da anni, è stata accelerata dalla pandemia e ha portato le aziende del settore energetico a sviluppare modelli digitali delle loro reti basati su GIS. Questi modelli hanno aiutato a standardizzare i registri degli asset e a visualizzare la topologia, con una certa capacità di simulare il flusso di carico o supportare la pianificazione degli investimenti. Molti operatori di sistemi di distribuzione (DSO) ora utilizzano modelli statici come loro "sistema di riferimento".

Tuttavia, i modelli statici catturano la rete in un momento fisso. Non integrano dati in tempo reale, non possono simulare comportamenti dinamici e spesso sono scollegati dai sistemi operativi. Sono utili per la pianificazione, ma le simulazioni diventano inaffidabili se i dati sottostanti non corrispondono alle condizioni reali della rete.

L’obiettivo ora è costruire gemelli digitali attivi, alimentati da dati in tempo reale, che combinano input da sensori, dati dei contatori intelligenti e informazioni sulle condizioni degli asset. Un gemello digitale può simulare interruzioni, valutare l’impatto dell’aggiunta di nuova capacità solare o prevedere guasti alle apparecchiature.

Come funziona in pratica? Ciò che è emerso come nucleo comune di queste capacità è una piattaforma specializzata che può integrarsi con sistemi di terze parti (come SCADA, AMI, DNA, DMS, CIS e WAMS) per tracciare le interruzioni e ripristinare il servizio, alimentare le comunicazioni con i clienti, monitorare e operare il sistema di distribuzione, fornire analisi e ottimizzazione della rete e gestire e informare le squadre sul campo. Questa piattaforma può poi essere accoppiata con software popolari per la manutenzione e la gestione degli asset.

Restano delle sfide. I gemelli digitali richiedono dati puliti e sincronizzati provenienti da molteplici fonti, che molte aziende del settore energetico non possiedono. Richiedono inoltre investimenti in infrastrutture IT, sicurezza informatica e formazione del personale. Tuttavia, con la crescente complessità della rete, il vecchio modello di gestione reattiva non è più sostenibile.