La prova dell’AEMO deciderà se gli inverter grid-forming potranno sostituire i condensatori sincroni da 1,13 miliardi di dollari

Quando salta la corrente in casa, date la colpa al temporale o al condizionatore. In realtà, prima di casa vostra c’è una rete che deve riconoscere il guasto e staccare la linea giusta in millisecondi. Con le centrali a carbone in uscita, qualcuno deve farlo al posto delle vecchie macchine sincrone.

A ottobre 2025, AEMO ha emesso una Dichiarazione di Necessità ai sensi della clausola 3.11.12(a) delle National Electricity Rules per acquisire servizi transitori di Tipo 2 e condurre una prova di corrente di guasto di qualità di protezione con inverter Grid-Forming. L’obiettivo dichiarato è dimostrare se questi inverter possono fornire corrente di guasto di magnitudine, durata e composizione sufficienti perché i relè di protezione funzionino correttamente in condizioni diverse di esercizio e di guasto.

Chi protegge la rete quando il carbone se ne va?

Il dubbio non è per ingegneri: è il motivo per cui AEMO ha avviato una prova specifica. Quando c’è un guasto, i relè di protezione devono intervenire in fretta per isolare la linea giusta. Per farlo hanno bisogno di una corrente di guasto con determinate caratteristiche: magnitudine, durata e composizione, incluse le componenti di sequenza positiva e negativa e le proprietà della forma d’onda. Le centrali a carbone, con le loro macchine sincrone rotanti, hanno sempre fornito questa corrente. Togliendo il carbone, qualcun altro deve garantire lo stesso servizio.

Ma una prova serve perché la posta in gioco non è solo tecnica: è fatta di costi e di alternative non ancora confermate. Le batterie con inverter grid-forming sanno già fare molte cose, ma non è ancora stato dimostrato su larga scala che sappiano produrre la corrente di guasto di qualità di protezione richiesta per i livelli minimi di robustezza del sistema secondo le National Electricity Rules.

Miliardi di dollari e una batteria che raddoppia: i numeri della partita

Per capire cosa c’è in palio, servono i numeri. Transgrid ha proposto di sostituire 900 MW di BESS grid-forming con due dei cinque condensatori sincroni previsti in Fase 2, in attesa di conferma che la tecnologia possa contribuire in modo credibile al livello minimo di robustezza della rete. I condensatori sincroni, però, non sono economici: quelli della Fase 1 hanno subito un aumento dei costi del 38%, portando il conto a 1,13 miliardi di dollari australiani.

La batteria grid-forming, invece, non è ancora stata confermata su larga scala per fornire la corrente di guasto di qualità di protezione richiesta per i livelli minimi di robustezza del sistema. È esattamente il punto aperto: il sistema elettrico deve scegliere quanto fidarsi di una tecnologia non ancora confermata su ampia scala. L’esito della prova dell’AEMO determinerà se gli inverter grid-forming possono sostituire parte del ruolo di corrente di guasto storicamente fornito dalle macchine sincrone mentre il carbone viene dismesso.

Le batterie grid-forming non sono una novità assoluta. A marzo 2025 la batteria Western Downs è stata aggiornata alla modalità grid-forming, e entro settembre 2025 la capacità di una batteria australiana è raddoppiata a 540 MW / 1.080 MWh, diventando la più grande batteria grid-forming operativa nell’emisfero australe. Già nel 2018, era stata commissionata alla sottostazione di Dalrymple in South Australia. Sono esperienze reali, ma su scala ridotta rispetto a quella necessaria per sostituire interamente i condensatori sincroni.

Dalla prova alla bolletta: cosa può aspettarsi chi paga la rete

Non è una discussione accademica: il processo ha date e vincoli. Il processo di coinvolgimento per la prova si è chiuso il 27 febbraio scorso. Il piano indicativo di AEMO prevedeva l’aggiudicazione del contratto a giugno 2026 e l’avvio del contratto da luglio 2026. Oggi, a fine agosto, il prossimo passo è osservare cosa emerge da quell’aggiudicazione: da lì si capirà se la rete sceglie prudenza costosa o scommessa flessibile.

La scelta non è neutra per chi paga la bolletta. Da una parte ci sono macchine pesanti da miliardi di dollari, come i condensatori sincroni, che offrono certezze ma costano care. Dall’altra ci sono batterie più agili, che però devono ancora dimostrare di poter garantire lo stesso livello di protezione. Non serve seguire i dettagli tecnici: basta sapere che da questa prova dipende se parte dei costi di rete finirà in macchine pesanti da miliardi o in batterie più flessibili, con effetti diretti sulla bolletta di famiglie e imprese.