Endesa prova a far stare più pannelli sugli stessi cavi

La rete di distribuzione spagnola è satura all’83,4% e su quella porzione e-distribución conta 438.500 impianti di autoconsumo connessi

Il numero scomodo è questo: le mappe di capacità pubblicate dalle distributrici fissano all’83,4% la quota di nodi della rete di distribuzione spagnola già saturi. Su quella stessa rete, nella porzione gestita da e-distribución, la società di distribuzione di Endesa, risultavano connessi più di 438.500 impianti di autoconsumo, di cui circa 45.000 collettivi. È il dato riportato a fine agosto da un articolo di pv magazine sul test di Endesa, che racconta la risposta tecnica scelta dal distributore. Il successo dell’autoconsumo e la saturazione della rete non sono due storie separate. Stanno sugli stessi cavi.

Undici gigawatt dentro una rete piena

Per capire la dimensione del fenomeno bisogna tornare alla fine del 2025. Al 31 dicembre di quell’anno, secondo i dati di Red Eléctrica sull’autoconsumo installato, la potenza di autoconsumo nel sistema elettrico spagnolo era di 10.915 MW. La parte di gran lunga maggiore era fotovoltaica, con 8.856 MW, seguita dalla cogenerazione con 1.571 MW. Quasi undici gigawatt, quindi, distribuiti su tetti di case, capannoni, condomini. Non grandi centrali allacciate all’alta tensione, ma migliaia di piccoli punti di immissione nelle reti locali.

Ed è proprio lì, nella distribuzione, che il sistema mostra la corda. Se più di otto nodi su dieci risultano saturi, la domanda diventa quasi inevitabile: che cosa può fare un distributore quando la rete non regge più ciò che i cittadini ci collegano sopra?

La scommessa sulla bassa tensione

La risposta di e-distribución, almeno per ora, non passa da nuove linee. Passa dal tentativo di far rendere di più quelle che ci sono già. La società ha avviato la sperimentazione di un sistema di controllo della tensione sulle reti di bassa tensione in Aragona e nelle Isole Baleari. La tecnologia è stata selezionata da Enel, il gruppo di cui Endesa fa parte, attraverso la piattaforma Open Innovability, dopo aver valutato soluzioni già pronte per il mercato da provare in condizioni reali di rete. Non si tratta quindi di un prototipo da laboratorio, ma nemmeno di una scelta industriale già presa:
è un test sul campo.

Il senso tecnico è abbastanza intuitivo. Quando molti impianti fotovoltaici immettono energia nello stesso tratto di rete a bassa tensione, soprattutto nelle ore centrali della giornata, la tensione può salire oltre i limiti accettabili. Gestirla in modo più fine significa, in teoria, poter accogliere più produzione senza rifare l’infrastruttura. Secondo e-distribución, la tecnologia potrebbe aumentare la capacità delle reti esistenti di ospitare ulteriori risorse energetiche distribuite, riducendo allo stesso tempo i problemi di qualità della tensione.

Il condizionale, però, va preso sul serio. Quella del distributore è una promessa, non un risultato misurato. L’annuncio di fine agosto descrive una sperimentazione in due territori, non un piano di estensione all’intera rete, e non indica tempi né costi di un’eventuale adozione su larga scala. C’è poi una distinzione che rischia di perdersi: ottimizzare la rete esistente è una cosa, ampliarla è un’altra. Il controllo della tensione può spremere margini da cavi e cabine già posati,
ma i margini, per definizione, finiscono.

Chi resta in coda al nodo

Fuori dal perimetro del test ci sono famiglie, comunità energetiche e imprese che chiedono di allacciarsi. E qui il quadro si complica. Le stesse mappe di capacità che indicano l’83,4% di nodi saturi spiegano che questa situazione impedirebbe di connettere nuova domanda elettrica e renderebbe necessari investimenti per superare la barriera. Il punto è sottile ma decisivo: il problema non riguarda soltanto chi vuole immettere energia in rete con un impianto sul tetto,
ma anche chi ha bisogno di prelevarne di più, per esempio per elettrificare un’attività produttiva.

Un sistema di controllo della tensione in bassa tensione può aiutare soprattutto il primo caso, cioè l’integrazione di autoconsumo e altre risorse distribuite, ed è su questo che e-distribución ha costruito la comunicazione della sperimentazione. Resta da capire quanto possa fare per il secondo. Se un nodo è saturo dal lato della domanda, una gestione più intelligente dei flussi basta a liberare spazio, o serve comunque costruire?

Le domande aperte sono almeno due. La prima riguarda i tempi: quando i risultati raccolti in Aragona e alle Baleari diventeranno, se lo diventeranno, una scelta di rete applicata su scala più ampia. La seconda riguarda i soldi: gli investimenti che le mappe di capacità indicano come necessari non spariscono perché una tecnologia permette di rinviarli, e qualcuno dovrà decidere chi li sostiene e con quali tempi.

Se il test darà i risultati sperati, la Spagna avrà uno strumento in più per far stare più pannelli sugli stessi cavi. Ma una rete satura all’83,4% non si sblocca solo rendendo più intelligente la bassa tensione. Il conto vero, quello degli investimenti per connettere nuova domanda, potrebbe essere soltanto rimandato. E nel frattempo chi aspetta l’allaccio resta fuori.