Il rapporto del gruppo tecnico europeo conferma i limiti esistenti ma apre alla nuova generazione di requisiti
Immaginate un parco eolico che all’improvviso inizia a oscillare a centinaia di hertz, una vibrazione quasi impercettibile ma capace di propagarsi nella rete come un’onda anomala, innescando distacchi a catena. È l’Evento 3 documentato dalla linea guida NERC nel 2017: “Wind Power Plant High Frequency Oscillations”, un caso reale in cui un impianto eolico ha generato oscillazioni forzate ad alta frequenza, rivelando una vulnerabilità sistemica che i regolatori europei non hanno mai smesso di studiare. A distanza di quasi un decennio, quel fenomeno è al centro del rapporto finale TG FO, pubblicato lo scorso 2 luglio dal Technical Group on Forced Oscillations: un documento tecnico che conferma la validità dei limiti attuali ma spiana al tempo stesso la strada ai requisiti di grid forming dell’NC RfG 2.0, ribadendo che la stabilità della rete passa da una progettazione più sofisticata degli impianti eolici.
Oscillazioni ad alta frequenza: il fantasma nei parchi eolici
Le oscillazioni forzate sono un’anomalia insidiosa. A differenza delle oscillazioni naturali, smorzate dall’inerzia meccanica dei generatori sincroni, quelle forzate nascono da un’eccitazione esterna – un controllo mal tarato, un’interazione elettromeccanica imprevista – che spinge il sistema a vibrare a una frequenza precisa, spesso nell’ordine delle decine o centinaia di hertz. L’Evento 3 del NERC lo dimostra in modo plastico: un parco eolico ha iniziato a iniettare in rete oscillazioni a frequenze elevate, un segnale quasi invisibile agli occhi dei sistemi di monitoraggio tradizionali ma sufficientemente potente da far scattare protezioni e distacchi a valle.
Quel caso non è rimasto confinato ai manuali nordamericani. In Europa, la consapevolezza che i moduli di generazione non sincrona – eolico e fotovoltaico, ma anche i sistemi di accumulo – possano innescare dinamiche simili ha spinto i regolatori a istituire il Technical Group on Forced Oscillations, un gruppo di 12 esperti nominati in parti uguali da ENTSO‑E e WindEurope. Le riunioni, tenute con cadenza bisettimanale dal giugno 2024 al luglio 2025, hanno prodotto il rapporto finale pubblicato nei giorni scorsi. Ma i limiti predefiniti bastano a scongiurare questi fenomeni?
Il rapporto che conferma (e prepara il terreno)
La risposta arriva proprio dal documento pubblicato il 2 luglio 2026, che mette nero su bianco una verità articolata: i limiti predefiniti originali rimangono una solida base di riferimento per le oscillazioni forzate. Non vengono stravolti né rigettati. Il rapporto li definisce esplicitamente “a solid baseline”, un punto di partenza validato da anni di esercizio e di analisi post‑mortem su eventi reali, incluso quello spagnolo‑portoghese del 28 aprile 2025, che ha visto alcuni membri ENTSO‑E dell’Expert Panel riesaminare le conclusioni del TG FO per garantirne coerenza e allineamento.
Ma la solidità di quei limiti non è un punto d’arrivo. Già nel dicembre 2023 ACER ha presentato la raccomandazione di ACER per modificare il Network Code on Requirements for Generators (NC RfG) 2.0, introducendo nel quadro regolatorio europeo un elemento nuovo: i requisiti di grid forming. Il contesto è quello del regolamento NC RfG originale, in vigore dal 2016 come norma UE vincolante, pensato per un ecosistema elettrico ancora dominato da macchine sincrone. Ora, con la penetrazione massiccia di fonti rinnovabili e sistemi di accumulo, quel regolamento mostra i suoi limiti. Il rapporto del TG FO non si limita a ribadire la bontà delle soglie esistenti: fotografa un sistema che, per restare stabile, ha bisogno di qualcosa di più della semplice conformità passiva.
Il passaggio è sottile ma cruciale. Il rapporto tecnico di Fase II pubblicato da ENTSO‑E il 4 novembre 2025 introduce requisiti non esaustivi per la formazione di rete sui moduli di generazione non sincrona e sui sistemi di accumulo. Sono requisiti pensati per un futuro sistema elettrico europeo “sempre più dominato da fonti rinnovabili e tecnologie di stoccaggio”, e rappresentano un passo chiave “per garantirne stabilità e resilienza”. La logica è chiara: se i limiti predefiniti dicono cosa un impianto non deve fare, i requisiti di grid forming dicono cosa un impianto deve saper fare – ovvero contribuire attivamente alla regolazione della tensione e della frequenza, emulando il comportamento inerziale che i vecchi generatori sincroni fornivano per natura. Cosa significa tutto questo per chi progetta e gestisce impianti eolici?
Cosa cambia sul campo: grid forming e trade-off concreti
Con l’NC RfG 2.0, non si parla più solo di limiti passivi. I moduli di generazione non sincrona e i sistemi di accumulo dovranno integrare capacità di grid forming: controllo attivo della tensione, risposta inerziale sintetica, capacità di operare in isola e di contribuire alla ricostruzione della rete in caso di black‑start. Per chi installa e gestisce parchi eolici, questo si traduce in un trade‑off misurabile: da un lato, maggiori costi di conformità – elettronica di potenza più sofisticata, sistemi di controllo rivisti, iter di certificazione aggiornati; dall’altro, una rete più resiliente, capace di assorbire quote crescenti di rinnovabili senza innescare i fenomeni oscillatori documentati dal NERC e ora definitivamente catalogati dal TG FO.
Per chi installa e gestisce, la stabilità della rete diventa quindi un obbligo progettuale, non più un servizio accessorio. Il trade‑off è netto: più complessità impiantistica, più elettronica di potenza con funzioni di grid forming, in cambio di una rete che non si sfaldi alla prima oscillazione anomala. E il rapporto del 2 luglio, con il suo lavoro certosino di verifica dei limiti esistenti, serve proprio a dare una base solida a questo passaggio: si parte da ciò che funziona, ma si progetta per ciò che verrà.
