Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025 | A

27 Mar, 2026

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1 Incidente di rete in Spagna e Portogallo del 28 aprile 2025

Blackout totale e processo di ripristino nella penisola iberica: analisi tecnica delle cause e della risposta del sistema.

Nella mattina del 28 aprile 2025, elevate generazioni rinnovabili hanno caratterizzato il sistema elettrico. “The morning hours of 28 April 2025 were characterised by an increasing generation of renewables, which led to lower prices on the day-ahead market and to Spain’s exports reaching 5 GW in total.” - (fr:93) [Le prime ore del 28 aprile 2025 sono state caratterizzate da una generazione crescente di rinnovabili, che ha portato a prezzi più bassi sul mercato del giorno prima e a esportazioni della Spagna fino a 5 GW in totale.] Una serie di eventi a cascata è iniziata alle 12:32 con un aumento del carico netto e disconnessioni di generazione. “12:32:00 – 12:32:57 Net load increase Disconnection of small embedded generators and/or actual increase of load at the distribution level 30” - (fr:967) [12:32:00 – 12:32:57 Aumento del carico netto Disconnessione di piccoli generatori distribuiti e/o aumento effettivo del carico a livello di distribuzione 30]. Sono seguite multiple perdite di generazione fotovoltaica, eolica e termosolare, portando a uno squilibrio di potenza. Il calo di frequenza ha attivato i piani di difesa del sistema. In Portogallo, sono state disconnesse pompe di accumulo a diverse soglie di frequenza, per un totale di 098 MW. “Pump-storage Step (Hz) P previous (MW) P tripped (MW) … TOTAL at 8 Hz 381 381” - (fr:1760) [Step di accumulo a pompaggio (Hz) P precedente (MW) P staccato (MW) … TOTALE a 8 Hz 381 381]. In Spagna, il piano di disconnessione del carico a bassa frequenza (LFDD) ha staccato 505 MW in sei step. “Step Threshold (Hz) Load disconected (MW) Actual (% of total load) Plan (% of total load) … TOTAL 8,505 7 0” - (fr:1746) [Step Soglia (Hz) Carico disconnesso (MW) Attuale (% del carico totale) Piano (% del carico totale) … TOTALE 505 28,7 45,0]. In Portogallo, lo shedding ha incluso unità idroelettriche in pompaggio (2.098 MW), consumatori elettro-intensivi (218 MW) e carico in rete di distribuzione (1.955 MW). “According to REN and E-REDES data, the total shed active power was: » Hydroelectric units in pumping mode: 2,098 MW » Electro-intensive industrial consumers: 218 MW » Distribution network consumers: 1,955 MW.” - (fr:1750) [Secondo i dati di REN ed E-REDES, la potenza attiva totale staccata è stata: » Unità idroelettriche in modalità pompaggio: 098 MW » Consumatori industriali elettro-intensivi: 218 MW » Consumatori della rete di distribuzione: 955 MW.]. L’incidente ha causato un blackout completo in Spagna e Portogallo. “The incident of 28 April 2025 resulted in a full blackout in Spain and Portugal, interrupting the power supply of all consumers in both countries.” - (fr:1777) [L’incidente del 28 aprile 2025 ha provocato un blackout completo in Spagna e Portogallo, interrompendo l’alimentazione di tutti i consumatori in entrambi i paesi.]. Il processo di ripristino è stato completato in 12 ore in Portogallo e 16 ore in Spagna. “After the blackout, the restoration process began immediately and was completed in 12 hours in Portugal and 16 hours in Spain, thanks to comprehensive restoration procedures, fallback strategies and the full commitment of operators from TSOs, DSOs, producers and other parties.” - (fr:312) [Dopo il blackout, il processo di ripristino è iniziato immediatamente ed è stato completato in 12 ore in Portogallo e 16 ore in Spagna, grazie a procedure di ripristino complete, strategie di fallback e il pieno impegno degli operatori dei TSO, DSO, produttori e altre parti.]. Le cause dell’incidente includono un rapido aumento di tensione, comportamenti di controllo reattivo inadeguati, impostazioni di protezione da sovratensione e oscillazioni del sistema. “From the tree, it can be seen that the fast voltage increase, which led to the cascade of overvoltage disconnections in Spain and ultimately to the blackout, occurred due to the combination of numerous factors…” - (fr:266) [Dall’albero delle cause, si può vedere che il rapido aumento di tensione, che ha portato alla cascata di disconnessioni da sovratensione in Spagna e infine al blackout, è avvenuto a causa della combinazione di numerosi fattori…]. Temi secondari riguardano il piano di difesa francese di RTE, la supervisione e il controllo della generazione rinnovabile, e i problemi di comunicazione vocale durante il ripristino.

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2 Incidente di Rete in Spagna e Portogallo del 28 Aprile 2025

Documentazione tecnica delle azioni di controllo della tensione e della topologia di rete.

L’incidente riguardò il sistema elettrico iberico. I gestori di rete (TSO) attuarono manovre topologiche per il controllo della tensione, inclusi lo spegnimento e l’accensione di reattori shunt e la modifica dello stato delle linee. “SHUNT REACTORS and CAPACITORS Nominal power (Mvar) Location Position at 12:32:00” - (fr:737). Una lista dettagliata registrò le interruzioni pianificate per il giorno dell’evento: “Detailed List of All Planned Outages Element type Hour (from — to) Switched off element name” - (fr:940). Altre linee erano aperte specificamente per il controllo della tensione: “Detailed List of Open Lines for Voltage Control” - (fr:941). Le azioni manuali includevano frequenti commutazioni di reattori shunt in diverse zone geografiche (Sud, Centro, Nord, Nord-Est, Est, Nord-Ovest), come registrato in una cronologia: “HOUR ELEMENT NAME MOVEMENT ZONE 09:02 LINE L-400 kV ALMARAZ—SAN SERVÁN 1 SWITCH ON SOUTH 09:02 SHUNT REACTOR VALDECABALLEROS 400 REA 2 SWITCH OFF SOUTH” - (fr:354). Il sistema HVDC Santa Llogaia-Baixas fu regolato più volte, con variazioni del suo setpoint di tensione: “LLOGAIA—BAIXAS RAISE THE SETPOINT TO 412 kV” - (fr:367) e “LLOGAIA—BAIXAS REDUCE THE SETPOINT TO 409 kV” - (fr:368). Lo stato dei reattori shunt alle 12:32 mostrava una capacità significativa disconnessa nella Spagna meridionale. “Area Reactive power capacity of connected shunt reactors Reactive power capacity of disconnected shunt reactors Southern Spain 1,300 MVAr (32.5 %) 2,700 MVAr (67.5 %)” - (fr:1829). L’evento fu caratterizzato da oscillazioni di frequenza e tensione. “Figure 2-63: Frequency and voltage phasor magnitude measurements from European PMUs” - (fr:687). La sequenza dell’incidente incluse una serie di disconnessioni di elementi di rete a partire dalle 12:32:57. “12:32:57: Event ID 3 400 kV TS1–Granada, 355 MW disconnection” - (fr:3052). Seguirono disconnessioni di produzione in Francia. “12:33:35.759 Nuclear 1 South-West of France Nuclear power plant 1,290 –430 400 Internal Protection trip” - (fr:1499). Temi secondari includono la descrizione delle modalità di controllo (MM) dell’HVDC “The MMs considered at Santa Llogaia end have the following features” - (fr:934) e l’evoluzione della potenza di corto circuito nei nodi pilota. “Short Circuit Power Evolution (400 kV pilot nodes)” - (fr:3137).

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3 Analisi tecnica degli eventi di disconnessione durante l’incidente di rete del 28 aprile 2025

Eventi di disconnessione di generazione rinnovabile e verifica della conformità ai requisiti di sovratensione.

Il 28 aprile 2025 si è verificato un incidente di rete in Spagna e Portigallo. Una serie di impianti di generazione (fotovoltaico, eolico, solare termico) si sono disconnessi da varie sottostazioni a 400 kV e 220 kV in un breve lasso di tempo, a partire dalle 12:32:57. I dati registrati per ogni evento includono l’ora, la sottostazione, il livello di tensione, la tecnologia, la potenza disconnessa, la tensione stimata al momento del distacco e l’allineamento con i requisiti applicabili. “Event ID Time (CEST) Substation Voltage Level (kV) Technology Production disconnected (MW) Measured/ estimated voltage at the time of the disconnection (kV) Alignment with the applicable requirements” - (fr:1164). Molti eventi hanno mostrato una divergenza dai requisiti, come l’Evento 3 a 400 kV TS1-Granada (355 MW disconnessi a 9 kV) o l’Evento 4a a 400 kV TS1-Badajoz (582 MW disconnessi a 6 kV). Altri eventi, come il 5a1 a 400 kV TS1-Segovia (22.87 MW eolici a 5 kV), sono risultati allineati. Per alcuni, come il 5b2 o il 5b4, l’allineamento era sconosciuto per mancanza di dati sulla tensione. I requisiti applicabili, stabiliti dall’Ordine TED 749/2020, impongono che i moduli di generazione siano in grado di resistere a valori di sovratensione superiori alla massima tensione di esercizio per un periodo temporaneo ≤ 1 secondo. “According to the requirements set out in Order TED 749/2020, generation modules… must be able to withstand overvoltage values higher than the maximum operating voltage… for a temporary period equal to or less than 1 second” - (fr:1164). L’analisi ha esaminato specifici casi di disconnessione, confrontando le tensioni registrate con le soglie definite e le impostazioni delle protezioni. Per l’Evento 5a2 (550 MW fotovoltaici disconnessi da 400 kV TS1-Siviglia a 7 kV), i registri oscillografici indicano che il distacco è avvenuto quando la tensione al punto di connessione era sotto la soglia di 440 kV richiesta. “it is concluded that the trip occurred when the voltage at the connection point… was below the 440 kV threshold” - (fr:1311). L’Evento 6a1 (3 MW disconnessi da 220 kV TS2-Siviglia) è avvenuto con una tensione di 5 kV, sotto la soglia applicabile di 253 kV. “The disconnection of this generation collector installation occurs when the voltage at the point of connection was below the applicable voltage threshold (253 kV)” - (fr:1373). Al contrario, la disconnessione all’Evento 5a3 (94 MW eolici da 400 kV TS1-Segovia a 4 kV) è avvenuta con la tensione sopra la soglia di 435 kV. “This trip occurred when the voltage measurement was above the defined threshold… (435 kV)” - (fr:1339). L’analisi ha rilevato che le impostazioni di protezione da sovratensione in molte installazioni non erano allineate ai requisiti. Per una pianta a 220 kV TS1-Cáceres, le impostazioni riportate (435.6 kV con ritardo di 5 secondi) divergono dai requisiti. “It appears that the settings reported by the owners… diverge from the applicable requirements” - (fr:1241). Per un impianto a 400 kV TS1-Badajoz, è stato osservato che con una tensione di 440 kV l’impianto deve rimanere connesso per almeno 60 minuti, ma le impostazioni hanno causato il distacco dopo 5 secondi. “According to the applicable requirements, with a voltage of 440 kV, the plant must remain connected for at least 60 minutes, whereas the settings… have caused the plant to disconnect after 5 seconds” - (fr:1414). L’incidente ha evidenziato la necessità che le impostazioni delle protezioni includano un margine sufficiente per gli errori di misurazione e considerino che la tensione è misurata nella sottostazione di generazione, non al punto di connessione. “the setting should include a sufficient margin for measurement errors and… the relay does not measure the voltage at the point of connection” - (fr:1457). L’analisi è stata supportata da registri oscillografici, diagrammi unifilari e misure di PMU. Sono state identificate categorie di impianti (V1-V5) con diversi requisiti di resistenza alla sovratensione. Per le unità di categoria V3 connesse a valle di un elemento che ha staccato, queste devono rimanere connesse indefinitamente fino a 1 pu. “in accordance with the applicable requirements for V3 category plants… these units must remain connected indefinitely up to a voltage of 1 pu” - (fr:1201). Per gli impianti di categoria V5 non esistono requisiti specifici. “Since this plant belongs to category V5, there is no regulation defining the voltage levels that the plant must withstand without disconnection” - (fr:1424). L’incidente ha causato la perdita di tutta la generazione a valle in 400 kV TS1-Granada. “The trip led to the loss of all downstream generation in 400 kV TS 1—Granada” - (fr:2165). La risalita di tensione è continuata per circa 19 secondi prima di un’ulteriore disconnessione di generatori a 400 kV TS1-Badajoz.

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4 Analisi delle oscillazioni di rete nell’incidente iberico del 28 aprile 2025

Studio degli interventi di stabilizzazione e delle simulazioni di sensitività.

Il rapporto analizza le dinamiche oscillatorie verificatesi durante l’incidente nella rete elettrica di Spagna e Portogallo il 28 aprile L’attenzione è rivolta alle azioni di mitigazione adottate, in particolare alla performance del collegamento VSC–HVDC INELFE-1 tra Francia e Spagna e alle manovre della Red Eléctrica per smorzare l’oscillazione inter-area Est-Centro-Ovest di 2 Hz “Effect of manoeuvres taken by Red Eléctrica to dampen the East-Centre-West mode inter-area oscillation of 2 Hz” - (fr:2551). Viene condotta una validazione del sistema attraverso test di perturbazione e l’iniezione di rumore stocastico “Stimulating the system with a perturbation… Injecting stochastic noise on the loads to reproduce the natural ambient oscillation” - (fr:2254). Lo studio valuta l’efficacia delle misure correttive, notando che, sebbene il protocollo non sia progettato per le oscillazioni forzate, queste misure hanno un piccolo effetto positivo anche sull’oscillazione forzata di 63 Hz “the mitigation measures have a small but positive effect on the 63 Hz oscillations” - (fr:2511). Viene concluso che le oscillazioni forzate possono eccitare i modi elettromeccanici naturali del sistema se il loro rapporto di smorzamento è basso “Forced oscillations can also excite natural electromechanical modes in the power system if their damping ratio is low” - (fr:2542). Ampio spazio è dedicato all’analisi di sensitività per quantificare l’impatto di diversi fattori sullo smorzamento delle oscillazioni inter-area. I risultati dimostrano che i controllori POD-P e POD-Q del collegamento INELFE-1 sono efficaci “both the POD-P and POD-Q controllers… are effective in damping the inter-area oscillations” - (fr:2598). Viene analizzato l’effetto dell’aumento del guadagno del controllore POD-P, della modalità di controllo (ADC o CPC), del flusso di potenza sulle linee AC e dell’inerzia equivalente del sistema. Sono esaminati anche il contributo degli stabilizzatori di sistema (PSS) nelle centrali nucleari e a gas, dei condensatori sincroni (SCs), degli STATCOM e di futuri convertitori VSC generici equipaggiati con controllori POD. Una raccomandazione finale propone di implementare sistemi di rilevamento automatico per identificare tempestivamente le oscillazioni “Implement automatic detection systems and effective early-warning tools to identify oscillations in a timely manner” - (fr:5323).

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5 Analisi dei fattori influenzanti i flussi TSO-DSO durante l’incidente di rete del 28 aprile 2025 in Spagna e Portogallo

Indagine sulle correlazioni tra variazioni di tensione, disconnessioni di inverter fotovoltaici e flussi di potenza durante l’evento.

Il rapporto analizza i cambiamenti nei flussi di potenza tra il gestore della rete di trasmissione (TSO) e i gestori della distribuzione (DSO) verificatisi il 28 aprile 2025 in Spagna e Portogallo. Le variazioni dei flussi TSO-DSO sono il risultato di interazioni complesse tra diversi fattori nelle reti di distribuzione e trasmissione “The changes in TSO–DSO flows that occurred on 28 April 2025 (particularly after the two oscillatory periods and between 12:32 and 12:33) are the result of complex interactions among various factors within the distribution and transmission grids.” - (fr:2784). Per l’analisi sono stati utilizzati dati spagnoli su scambi TSO-DSO per regione, carico, attivazioni aFRR, e dataset di due produttori di inverter fotovoltaici (M#1 con risoluzione di 5 minuti e M#2 con risoluzione di 10 secondi) “To perform the analysis, the following data from Spain has been used: » TSO–DSO exchanges per region (P, Q) resolution » Load per region (P) » aFRR activations (P) » Datasets from two PV inverter manufacturers for each region of Spain – Dataset manufacturer M#1, aggregated with 5 min resolution – Dataset manufacturer M#2, aggregated with 10 sec resolution” - (fr:2782). L’analisi indica che le modifiche negli scambi totali TSO-DSO possono essere solo leggermente collegate alle attivazioni aFRR o mFRR “the analysis indicates that: » the changes in the total TSO–DSO exchange can only be slightly linked to aFRR or mFRR activations;” - (fr:233) e che, sulla base dei dati degli inverter, possono essere parzialmente collegate alle disconnessioni di piccoli impianti fotovoltaici (<1 MW) connessi alle reti a bassa tensione “based on the data provided by two PV-inverter manufacturers, the changes in total TSO–DSO flows can be partially linked to disconnections of small PV installations (<1 MW) connected to low-voltage grids due to activation of overvoltage inverter protection.” - (fr:233). Si è riscontrato un numero significativo di scatti per sovratensione delle unità fotovoltaiche di piccola taglia “Based on data of two inverter companies, and subject to the assumptions and simplifications explained in chapter 3, it can be considered that there was a significant number of overvoltage trips of small PV units connected to the low-voltage DSO grids.” - (fr:3495). I dati mostrano una correlazione tra la percentuale di scatti degli inverter e i periodi in cui la tensione aumenta nella rete di trasmissione e quando i flussi TSO-DSO crescono “The data shows a correlation between the proportion of inverter trips and periods when the voltage rises on the transmission grid and when TSO–DSO flows increase.” - (fr:234). Le figure numerate nel testo illustrano la correlazione tra la tensione alla sottostazione Carmona da 400 kV, la somma dei flussi TSO-DSO e la percentuale di scatti degli inverter per sovratensione o sottotensione “Figure 4-70: 10:00 –12:35 time period/Correlation between voltage at 400 kV Carmona substation, sum of TSO–DSO flows and proportion of inverter trips in Spain due to overvoltage” - (fr:2843). Le impostazioni di protezione standard per gli scatti da sovratensione sono le stesse per entrambi i produttori e il codice di rete spagnolo impone un tempo minimo di riconnessione di 180 secondi dopo lo scatto “The standard protection settings for overvoltage trips of inverters are the same for both manufacturers: » U>: 253 V/1.5 s » U>>: 264 V/0.2 s The current Spanish grid code sets a minimum grid reconnection time of 180 seconds (3 minutes) after tripping.” - (fr:2814). Le conclusioni affermano che le variazioni dei flussi TSO-DSO sono, entro certi limiti, collegate agli scatti per sovratensione delle unità di generazione <1 MW: la percentuale di scatti mostra un’alta correlazione con l’aumento di tensione in rete; la quantità totale stimata di generazione disconnessa è fortemente correlata ai cambiamenti dei flussi TSO-DSO e dipende dal numero effettivo di scatti e dal tempo tra disconnessione e riconnessione; la metodologia di stima si basa su ipotesi e semplificazioni “Changes in TSO–DSO flows are, to a certain extent, linked to overvoltage tripping of generation units <1 MW connected to low-voltage grids: – the proportion of overvoltage trips shows a high correlation with the increase in voltage on the transmission grid; – the estimated total amount of disconnected generation is strongly correlated with the changes in TSO–DSO flows; – the total amount of disconnected generation is highly dependent on the actual number of trips and on the total time between the disconnection and the reconnection of the disconnected inverters; – the methodology used to estimate the total amount of disconnected generation is based on several assumptions and simplifications.” - (fr:2933). Tuttavia, a causa delle ipotesi e delle incertezze, non è possibile determinare con precisione quale proporzione dell’aumento netto del carico sia attribuibile alle unità fotovoltaiche connesse a bassa tensione “However, due to the assumptions made and the uncertainties in the available data, it is not possible to precisely determine what proportion of this net load increase can be attributed to LV-connected PV units, nor whether estimates for LV-connected units can be applied to MV-connected inverters.” - (fr:2939). Un altro fattore considerato è la dipendenza dalla tensione dei carichi, proprietà intrinseca dei sistemi elettrici, che può essere collegata in una certa misura all’aumento del carico a livello DSO “Because voltage dependency of loads is an inherent property of power systems, it can also be linked to a certain extent to the load increase at the DSO level (and hence changes in TSO–DSO flows): – A correlation is established between a simplified load model and DSO measurements.” - (fr:2936).

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6 Analisi dell’incidente di rete del 28 aprile 2025 nella penisola iberica

Separazione del sistema elettrico iberico e indagini sulle cause tecniche mediante simulazioni.

L’incidente ha portato alla perdita di sincronismo della penisola iberica con l’Europa continentale e il Marocco, causando un blackout. “This section describes the sequence of events that led to the separation of the Iberian Peninsula power system from the Continental Europe Synchronous Area and Morocco, and to the subsequent blackout.” - (fr:957). L’analisi utilizza dati di misurazione (PMU, SCADA) per ricostruire l’evento e convalidare modelli di simulazione. “As high-resolution data for the active and reactive power injected into the node under observation was unavailable, the adopted strategy was to reconstruct the injected signal using a PMU located in a nearby substation to capture the oscillatory trend, combined with SCADA data to obtain the average values” - (fr:2301). Le simulazioni hanno valutato la risposta transitoria del sistema e l’impatto di diversi fattori: l’esecuzione o il blocco delle protezioni di distacco del carico (load-shedding) sulla frequenza e sulla tensione “This simulation aims to investigate the effect of blocking underfrequency load-shedding protections when voltages rise above a critical threshold.” - (fr:3122); il ruolo dell’inerzia aggiuntiva del sistema “This simulation aims to investigate how additional system inertia could have affected the transient evolution during the incident.” - (fr:3007); la modalità di inversione di potenza degli HVDC “This simulation aims to investigate the impact of the HVDC power reversal mode on the Spain–France exchange, the loss of synchronism, and the evolution of frequency.” - (fr:3017); e le capacità di regolazione della tensione tramite condensatori sincroni. L’incidente è stato caratterizzato da forti oscillazioni di tensione e frequenza. La perdita di controllo della tensione è stata seguita dal distacco a cascata dei generatori. “At this stage, voltage control was fully lost, with cascading disconnection of further power generators leading to the loss of synchronism of the Iberian Peninsula with continental Europe.” - (fr:1048). Lo scambio di potenza attiva tra Spagna e Francia e la frequenza alla sottostazione La Cereal 400 kV sono stati parametri chiave monitorati. Le indagini hanno esaminato le fluttuazioni di tensione nelle sottostazioni pilota in Spagna, Portogallo e Francia. Sono stati analizzati anche i flussi di potenza reattiva e la potenza di cortocircuito. L’analisi di sensitività ha considerato l’effetto di diversi parametri sulle variazioni di tensione. “the effect of different parameters (cross-border exchanges, TSO/DSO exchanges, generation changes, connecting transmission lines, connecting/disconnecting shunt reactors) on voltage variations” - (fr:248). I risultati indicano che il distacco del carico ha un effetto positivo sulla frequenza del sistema. “the activation of load-shedding protections has a significantly positive effect on system frequency, reducing the active power imbalance and mitigating the frequency drop.” - (fr:3130). Il flusso di potenza dalla Spagna al Portogallo era correlato negativamente alla variazione di tensione. “the Spain to Portugal power flow was negatively correlated to the voltage variation” - (fr:3077). Sono stati calcolati i Total Transfer Capacity (TTC) per diverse direzioni di flusso, identificando i limiti termici e di angolo di fase come vincoli.

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7 Incidente di rete del 28 aprile 2025 in Spagna e Portogallo

Requisiti di connessione, soglie operative e azioni di controllo per tensione e frequenza.

Il rapporto analizza l’incidente di rete del 28 aprile 2025, con focus sui requisiti tecnici per generatori e moduli di produzione. Per le variazioni di tensione, i generatori sono suddivisi in categorie in base alla data di entrata in servizio. Ad esempio, per impianti entrati dopo l’8 gennaio 2021, i moduli di tipo D connessi a tensioni tra 110 kV e 300 kV devono restare connessi per 60 minuti nel range 85–0.90 pu, a tempo illimitato tra 90–1.118 pu e per un minimo di 20 minuti tra 118–1.15 pu - (fr:1135) [Per valori di tensione non elencati in uno dei range elencati per ogni categoria, ai generatori è consentito disconnettersi: » Categoria V1: Impianti entrati in servizio prima del 27 aprile .. » Categoria V2: Impianti entrati in servizio dopo il 27 aprile .. » Categoria V3: Impianti entrati in servizio dopo l’8 gennaio .. » Categoria V4: Impianti entrati in servizio dopo l’8 gennaio 2021 che sono moduli di produzione di tipo B, C e D connessi a una rete di distribuzione radiale con tensione inferiore a 110 kV… » Categoria V5: Impianti entrati in servizio prima del 27 aprile 2019 connessi a tensioni inferiori a 220 kV]. Figure mostrano i periodi minimi di funzionamento per diversi valori combinati di frequenza e tensione - (fr:1140) [Figura 3-19: Periodi minimi durante i quali un modulo di produzione di energia elettrica deve essere in grado di funzionare senza disconnettersi dalla rete, per diversi valori combinati di frequenza e tensione, quando la tensione nominale del punto di connessione è pari o superiore a 300 kV e pari o inferiore a 400 kV…]. Per la frequenza, i moduli di tipo A, B, C e D entrati dopo l’8 gennaio 2021 devono supportare 5–48.5 Hz per 30 minuti, 5–49.0 Hz a tempo illimitato, 0–51.0 Hz a tempo illimitato e 0–51.5 Hz per 30 minuti - (fr:1138) [» Categoria F4: Impianti dopo l’8 gennaio 2021 (si applica l’Ordine TED 749/2020) che sono moduli di produzione di energia elettrica di tipo A, B, C e D devono essere in grado di rimanere connessi alla rete e operare entro i seguenti range di frequenza…]. Ulteriori requisiti definiscono la capacità di sopportare sovratensioni transitorie, ad esempio 25 pu per 100 ms e 20 pu per 5 s per moduli di tipo D - (fr:1159) [Indipendentemente dai suddetti livelli di tensione richiesti, i moduli di parco elettrico (PPM) di tipo D devono essere in grado di sopportare sovratensioni transitorie e devono rimanere connessi alla rete almeno per i seguenti valori di ampiezza e durata della sovratensione transitoria…].

Il controllo della potenza reattiva avviene attraverso tre modalità: controllo della potenza reattiva, controllo della tensione o fattore di potenza fisso - (fr:1841) [In termini di come gli utenti del sistema elettrico forniscono potenza reattiva, questo rapporto distingue tre modalità di controllo della potenza reattiva…]. In Spagna, per i generatori convenzionali vigeva la Procedura Operativa PO 4, che definiva un margine minimo obbligatorio di capacità reattiva - (fr:755) [Come condizione tecnica per la connessione alla rete di trasmissione, e per garantire un corretto funzionamento e la sicurezza del sistema, i fornitori di questo servizio ausiliario devono fornire i seguenti servizi minimi: 1.1 Generatori I generatori devono avere un margine minimo obbligatorio di capacità di potenza reattiva, sia per la generazione che per l’assorbimento, per fornire il servizio]. Il margine si calcola in base alla potenza attiva installata e a un fattore di potenza capacitivo di 989 e induttivo di 989 - (fr:757) [Per i generatori, il margine minimo richiesto di potenza reattiva ai busbar dell’impianto alla tensione nominale della rete di trasmissione è definito in base alla potenza attiva netta installata…]. Il servizio era considerato erogato correttamente se l’unità raggiungeva il limite di potenza reattiva in almeno il 75% dei campioni orari quando la tensione era fuori limite - (fr:771) [In quest’ultimo caso, anche se il setpoint di tensione per il nodo di controllo corrispondente (busbar dell’impianto) non era rispettato, purché l’unità avesse raggiunto il corrispondente limite di potenza reattiva…]. Esisteva anche un progetto pilota opzionale per il controllo in tempo reato tramite setpoint di tensione - (fr:1864) [Ciò significava che alcuni generatori erano in grado di transitare, in tempo reale, tra la modalità opzionale di controllo del setpoint di tensione diretto (progetto pilota, setpoint di tensione diretto) e la modalità predefinita di riferimento di tensione non in tempo reale (Procedura Operativa PO 4)]. I generatori da fonti rinnovabili (RES) operanti in modalità fattore di potenza fisso non potevano rispondere a un aumento di tensione - (fr:1985) [Tecnicamente possibile Fattore di potenza fisso Non possibile In modalità fattore di potenza fisso, l’output di potenza reattiva è basato sull’output di potenza attiva, non sulla tensione].

Sono definite soglie di allarme per la tensione. Per Red Eléctrica in Spagna, ad esempio, per nodi della rete di trasmissione a 400 kV il primo livello di allarme bassa tensione è 390 kV e il secondo 430 kV, mentre per l’alta tensione il primo livello è 395 kV e il secondo 435 kV - (fr:3194) [Soglia proibita [kV] 400 kV 380 5 420 225 kV 200 7 .. Tabella 4-29: Soglie definite per gli allarmi di tensione di Red Eléctrica32]. Queste soglie sono personalizzate per esigenze di controllo - (fr:3191) [Queste soglie sono personalizzate per soddisfare le esigenze di controllo della tensione di ogni TSO…].

Durante l’incidente, sono state intraprese azioni di controllo della tensione. Ad esempio, sono stati accesi reattori shunt in diverse zone e commutate linee - (fr:3300) [I valori di tensione sono tornati al di sotto della soglia di allarme tra pochi secondi e 6 minuti dopo le seguenti azioni di controllo della tensione: » Reattori shunt accesi: due nella zona sud, due nella zona nord e uno nella zona interna]. Sono stati registrati numerosi allarmi. Dalle 12:09:17 alle 12:10:29, 27 log relativi a soglie di allarme per alta tensione sono stati attivati in varie zone - (fr:3280) [Dalle 12:09:17 alle 12:10:29 [1 min 12 sec] Un totale di 27 log relativi a soglie di allarme per alta tensione sono stati attivati: 12 nella zona nord, 10 distribuiti tra le zone sud e est, e il resto nelle zone interne e nordorientali]. Dalle 12:32:39 alle 12:33:17, 445 log per alta tensione sono stati attivati in 259 nodi - (fr:3303) [Dalle 12:32:39 alle 12:33:17 [38 sec] Durante questo intervallo, 445 log relativi a soglie di allarme per alta tensione sono stati attivati in 259 nodi: 83 nella zona interna, 75 nella zona sud, 44 nella zona nord, 28 nella zona est, 25 nella zona nordoccidentale e quattro in quella nordorientale]. I tempi di risposta tra il primo allarme e la prima azione correttiva sono stati di 1 minuto e 33 secondi nella zona nord e 2 minuti e 11 secondi nella zona sud - (fr:3377) [I tempi di risposta misurati tra il primo allarme registrato superiore alla soglia di allarme per alta tensione e l’esecuzione della prima azione correttiva di controllo della tensione 1 min 33 s nella zona nord e 2 min 11 s nella zona sud tengono conto del tempo necessario all’operatore per rilevare l’allarme, analizzare il problema, valutare l’azione più appropriata tenendo conto del suo impatto e implementarla]. L’alto numero di allarmi è spiegato dalla configurazione del sistema - (fr:3408) [L’elevato numero di log di allarme registrati nei centri di controllo di Red Eléctrica è spiegato dalla configurazione del sistema di allarme: più allarmi sono stati attivati nello stesso nodo, e molti sono stati registrati in nodi al di fuori della rete di trasmissione, oltre la responsabilità di controllo della tensione del TSO].

Figure mostrano il numero minimo di unità convenzionali (>30 MW) accoppiate alla rete spagnola ogni giorno dal 1 gennaio al 28 aprile, e la potenza installata totale nelle fasce orarie 10:00-11:00, 11:00-12:00 e 12:00-13:00 - (fr:456) [Le seguenti figure si concentrano sulla rete spagnola e mostrano per ogni giorno dal 1 gennaio al 28 aprile 2025: » il numero minimo di unità convenzionali accoppiate alla rete (>30 MW); » il numero di unità convenzionali accoppiate alla rete (>30 MW) nei periodi 10:00 –11:00, 11:00 –12:00 e 12:00 –13:00; » la potenza installata totale delle unità convenzionali connesse, ogni volta nell’ora con il numero più basso di unità accoppiate; e » la potenza installata totale delle unità convenzionali connesse, nei periodi 10:00 – 11:00, 11:00 –12:00 e 12:00 –13:00].

L’incidente è stato classificato secondo una scala. La Figura 8-1 mostra i criteri, ordinati per priorità decrescente, che vanno da “Scala 0 Incidente degno di nota” a “Scala 3 Incidente maggiore” - (fr:5134) [Scala 0 Incidente degno di nota Scala 1 Incidente significativo Scala 2 Incidente esteso Scala 3 Incidente maggiore /1TSO Priorità/Definizione breve (Codice breve criterio)…]. La Tabella 8-1 indica quali criteri sono stati violati da ciascun TSO - (fr:5178) [Criterio Scala Red Eléctrica REN RTE OB 3   L 2   1 0 F 2 1 0 BS  T 2  1 0    G 2   1 0  BS ON 2 Non Violato 1 RS 2   1 0 OV 2 Non violato perché la soglia temporale non è stata raggiunta 1  0 BS RRC 2 Non Violato 1 0 LT 2 Non Violato 1 0].

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[8.1-40-3441|3619]

8 Blackout e ripristino del sistema elettrico iberico del 28 aprile 2025

Analisi tecnica e cronologia dell’incidente e delle operazioni di ripristino.

L’incidente ha interessato la Spagna e il Portogallo il 28 aprile 2025, portando a un blackout generalizzato. La causa è stata una rapida escursione di tensione che ha innescato una cascata di disconnessioni per sovratensione dei generatori in Spagna. Questo evento è derivato dalla combinazione di numerosi fattori tecnici e di gestione della rete. “the fast voltage increase, which led to the cascade of overvoltage disconnections in Spain and ultimately to the blackout” - (fr:266). Tra i fattori chiave vi erano: l’assenza di reazione della potenza reattiva degli impianti a fonti rinnovabili alle variazioni di tensione; l’uscita di potenza reattiva di diversi generatori convenzionali inferiore al riferimento per oltre il 75% dei campioni orari; il funzionamento degli impianti rinnovabili a fattore di potenza fisso; l’assenza di limiti di rampa per i generatori a fattore di potenza fisso; l’operatività manuale dei reattori shunt; e impostazioni di protezione contro la sovratensione non allineate con le esigenze di sistema o divergenti dai requisiti applicabili. “Many overvoltage disconnection protection settings diverge from applicable requirements or not aligned with system needs” - (fr:3441). Il quadro normativo per la potenza reattiva dei generatori convenzionali non prevedeva criteri espliciti sul comportamento dinamico. La rete spagnola a 400 kV operava con un range di tensione più ampio rispetto ad altri paesi UE. Si sono verificate due oscillazioni, una forzata a 63 Hz e una inter-area a 2 Hz, con instabilità da convertitori e assenza o azione insufficiente di stabilizzatori di sistema (PSS) su alcune grandi unità. La sequenza di eventi ha incluso il decremento della frequenza nella penisola iberica, l’aumento della differenza angolare con il resto dell’area sincrona continentale (CESA), l’inversione del flusso di potenza attiva al confine franco-spagnolo e la perdita di coppia di sincronismo, portando al “punto di non ritorno” e alla perdita del sincronismo. Ciò ha attivato protezioni speciali (DRS, SPS) e ha portato al blackout in Spagna e Portogallo. ““Point of no return” Loss of synchronism” - (fr:3441). Il processo di ripristino è stato avviato parallelamente con una strategia “top-down” da Francia e Marocco e una “bottom-up” utilizzando centrali idroelettriche (HPP) con capacità di black-start. Sono state create diverse isole elettriche, i cui avvii e sincronizzazioni sono documentati con orari specifici. “In the bottom-up strategy, implemented in parallel, re-energisation was initiated using hydropower plants (HPP) with black-start capability.” - (fr:3517). Le isole includevano, tra le altre, Extremadura 2 (avviata alle 14:22), Duero 2 (14:11), Galicia (13:26), West Asturias (14:28), East Asturias (13:06), Cantabria (14:11), Levante (13:52) e Aragón (15:01). Il ripristino ha incontrato difficoltà tecniche come problemi di controllo di potenza e frequenza in isole multiple, difficoltà di sincronizzazione, impostazioni di protezione delle macchine, controllo inappropriato della tensione e impatti dalle risorse energetiche distribuite. “Technical difficulties identified include issues with: » power and frequency control of multiple power plants in the same island […] » synchronisation of the islands […] » machine protection settings” - (fr:4076). In Portogallo, il ripristino è progredito attraverso tre aree separate, sincronizzandosi infine con il sistema spagnolo/europeo. L’intero rapporto è corredato da un albero delle cause radice e da raccomandazioni di un panel di esperti. “The blue boxes correspond to factors that contributed to the incident and on which the Expert Panel is making recommendations.” - (fr:3441).

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[9.1-40-4671|4726]

9 Incidente di rete in Spagna e Portogallo del 28 aprile 2025

Report finale dell’Expert Panel sull’investigazione tecnica dell’incidente classificato secondo la metodologia ICS.

Il 28 aprile 2025, alle 12:33 CEST, i sistemi elettrici di Spagna e Portogallo hanno subito il blackout più grave e senza precedenti verificatosi in Europa negli ultimi 20 anni, con un impatto maggiore sui cittadini e sulla società nel suo insieme in entrambi i paesi. “On 28 April 2025, at 12:33 Central European Summer Time (CEST), the power systems of Spain and Portugal experienced the most severe and unprecedented blackout that had occurred in Europe in the past 20 years, with a major impact on citizens and society as a whole in both countries.” - (fr:15). Questo report finale è preparato dall’Expert Panel istituito per condurre questa indagine tecnica, in conformità all’articolo 15 del regolamento (UE) 2017/1485 e alla metodologia ICS (Incident Classification Scale). “This final report is prepared by the Expert Panel established to perform this technical investigation, in accordance with Article 15 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (SO GL) and the Incident Classification Scale (ICS) methodology.” - (fr:1). L’indagine riguarda le attività di pianificazione operativa a livello regionale, svolte dai Centri di Coordinamento Regionale (RCC), e le procedure nazionali di pianificazione operativa. “This chapter addresses operational planning activities relevant to the incident under analysis, covering both regional-level processes performed by the Regional Coordination Centres (RCCs) and national operational planning procedures” - (fr:4088). I compiti degli RCC, come prescritti dal regolamento UE 2019/943, includono il calcolo coordinato della capacità (CCC), l’analisi di sicurezza coordinata (CSA), il modello di rete comune (CGM) e il coordinamento della pianificazione degli outage (OPC). “Article 1 of the EU Regulation 2019/943 prescribes the following RCC tasks: Coordinated capacity calculation (CCC) […] Coordinated security analysis (CSA) […] Common grid model (CGM) […] Outage planning coordination (OPC)” - (fr:4103). L’analisi post-operativa e post-disturbo (RIAR) è uno di questi compiti. “The RCC post-operation and post-disturbances analysis and reporting (RIAR) methodology has been developed to define the respective RCC task” - (fr:5146). Le raccomandazioni del report mirano a migliorare la robustezza operativa, lo scambio di informazioni tra le parti interessate e a contribuire a mantenere un alto livello di sicurezza dell’approvvigionamento. “The recommendations outlined in this report represent a comprehensive set of measures designed to enhance operational robustness, improve cross-stakeholder information exchange, and contribute to maintaining a high level of security of supply across the European power system.” - (fr:10).

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[10.1-40-1530|4851]

10 Incidente di rete in Spagna e Portogallo del 28 aprile 2025

Cronistoria tecnica di un blackout: sequenza di eventi, interventi di protezione e ripristino.

Il 28 aprile 2025, a partire dalle 12:33:19.971, si è verificata una cascata di eventi nel sistema elettrico iberico e francese. Le prime disconnessioni hanno coinvolto una linea a 220 kV tra Arganda e Loeches in Spagna “OV Incorrect measurement from phase B voltage transformer” - (fr:1530) e le interconnessioni Spagna-Marocco a 400 kV (Puerto de la Cruz–Beni Harchane e Puerto de la Cruz–Melloussa) a causa di protezioni di sottofrequenza “UF Low frequency function at Morocco side and transfer trip to Spain” - (fr:1530). Contemporaneamente, si sono verificate estese perdite di generazione fotovoltaica ed eolica “Generation loss Wind and PV” - (fr:968) e distacchi di carico per pompaggio “Load shedding Pump” - (fr:968). La sequenza è proseguita rapidamente con il distacco di numerose linee di interconnessione tra Francia e Spagna (Baixas–Vic, Argia–Arkale, Argia–Hernani) per perdita di sincronismo “OST Loss of synchronism” - (fr:1530). In Francia, la protezione contro la perdita di sincronismo ha provocato l’apertura di linee a 63 kV, 150 kV, 225 kV e di un trasformatore a 400/63 kV “loss of synchronism protection function trip” - (fr:1621)(fr:1641). Questo ha isolato il sistema francese dal disturbo “the tripping of the France–Spain AC interconnection lines enabled the isolation of the French system from the disturbance” - (fr:1591). Nella rete iberica, il collasso di tensione e frequenza ha innescato protezioni di distanza (Z1) su linee di collegamento con il Portogallo “Z1 trip due to voltage and frequency collapse” - (fr:1530) e ulteriori perdite di generazione, inclusi impianti nucleari e a ciclo combinato “Generation loss Nuclear” - (fr:969). Il sistema è passato da stato normale a blackout per Spagna (RE) e Portogallo (REN) alle 12:40, e a stato di emergenza per gli operatori centro-europei poco dopo “28 April, 12:40: RE – Normal state to blackout state” - (fr:5110). Le comunicazioni tra gli operatori di sistema hanno coordinato le fasi di ripristino, con la richiesta di richiusura delle interconnessioni “REN requested that RE reconnect the 220 kV tie-lines” - (fr:4970). Il ripristino completo della rete portoghese si è concluso alle 00:22 del 29 aprile “The restoration of the Portuguese transmission system from the REN side was concluded at 00:22 on 29 April” - (fr:3968). Gli stati di allerta sono terminati per RE e REN il 30 aprile alle 12:40 e 12:50, rispettivamente “30 April, 12:40: RE – Alert state to normal state” - (fr:5110).

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