Nel 2021, quando un generatore si è disconnesso improvvisamente dalla rete elettrica dell'isola di Kaua'i, alle Hawaii, la frequenza dell'intero sistema ha iniziato a oscillare per quasi un minuto prima di tornare stabile. Nel 2023, in un evento praticamente identico, la stessa rete non ha registrato alcuna oscillazione. La differenza, secondo un progetto di ricerca reso pubblico nei mesi scorsi dal National Laboratory of the Rockies (NLR) — il laboratorio federale statunitense che fino al 2025 si chiamava National Renewable Energy Laboratory, NREL — insieme alla Kaua'i Island Utility Cooperative (KIUC), sta in un cambio di software nei convertitori elettronici che collegano gli impianti solari e di accumulo alla rete: dai tradizionali inverter "grid-following" ai più moderni inverter "grid-forming".
TRL 6-7 — Dimostrazione/prototipo avanzato: controlli grid-forming sviluppati, modellati e validati con successo su una rete elettrica reale, ma non ancora standardizzati e diffusi su scala industriale
Impatto potenziale: alto
Una rete che sta cambiando fisica
Per oltre un secolo le reti elettriche sono state stabilizzate da un fenomeno puramente meccanico: le grandi masse rotanti dei generatori sincroni — turbine a vapore, a gas, idroelettriche — che, girando fisicamente in sincronia con la frequenza di rete, oppongono per inerzia una resistenza naturale a qualunque variazione improvvisa. Se un generatore si stacca all'improvviso, quella massa rotante continua a girare per qualche istante, ammortizzando lo squilibrio tra produzione e consumo e dando tempo ai sistemi di controllo di intervenire. Gli impianti solari ed eolici, al contrario, si collegano alla rete tramite inverter: dispositivi a semiconduttori che non hanno alcuna massa rotante e quindi, di norma, nessuna inerzia fisica da offrire. Più una rete sostituisce generatori sincroni con risorse basate su inverter, più perde quel "cuscinetto" naturale — un cambiamento che gli ingegneri della rete descrivono ormai come un mutamento nella fisica stessa del sistema elettrico, non solo nella sua composizione.
Kaua'i, un laboratorio a cielo aperto
L'isola di Kaua'i è un caso limite perfetto per studiare questo problema, perché la sua rete elettrica è completamente isolata: non esiste alcuna interconnessione con altre isole o con il continente americano a cui appoggiarsi nei momenti di squilibrio, quindi ogni oscillazione di frequenza deve essere assorbita e corretta localmente. KIUC, la cooperativa che gestisce la rete dell'isola, ha chiuso il 2025 con una quota di generazione rinnovabile pari al 52,8% sul totale annuo — il secondo valore più alto tra le utility delle Hawaii — ripartita tra solare fotovoltaico su scala utility (24,5%), impianti solari residenziali (14,3%), idroelettrico (9%) e biomassa (5%). Una parte consistente di questa produzione arriva da impianti ibridi solare più accumulo, come l'AES Lawai Solar Project, un impianto da 40 MW operativo dal dicembre 2018 che unisce pannelli fotovoltaici e batterie in un'unica risorsa controllata tramite inverter. È proprio la crescente quota di generazione basata su inverter — e la conseguente riduzione dell'inerzia meccanica disponibile — ad aver reso necessario ripensare il modo in cui questi dispositivi si comportano nei momenti di crisi della rete.
Grid-following e grid-forming: la differenza tecnica
Gli inverter installati fino a pochi anni fa nella maggior parte degli impianti rinnovabili sono di tipo "grid-following": per funzionare hanno bisogno di "agganciarsi" a un segnale di tensione e frequenza già presente sulla rete, fornito da altri generatori, e si limitano a inseguirlo passivamente immettendo energia in sincronia con esso. Se il segnale di riferimento diventa instabile — ad esempio dopo la perdita improvvisa di un grande generatore — anche gli inverter grid-following faticano a mantenere un comportamento stabile, perché non hanno un proprio riferimento interno a cui aggrapparsi. Gli inverter "grid-forming", invece, sono programmati per generare autonomamente un proprio riferimento di tensione e frequenza, comportandosi in modo molto più simile a un generatore sincrono tradizionale: possono contribuire attivamente a stabilizzare la rete anche in assenza di qualunque massa rotante, offrendo quella che gli specialisti chiamano "inerzia sintetica" o "virtuale", ottenuta interamente via software e controlli elettronici invece che per via meccanica.
Dal modello al campo: come è stato condotto il test
Per validare il passaggio dai controlli grid-following a quelli grid-forming sulla rete reale di Kaua'i, il team di ricerca — guidato dalla scienziata NLR Jin Tan e affiancato dal lavoro della Purdue University sugli strumenti di analisi della stabilità — ha seguito un percorso in tre fasi: prima un modello computazionale ad alta fedeltà dell'intera rete elettrica dell'isola, poi una ricostruzione fisica di quella stessa rete nei laboratori del centro di ricerca NLR, dotata di apparecchiature reali su cui riprodurre gli eventi di disconnessione in condizioni controllate, infine sensori personalizzati installati direttamente sulla rete di Kaua'i per raccogliere dati dal funzionamento quotidiano e confrontarli con le simulazioni. Il confronto tra i due eventi reali — la disconnessione di un generatore nel 2021, gestita ancora con controlli grid-following, e un evento dello stesso tipo nel 2023, dopo l'introduzione dei nuovi controlli grid-forming — ha fornito la prova sul campo: nel primo caso la rete rispondeva entro 50 millisecondi, conteneva il calo di frequenza entro 1,5 secondi e tornava ai 60 Hz nominali entro un minuto, ma con oscillazioni evidenti in quella prima fase; nel secondo caso, a parità di evento, le oscillazioni sono risultate del tutto assenti.
Verso uno standard condiviso: il consorzio UNIFI
Un singolo caso di studio, per quanto ben documentato, non basta a rendere una tecnologia pronta per il mercato: perché i controlli grid-forming possano diffondersi su larga scala, produttori di inverter, gestori di rete e integratori di sistema devono poter contare su specifiche tecniche condivise, altrimenti ogni progetto rischia di restare una soluzione su misura non replicabile altrove. È il compito del consorzio UNIFI (Universal Interoperability for Grid-Forming Inverters), guidato dal laboratorio NLR insieme alla North Carolina State University e a un ampio gruppo di partner industriali con il sostegno del Dipartimento dell'Energia statunitense: l'obiettivo dichiarato è mettere a punto una libreria condivisa di modelli testati, requisiti prestazionali e specifiche di controllo per le risorse basate su inverter grid-forming, in modo che apparecchiature di produttori diversi possano interagire in sicurezza sulla stessa rete — lo stesso tipo di collo di bottiglia, quello della standardizzazione più che della tecnologia in sé, che ha finora frenato la diffusione di altre innovazioni di rete basate su elettronica di potenza.
Perché interessa il settore
Il caso di Kaua'i riguarda direttamente ogni sistema elettrico che stia aumentando rapidamente la propria quota di generazione da fonti rinnovabili non programmabili, sostituendo progressivamente le centrali termoelettriche tradizionali: una traiettoria comune a gran parte d'Europa, Italia inclusa, dove la crescita di fotovoltaico ed eolico sta riducendo nel tempo l'inerzia meccanica disponibile sulla rete, un tema che gestori come Terna ed ENTSO-E seguono da tempo negli studi sulla sicurezza del sistema elettrico, specialmente nelle aree con più alta concentrazione di rinnovabili o in configurazioni di rete più deboli, come alcune isole minori o zone periferiche della rete di trasmissione. Le reti isolate come quella di Kaua'i offrono un banco di prova prezioso proprio perché anticipano, su scala ridotta e gestibile, condizioni che le reti continentali interconnesse incontreranno via via che la generazione sincrona tradizionale arretra. Non è un caso che IRENA inserisca innovazioni come questa nella categoria dell'"innovazione sistemica": i controlli grid-forming non richiedono di sostituire gli impianti già installati, ma di aggiornarne il software di controllo — un intervento relativamente economico rispetto alla costruzione di nuova capacità — a patto però che esistano standard tecnici condivisi e un quadro regolatorio che ne riconosca il valore per la sicurezza del sistema, esattamente il vuoto che il consorzio UNIFI sta cercando di colmare.
Fonte: National Laboratory of the Rockies (NLR), "With Inverters, An Island Adapts to Changing Physics of Power Grids", con approfondimenti da Purdue Polytechnic, "Xiaonan Lu Helps Stabilize Hawaii Power Grid in DOE-Funded Study" e KIUC, "KIUC Among the Highest in State in Renewable Generation for 2025".
