Aalsmeer – La corrente continua prova a uscire dalla dimensione sperimentale e a strutturarsi come architettura complementare alla rete pubblica in alternata, anche negli edifici. È quanto emerge dalla visita di mercoledì scorso, 11 febbraio, al Direct Current Experience Center di Aalsmeer, dove la Current/OS Foundation – organizzazione non profit nata nel 2021 – promuove un ecosistema elettrico basato sulla distribuzione in DC per rispondere alla crescita della domanda elettrica e all’integrazione di rinnovabili e accumuli. Al centro della strategia: standardizzazione, interoperabilità e casi applicativi in edifici, microgrid e infrastrutture.
La fondazione riunisce oltre 120 partner industriali e accademici in 30 paesi e si propone come piattaforma comune per produttori, integratori, laboratori di certificazione e università. Tra i partner figurano gruppi industriali come ABB, Schneider Electric, Eaton, Siemens, Mersen, Daikin, Trane, oltre a integratori come Vinci Energies e Ramboll, laboratori come Dekra e Intertek e diversi atenei europei e statunitensi.
Dal revival storico alla maturità tecnologica
La DC non è una novità: è la forma originaria di elettricità utilizzabile, dalla pila di Volta in poi. Alla fine dell’Ottocento prevalse l’alternata per la maggiore semplicità di trasformazione della tensione e per la protezione delle linee. Oggi il contesto è diverso. Fotovoltaico, batterie, data center ed elettronica di consumo operano nativamente in corrente continua. La conversione ripetuta AC/DC comporta perdite energetiche che, in sistemi ad alta elettrificazione, come i data center, diventano non trascurabili. Il progresso dell’elettronica di potenza – semiconduttori, controllo digitale, conversione ad alta efficienza – ha riaperto lo spazio per architetture DC locali integrate con la rete pubblica.
L’esperimento di Aalsmeer
L’Experience Center di Aalsmeer opera come microgrid ibrida AC/DC, per una potenza complessiva da 60 kW così suddivisa: connessione alla rete per 20 kW; produzione fotovoltaica da 40 kW e un sistema di accumulo da 21 kW. Secondo i promotori, l’architettura consente di triplicare la capacità disponibile rispetto alla sola connessione di rete, grazie all’integrazione locale di generazione e storage. I benefici dichiarati includono riduzione delle conversioni, risparmi energetici fino al 20% e minore utilizzo di rame nei cavi (fino al 50%).
Le applicazioni pilota
“Vogliamo imparare dai casi reali, non solo dai paper accademici”, ha detto durante il press tour Yannick Neyret, presidente della fondazione Current/OS. Tra i casi pilota citati ci sono l’Autostrada N470 dei Paesi Bassi illuminata con corrente continua tramite microgrid DC con fotovoltaico integrato e accumulo da 1 MW per alimentare luci e segnaletica, con risparmi stimati tra il 10% e il 20%; l’edificio Wave a Lille (Francia), alimentazione parzialmente in DC con riduzione dei consumi del 20% nei primi sei mesi.
Ricarica dei veicoli elettrici
Ma l’elemento di crescente interesse in ambito DC è la ricarica dei veicoli elettrici (EV). Le batterie degli EV immagazzinano energia in corrente continua, ma la rete distribuisce tipicamente corrente alternata. Nelle colonnine AC la corrente viene convertita a bordo del veicolo tramite il caricatore interno, con potenze generalmente contenute (fino a 11–22 kW nelle applicazioni domestiche o pubbliche). Con la ricarica DC rapida, invece, la colonnina converte la corrente alternata della rete in corrente continua prima di inviarla alla batteria, bypassando il convertitore di bordo e consentendo potenze di ricarica molto più elevate. Questo si traduce in tempi di ricarica drasticamente ridotti: una stazione DC può portare la carica di un veicolo dal 20% all’80% in 20–30 minuti o meno, a seconda della potenza disponibile e della capacità del veicolo stesso, riducendo al 97% la quota di dispersione energetica.
Le criticità
La scalabilità resta legata a tre fattori: un quadro normativo ancora in evoluzione; costi iniziali di componentistica e sistemi di controllo; integrazione ibrida AC/DC, che richiede coordinamento tecnico e regolatorio. Il passaggio da casi pilota a diffusione sistemica dipenderà dalla maturazione degli standard e dalla capacità di dimostrare ritorni economici replicabili. In un contesto di crescente elettrificazione – rinnovabili, batterie, mobilità elettrica, data center – la fondazione sostiene che la DC possa ridurre conversioni e perdite, migliorando l’efficienza complessiva del sistema.
Protezione in corrente continua: il ruolo dei dispositivi solid state
La protezione delle reti DC rappresenta uno dei nodi tecnici principali. A differenza dell’alternata, la corrente continua non presenta il passaggio naturale per lo zero della corrente, rendendo più complessa l’interruzione dei guasti. Un dispositivo di protezione solid state in ambito corrente continua (DC) è un sistema di protezione elettrica che interrompe o limita la corrente usando componenti elettronici a semiconduttore, invece di contatti meccanici come nei classici interruttori o fusibili.
I dispositivi di protezione “solid state” utilizzano semiconduttori di potenza: Mosfet, Igbt, SiC. In caso di sovracorrente o cortocircuito, il sistema rileva l’anomalia e spegne elettronicamente il componente in microsecondi, evitando la formazione di archi elettrici prolungati.
I vantaggi includono tempi di intervento estremamente rapidi, maggiore selettività e l’integrazione digitale con sistemi di monitoraggio. Tra le criticità invece vanno segnalati costi superiori rispetto agli interruttori meccanici tradizionali e la gestione termica. Sul piano normativo, lo standard Iec per gli interruttori solid state in bassa tensione è attualmente in fase di definizione con il codice Iec 60947-10. La pubblicazione ufficiale è attesa entro la fine dell’anno. L’adozione di un riferimento tecnico condiviso è considerata un passaggio chiave per l’industrializzazione su larga scala delle reti in corrente continua.