Il 5 agosto 2025 ARERA ha pubblicato la Delibera 385/2025/R/EEL, un documento che segna una svolta storica per la gestione della generazione distribuita in Italia. Con questa delibera viene approvata la revisione dell’Allegato A.72 al Codice di Rete di Terna, noto come RIGEDI (Riduzione della Generazione Distribuita), lo strumento che da “rete passiva” trasforma il sistema elettrico in una rete attiva, capace di dialogare in tempo reale con gli impianti fotovoltaici ed eolici distribuiti sul territorio.
Ma andiamo con ordine. Perché tutto questo?
L’instabilità dietro l’angolo: la lezione dalla Spagna
Il motivo è chiaro e preoccupante: la crescente penetrazione delle rinnovabili non programmabili sta mettendo in crisi la stabilità della rete. Fotovoltaico ed eolico, connessi tramite inverter, non forniscono inerzia: al primo disturbo gli inverter si scollegano, mentre le centrali convenzionali garantivano stabilità grazie ai “pesi rotanti”.
Nell’aprile 2025 la Spagna lo ha provato sulla propria pelle: un blackout su larga scala innescato da disconnessioni a catena dovute alla mancanza di inerzia. Una rete troppo leggera, piena di generatori “non comandabili”, ha mostrato i limiti di un sistema che non aveva ancora fatto il salto verso il controllo attivo.
Ecco perché ARERA ha deciso di accelerare.
Terna lancia l’allarme, ARERA accelera
Non è stata una scelta presa nel vuoto. ARERA ha deciso di accelerare la transizione a seguito di una serie di comunicazioni ufficiali di Terna, preoccupata per l’instabilità crescente della rete.
- 10 giugno 2025: Terna invia una relazione sullo stato degli adeguamenti PF1 degli impianti ≥1 MW, segnalando ritardi e mancate conformità.
- 25 giugno 2025: arriva la proposta di revisione dell’Allegato A.72 (RiGeDi), con osservazioni degli operatori raccolte da Terna.
- 9 luglio 2025: Terna scrive nuovamente ad ARERA, mettendo nero su bianco le criticità durante le giornate a basso fabbisogno residuo e alta produzione rinnovabile. Il rischio indicato è chiaro: possibili disalimentazioni diffuse senza strumenti di controllo più incisivi.
Queste lettere hanno reso evidente che la rete italiana non poteva più aspettare. ARERA ha raccolto i segnali, e con la Delibera 385 ha imposto tempi stringenti e l’obbligatorietà della PF2 per rendere modulabile la generazione distribuita.
La stretta di ARERA: chi non si adegua resta fuori
Già con le precedenti delibere, i produttori sopra 1 MW erano stati obbligati a dotarsi di sistemi di osservabilità, la cosiddetta PF1. Ma la verità è che secondo le comunicazioni di Terna oltre il 20% degli impianti non si è mai adeguato del tutto.
E adesso arriva la vera svolta: con la Delibera 385/2025 la PF2 diventa obbligatoria. Non si tratta più di monitorare i dati al punto di consegna: bisogna modulare la potenza dei generatori su comando esterno.
Chi non si adegua entro le scadenze non solo perde gli incentivi, ma rischia di non poter più immettere energia in rete. (disconnessione dalla rete)
CCI e PF2: la vera rivoluzione tecnica
Il cuore di tutto è il Controllore Centrale di Impianto (CCI), che ora diventa obbligatorio per tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici ≥100 kW connessi in media tensione.
La differenza rispetto al passato è sostanziale:
- PF1 (ieri): bastava inviare le misure di potenza attiva e reattiva al punto di consegna, e per gli impianti sopra 1 MW anche la potenza dei dorsali o dei generatori, per i nuovi entrati in esercizio dopo la delibera 540 ma che superavano 170kw per singolo generatore.
- PF2 (oggi): il DSO può inviare comandi al CCI che deve tradurli in regolazioni puntuali, modulando attivamente la potenza di ciascun generatore.
Tradotto: non è più sufficiente osservare, ora serve comandare.
CEI e DSO: non solo produttori, anche la rete deve cambiare
La delibera non guarda solo ai produttori. ARERA ha incaricato il CEI di aggiornare la Norma CEI 0-16, introducendo regole tecniche chiare, protocolli, comunicazione per la PF2 (che attualmente mancano e studiando un CCI semplificato per le taglie più piccole (100–500 kW), così da ridurre complessità e costi per gli impianti medio-piccoli. (entro il 31/10/2025)
Anche i DSO (Distributori di energia) hanno obblighi precisi: dovranno adeguare i propri sistemi informatici e di controllo per ricevere i comandi da Terna e inoltrarli agli impianti, oltre che verificare periodicamente l’effettiva capacità dei CCI installati di rispondere correttamente ai segnali. In altre parole, la catena di comando deve essere solida: da Terna al DSO, dal DSO al CCI, e dal CCI all’inverter.
Impianti esistenti e nuovi: come viene definito chi deve adeguarsi
La delibera distingue con chiarezza tra impianti esistenti e nuovi, fissando due criteri: la data di richiesta di connessione e la data di entrata in esercizio.
- Impianti ≥1 MW: sono considerati esistenti se la richiesta di connessione è stata presentata prima del 05/08/2025 ed entrano in esercizio entro il 28/02/2026.
- 500 kW < P < 1 MW: esistenti se la richiesta è stata fatta prima del 05/08/2025 ed entrano in esercizio entro il 28/02/2027.
- 100 kW < P < 500 kW: esistenti se la richiesta di connessione è stata fatta entro il 31/10/2025 ed entrano in esercizio entro il 31/03/2027.
Tutti gli altri impianti sono definiti come nuovi, e per loro l’obbligo è immediato: devono essere PF2-ready al momento della connessione.
Questa distinzione è fondamentale, perché determina chi deve adeguarsi e quando.
Dal punto di vista del tecnico che vive il campo:
Sulla carta, la norma è chiara. Sul campo, però, la musica cambia.
Ecco tre esempi concreti:
- Impianto ≥1 MW in cessione totale
Pre delibera bastava misurare la potenza al punto di consegna. Ora ogni singolo inverter deve essere regolabile. - Impianto ≥1 MW in autoconsumo con due dorsali da 500 kW
Prima era sufficiente monitorare dorsali e punto di consegna. Ora il DSO deve poter limitare la potenza dei singoli generatori. - Impianto nuovo con generatori ≥170 kW
Prima la norma chiedeva solo la rilevazione della potenza al PDC e la P dei singoli generatori. Ora impone la modulazione attiva di ogni generatore.
Immaginatevi impianti da 6–10 MW, con decine di inverter centralizzati o di stringa: un bagno di sangue di cablaggi, configurazioni e test.
La realtà: nessuno era pronto alla PF2
È vero, le vecchie norme già parlavano di “predisposizione alla PF2”. Ma la verità è che nessuno lo ha fatto davvero. I produttori hanno preferito fermarsi al minimo indispensabile: PF1, osservabilità, qualche datalogger collegato, e via. Perché spendere di più, quando nessuno si aspettava che la PF2 sarebbe arrivata così presto?
E ora ci troviamo davanti al conto: impianti con hardware vecchio di 10-15 anni, inverter che non sono pilotabili, porte RS485 già occupate dai sistemi di monitoraggio, protocolli proprietari che non dialogano tra loro.
Il risultato? Per molti impianti servirà un vero e proprio revamping: nuovi cablaggi, nuovi protocolli, aggiungere dispositivi, in alcuni casi sostituire completamente inverter ancora funzionanti.
Serve buon senso tecnico
La vera sfida non è tanto scrivere norme: è farle applicare su impianti reali. È qui che il tecnico sul campo alza la mano e dice: forse servono deroghe.
In alcuni casi, spegnere un impianto da 1 MW per qualche ora (teledistacco, come previsto da RiGeDi) costa meno che rifare un intero impianto per renderlo modulabile.
Il CEI, incaricato da ARERA di aggiornare la CEI 0-16, (allegati O e T) dovrà tenerne conto. Perché senza buon senso tecnico, questa transizione rischia di trasformarsi in un boomerang per i produttori e per la stessa rete.
Conclusione: la rivoluzione è iniziata, ma sarà in salita
La Delibera 385/2025 segna un punto di non ritorno. La rete italiana deve diventare attiva, deve imparare a parlare con i generatori distribuiti, deve avere strumenti per gestire l’instabilità che inevitabilmente arriverà con più rinnovabili.
Ma attenzione: la transizione non sarà indolore. Per i produttori significherà investimenti, lavori complessi, impianti da adattare. Per i tecnici sarà una corsa contro il tempo, tra protocollie comunicazioni intasate e hardware obsoleti.
È la rivoluzione della rete, ma sarà tutta in salita.
SANDUN PALLIYA.
Quindi avendo fatto domanda in settenbre per 500 kw andro’a installare inverter che dialogano con CCI ma installo solo un teledistacco fino a marzo 2927 ?
ciao,
il teledistacco dovrà convivere col cci. per ora non è prevista la sua estinzione, tant’è che bisognerà portare al cci lo stato del teledistacco