📌 Introduzione: contesto operativo della distribuzione e delle rinnovabili
Negli ultimi anni la generazione distribuita da fonti rinnovabili – in particolare impianti fotovoltaici ed eolici – ha raggiunto quote significative nella copertura della domanda elettrica nazionale, portando benefici ma anche nuove sfide per la gestione della stabilità di sistema.
In passato la rete era dominata da generatori sincroni con inerzia fisica elevata (es. turbine a gas, grandi idroelettriche), che fornivano naturale resistenza alle variazioni di frequenza. Oggi, con l’aumento della penetrazione di generatori statici come gli inverter fotovoltaici e le turbine eoliche elettroniche, la rete perde progressivamente inerzia meccanica reale. Questi inverter non generano inerzia meccanica come i rotori degli alternatori tradizionali e tendono a essere grid-following (seguono la rete) piuttosto che grid-forming (capaci di stabilizzare tensione e frequenza attorno a un setpoint), salvo casi specifici di inverter avanzati o sistemi di accumulo progettati per funzioni di stabilità.
La crisi di distribuzione verificatasi in Spagna nell’aprile 2025 ha messo in luce proprio questa vulnerabilità: frequenza e tensione possono deviare più rapidamente quando l’inerzia convenzionale viene meno, e le operazioni di load shedding, shedding generation o comandi di controllo devono essere tempestivi per evitare collassi di rete.
📜 Le delibere ARERA: dal bisogno normativo alla prassi operativa
🧩 Delibera ARERA 385/2025/R/EEL
La Delibera 385/2025/R/EEL, pubblicata il 5 agosto 2025, ha introdotto modifiche urgenti all’Allegato A.72 del Codice di Rete di Terna (procedura RIGEDI – Riduzione della Generazione Distribuita) con l’obiettivo di aumentare l’affidabilità operativa della rete, anche in presenza di elevata generazione distribuita.
Punti chiave:
- Estende l’obbligo a impianti fotovoltaici ed eolici ≥100 kW connessi in media tensione di dotarsi di un Controllore Centrale di Impianto (CCI) conforme alla Norma CEI 0-16, con la funzione PF2 (limitazione della potenza attiva su comando esterno) attivata.
- Il CCI deve essere in grado di ricevere comandi esterni e limitare/modulare la produzione, fino all’azzeramento, per rispondere alla procedura RIGEDI.
- L’obiettivo è rendere più efficaci e veloci le operazioni di controllo della generazione distribuita in condizioni critiche di sistema.
Questa delibera è stata accompagnata da modifiche normative (Norma CEI 0-16 e Allegati O e T) per definire criteri tecnici e di comunicazione per il CCI.
📆 Delibera ARERA 564/2025/R/EEL (proroga)
A fronte delle difficoltà operative evidenziate dagli operatori (ad es. disponibilità di materiale come TA/TV affidabili, competenze implementative ecc.), ARERA ha pubblicato la Delibera 564/2025/R/EEL il 23 dicembre 2025, prorogando le scadenze previste dalla 385/2025:
- Impianti ≥1 MW: adeguamento entro 31 dicembre 2026
- 500 kW–1 MW: adeguamento entro 31 dicembre 2027
- 100 kW–500 kW: adeguamento entro 31 marzo 2028
Queste proroghe tengono conto delle condizioni di mercato, del lead time su componentistica e dell’effettiva capacità di retrofit degli impianti esistenti.
🔌 RIGEDI e teledistacco: tecnologie e criticità
La procedura RIGEDI (Riduzione della Generazione Distribuita) è lo strumento operativo che permette di ridurre o interrompere remotamente la generazione distribuita in condizioni emergenziali per preservare la stabilità del sistema elettrico nazionale.
🧠 Funzionalità CCI e PF2
- CCI (Controllore Centrale di Impianto): nodo intelligente locale che raccoglie dati real-time dall’impianto, comunica con DSO/TSO e attua comandi di regolazione.
- PF2 (Limitazione della potenza attiva): funzione che consente di decreesare la potenza di generazione su comando esterno, secondo regole della CEI 0-16.
Queste funzionalità sono essenziali per rendere la generazione distribuita parte attiva della regolazione di rete, non più “passiva” come in passato.
📶 Teledistacco: modem e telecomunicazioni
Nel quadro operativo attuale, il modem di teledistacco diventa un elemento critico di sicurezza di sistema:
🔎 Perché un modem deve essere affidabile e resiliente
- È il punto di connessione finale tra il CCI e i sistemi di controllo del DSO/TSO: senza comunicazione affidabile non si può attuare teledistacco o limitazione potenza.
- Le vecchie installazioni di modem basate su reti 2G/GPRS sono ormai obsolete perché molte reti 2G stanno venendo dismesse; ciò può rendere i dispositivi incapaci di comunicare nei momenti di emergenza.
- Prove effettuate nel dicembre 2025 hanno evidenziato che una quota molto significativa di modem di teledistacco non era funzionante proprio perché le infrastrutture di rete sottostanti non sono più supportate (es. reti 2G obsolete).
👉 Conclusione operativa: un modem di teledistacco deve essere progettato oggi con connettività 3G/4G/5G moderna, firmware aggiornabile, resilienza alle fluttuazioni di comunicazione, e diagnostica remota. Questo è fondamentale non solo per conformarsi alle normative ma per garantire funzionalità critiche in scenari di emergenza reale.
📍 Conclusione
La regolazione tecnica e normativa italiana sulla generazione distribuita sta rapidamente evolvendo per far fronte alla crescente penetrazione delle rinnovabili e alla necessità di gestione dinamica del sistema elettrico. Le delibere ARERA 385/2025/R/EEL e 564/2025/R/EEL hanno spinto verso:
- l’adozione diffusa del CCI e della funzione PF2;
- la modernizzazione della procedura RIGEDI;
- la necessità di modem di teledistacco affidabili nelle telecomunicazioni attuali.
Dal punto di vista tecnico, questa evoluzione è parte di una transizione verso reti più attive, resilienti e integrate, dove l’interazione tra generazione distribuita, sistemi di controllo e piattaforme di gestione di rete diventa fondamentale per la stabilità complessiva della rete elettrica nazionale.