Delibera 385/2025/R/EEL

Fornitura e/o integrazione CCI con funzionalità PF2

La Delibera ARERA n. 385/2025/R/EEL

pubblicata il 5 agosto 2025, stabilisce nuove e vincolanti disposizioni relative all'Allegato A.72 del Codice di Rete di Terna, in particolare per rafforzare la procedura RiGeDi – Riduzione della Generazione Distribuita – negli scenari emergenziali, al fine di garantire la sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale (SEN) .

Tale provvedimento introduce l’obbligo di installazione, per tutti gli impianti eolici e fotovoltaici con potenza ≥ 100 kW connessi in media tensione, nuovi ed esistenti, di un Controllore Centrale di Impianto (CCI) dotato della funzionalità PF2 di “limitazione della potenza attiva su comando esterno del DSO”.
Le principali finalità della Delibera includono:

Sostituire l’obsoleta tecnologia GSM/GPRS con sistemi più affidabili e tempestivi
Migliorare osservabilità e modulabilità degli impianti per fronteggiare situazioni di sovrapproduzione.
Estendere gli obblighi anche agli impianti idroelettrici e termoelettrici ≥ 1 MW.

Di seguito, le misure operative da attuare in funzione della potenza nominale dell’impianto, corredate delle scadenze per gli impianti esistenti e delle disposizioni per quelli nuovi.

Impianti nuovi (qualsiasi classe di potenza ≥ 100 kW)

Azione: installazione del CCI con PF2 e attivazione della funzionalità.
Tempistica: entro la messa in esercizio dell’impianto.
Obbligo: comunicare l’adeguamento all’impresa distributrice contestualmente alla connessione (TICA).

Impianti esistenti

Le scadenze sono suddivise per fascia di potenza:

≥ 1 MW

Azione: attivazione della funzionalità PF2 (il CCI era già obbligatorio).
Scadenza: entro 28 febbraio 2026.
Comunicazione: all’impresa distributrice entro tale data.

500 kW ≤ P < 1 MW

Azione: installazione del CCI conforme (Allegati O e T) e attivazione di PF2.
Scadenza: entro 28 febbraio 2027.
Comunicazione: all’impresa distributrice entro tale data.

100 kW ≤ P < 500 kW

Azione: installazione di un CCI “semplificato” (secondo le specifiche del CEI 0-16 e A.72) e attivazione di PF2.
Scadenza: entro 31 marzo 2027.
Comunicazione: all’impresa distributrice entro tale data.

Verifiche e Incentivi

Verifiche da remoto: entro 2 mesi dalla comunicazione, l’impresa distributrice effettua controlli operativi (anche
con sopralluogo a campione).
Interventi correttivi: in caso di esito negativo, il produttore ha almeno 2 mesi per adeguare; comunicazione post- intervento e nuova verifica in 1 mese; contributo erogabile solo se verifica positiva.
Contributi forfettari:
- 500 kW ≤ P < 999 MW: base €10 000 per impianto, con coefficiente decrescente a seconda della data di comunicazione (100 % se entro 28 febbraio 2026; 75 % entro 30 giugno 2026; 50 % entro 31 ottobre 2026; al 25 % se inviata tra 1 novembre 2026 e 28 febbraio 2027).
- 100 kW ≤ P < 499 kW: base €7 500, con decurtamento analogo (100 % se entro 31 marzo 2026; 75 % entro 30 giugno 2026; 50 % entro 31 ottobre 2026; al 25 % se tra 1 dicembre 2026 e 31 marzo 2027).
Copertura finanziaria: i contributi e i corrispettivi per i sopralluoghi sono a carico del Fondo per eventi eccezionali, resilienza e progetti speciali.

Cos’è il CCI

Il CCI è un sistema che ha il compito di monitorare e controllare ogni impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile. Esso sarà dotato di un canale dedicato per la comunicazione con il Distributore (DSO), il quale a sua volta avrà il compito di rendere disponibili le informazioni di ogni impianto a Terna Rete Italia (TSO).
I dati acquisiti direttamente dal CCI sono i seguenti:

Tensioni (V) e Correnti (I) al Punto di Connessione
Stato di DG e DDI/DDG

Osservabilità – Prestazioni Funzionali 1 (PF1)

In accordo all’allegato O, per adempiere l’obbligo dell’osservabilità, è necessario inviare al DSO i seguenti dati:

Potenza attiva (P), Potenza reattiva (Q) e Tensione (V) al punto di connessione
Stato Dispositivo Generale (DG)
Potenza attiva (P) aggregata per fonte di generazione

Inoltre, se la data di connessione dell’impianto è successiva al 31/03/2023, è obbligatorio comunicare anche i seguenti dati:

Potenza attiva (P) per ogni gruppo di generazione
Stato Dispositivo Di Generatore (DDG) o segnale equivalente atto a conoscere lo stato del generatore

Controllo – Prestazioni Funzionali 2 (PF2)

In accordo all’allegato T, per adempiere all’obbligo della limitazione della potenza attiva (PF2), il CCI deve essere in grado di ricevere dal DSO il segnale di comando di riduzione della generazione e di applicarlo secondo le logiche definite dal Codice di Rete. In particolare, è necessario garantire:

Ricezione del segnale di comando dal DSO (valore percentuale di potenza attiva rispetto alla potenza disponibile).
Elaborazione del setpoint ricevuto e sua traduzione in un limite massimo di potenza attiva per l’impianto.
Distribuzione del setpoint ai gruppi di generazione, in modo proporzionale o secondo logiche predefinite dal regolamento di esercizio.
Conferma dell’avvenuta applicazione del comando mediante feedback al DSO (stato comando, potenza attiva
erogata).

Il segnale di comando è ricevuto dal CCI tramite il canale di comunicazione dedicato con il DSO. L’acquisizione e la distribuzione del setpoint verso i generatori potranno avvenire attraverso il sistema di controllo esistente (es. PLC, inverter, regolatori di potenza).

Le modalità di interfacciamento e la parametrizzazione dei limiti di potenza dovranno essere concordate e comunicate tempestivamente a HBA, al fine di predisporre la corretta configurazione del CCI e garantirne la piena conformità alle prescrizioni normative.

PF2, CEI-016 e Controllabilità degli Inverter

La Delibera ARERA 385/2025/R/EEL, che introduce l’obbligo della funzionalità PF2 (limitazione della potenza attiva su comando esterno), stabilisce che ogni impianto di produzione con potenza ≥ 100 kW deve poter essere modulato dal DSO in caso di necessità di riduzione della generazione distribuita.

Perché la PF2 trovi effettiva applicazione, è necessario che gli inverter degli impianti fotovoltaici ed eolici risultino
controllabili dal Controllore Centrale di Impianto (CCI).

Riferimenti Normativi

Allegato T del Codice di Rete Terna (A.72) – definisce la funzionalità PF2 e le modalità di limitazione della potenza attiva.
Norma CEI 0-16 (per connessioni in media tensione) – stabilisce i requisiti tecnici dei sistemi di generazione
e l’obbligo di interfacciabilità con dispositivi esterni di controllo.
Delibere ARERA precedenti (es. 540/2021/R/EEL, 286/2023/R/EEL) – hanno progressivamente introdotto i concetti di osservabilità (PF1) e controllabilità degli impianti di produzione.

Controllabilità degli Inverter

Con controllabilità degli inverter si intende la capacità di questi dispositivi di:

Ricevere dal CCI un setpoint di potenza attiva (espresso in valore assoluto o percentuale della potenza disponibile).
Applicare il setpoint in tempo reale, modulando la generazione entro i limiti imposti.
Restituire al CCI informazioni di feedback sullo stato operativo (attivo/non attivo, limitato/non limitato) e sulla potenza effettivamente erogata.
Consentire la gestione coordinata quando più inverter operano nello stesso impianto, secondo logiche di ripartizione proporzionale o definite dal regolamento di esercizio.

In sintesi, l’adeguamento alla PF2 non si esaurisce nella sola installazione del CCI, ma presuppone che tutti gli inverter dell’impianto siano dotati delle funzionalità di comunicazione e regolazione previste dalle normative CEI.

NOTA IMPORTANTE:
Nel caso in cui l’inverter non possa consentire tale adeguamento e quindi non garantire l’applicabilità della funzionalità PF2 di “limitazione della potenza attiva su comando esterno del DSO”, quest’ultimo dovrà necessariamente essere sostituito o retrofittato per poter conseguire l’adeguamento

Cosa offriamo

Preventivo per fornitura/integrazione CCI con funzionalità PF2.
Gestione pratiche con Distributore/Terna/GSE, inclusa la comunicazione di adeguamento.
Messa in servizio e report di conformità, con formazione al personale.
Assistenza post-adeguamento, monitoraggi e adempimenti normativi.
Sostituzione di componenti obsoleti/non idonei ai fini della normativa.

Documenti necessari per il preventivo:

Ultima bolletta del fornitore di energia elettrica.
Schema unifilare di impianto (MT+BT).
Schema unifilare impianto fotovoltaico.
Planimetria con indicazione posizione cabina di consegna, inverter, cabina di ricezione, trasformatori MT/BT e quadri elettrici.
Marca, modello e tipologia di collegamento degli inverter al sistema di monitoraggio (RS485 o TCP).
Ultimo Regolamento di Esercizio sottoscritto.
Caratteristiche TV, se esistenti.
Caratteristiche TA di protezione.
Foto di: cabina MT, locale trasformatori e alcune etichette campione inverter.