L’obbligo di dotare gli impianti fotovoltaici di sistemi di sorveglianza avanzata, come il teledistacco e il Controllore Centrale d’Impianto (CCI) con funzione PF2, diventerà realtà dal 1° gennaio 2026. Questa nuova regolamentazione, indicata nella Delibera ARERA 385/2025/R/EEL, estende a tutti gli impianti in media tensione con potenza a partire da 100 kW — compresi quindi quelli di taglia medio-piccola — l’installazione di dispositivi capaci di garantire un controllo remoto efficiente da parte dei distributori di rete, con lo scopo di migliorare la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico nazionale.

Controllore Centrale d’Impianto e funzione PF2 spiegati

Il Controllore Centrale d’Impianto (CCI) è un elemento fondamentale per l’interfaccia tra l’impianto di generazione distribuita e il gestore di rete. Grazie alla funzione PF2, prevista dalla normativa, il distributore può disporre il teledistacco o la limitazione della potenza attiva in modo programmato o immediato. Ciò significa che, in situazioni di congestione o squilibri di tensione e frequenza, è possibile intervenire direttamente sulla produzione per evitare disservizi o blackout. Oltre a gestire la potenza, il CCI consente un monitoraggio continuo e il logging delle informazioni necessarie a ottemperare agli obblighi operativi e di controllo di rete.

Chi deve adeguarsi e scadenze previste

Le tempistiche per adeguarsi a questa disposizione variano in base alla potenza dell’impianto. I più grandi, con potenza superiore a 1 MW, dovranno adeguarsi entro il 28 febbraio 2026; per gli impianti tra 500 kW e 1 MW la scadenza è fissata al 28 febbraio 2027; mentre quelli nella fascia tra 100 kW e 500 kW devono completare l’adeguamento entro il 31 marzo 2027, a condizione che la richiesta di connessione sia presentata entro il 31 ottobre 2025. I nuovi impianti, invece, saranno obbligati a essere conformi fin dal momento dell’allacciamento alla rete.

Questi vincoli porteranno a un rinnovato controllo su una vasta gamma di impianti che, fino ad oggi, lavoravano con maggiore autonomia. Pianificare per tempo ordini, aggiornamenti software e test è indispensabile per rispettare le richieste normative, specie per chi opera a livello locale o come piccolo produttore.

Requisiti tecnici e sfide operative

L’introduzione del CCI richiede l’integrazione con i sistemi SCADA dei distributori e l’adozione di protocolli di comunicazione affidabili e rapidi. Per questo motivo, sarà necessario garantire anche elevati standard di cybersecurity per prevenire accessi non autorizzati o attacchi informatici che potrebbero compromettere la sicurezza della rete. Sul campo, spesso si rende necessario un aggiornamento firmware degli inverter o l’aggiunta di specifiche interfacce hardware. Anche l’installazione fisica del CCI comporta interventi su cablaggi, regolazioni e test funzionali approfonditi, con particolare attenzione per gli impianti in fase di revamping, che possono beneficiare di inverter moderni già predisposti per queste funzioni.

Un tecnico di rete sottolinea che “la capacità di limitare la potenza in modo coordinato rappresenta ora uno strumento imprescindibile per far fronte ai picchi di generazione distribuita, ma richiede interfacce interoperabili e procedure di verifica rigorose”.

Costi e supporto economico

L’adeguamento comporterà costi legati all’acquisto di hardware, installazione e adeguamento amministrativo. È possibile che, per gli impianti più piccoli, vengano messi a disposizione contributi a fondo perduto o agevolazioni per agevolare la transizione, ma spetterà agli atti attuativi e alle decisioni dei singoli distributori definire queste modalità. Per molte realtà di piccole dimensioni o aggregatori, l’accesso a incentivi economici sarà cruciale per la sostenibilità dell’intervento.

Responsabilità e sicurezza normativa

La normativa stabilisce che il proprietario dell’impianto è responsabile dell’installazione, manutenzione e disponibilità operativa del CCI per le operazioni richieste dal distributore. I processi di test, validazione e reporting devono essere rispettati secondo le specifiche tecniche che i gestori di rete pubblicheranno. Inoltre, viene posta una particolare attenzione alla privacy dei dati e alla sicurezza informatica, per garantire che i flussi informativi in tempo reale non siano soggetti a manipolazioni o violazioni.

Opportunità e criticità per il settore fotovoltaico

Questa regolamentazione è vista dal settore come un passo avanti per integrare meglio le fonti rinnovabili nella rete elettrica, facilitando la gestione dei flussi energetici e limitando i rischi di congestione. Al contempo, le nuove responsabilità e i costi correlati potrebbero rappresentare una barriera per piccoli produttori e investitori marginali.

Un’esperta di politiche energetiche evidenzia che “per raggiungere una rete resiliente e compatibile con gli obiettivi di decarbonizzazione, serve un sistema che bilanci l’efficienza operativa con la diffusione degli impianti, anche attraverso strumenti economici ben calibrati”.

Prospettive e strategie future

La Delibera ARERA 385/2025/R/EEL apre la strada a una rete più sorvegliata e gestibile, estendendo il controllo remoto anche a una più ampia gamma di impianti in media tensione. Per completare l’adozione, sarà fondamentale che le specifiche tecniche siano chiare e favoriscano l’interoperabilità, mentre i distributori dovranno definire meccanismi di supporto adeguati.

Nei prossimi mesi si attende quindi la pubblicazione dei decreti attuativi e delle linee guida dei gestori, nonché una risposta da parte dell’industria dei fornitori di CCI. Solo così sarà possibile trasformare l’obbligo normativo in uno stimolo concreto per una gestione efficiente e sostenibile delle energie rinnovabili in Italia.