La rete elettrica italiana affonda le proprie radici nel 1883, quando a Milano entrò in servizio, prima in Europa, la centrale termoelettrica di via Santa Radegonda. Dopo oltre un secolo di funzionamento, fondato su un modello nel quale pochi grandi produttori alimentavano utenze passive, il sistema elettrico, da metà degli anni 2000, ha conosciuto una straordinaria evoluzione verso la generazione distribuita, caratterizzata dalla presenza capillare di produttori e prosumer e dalla crescente penetrazione di fonti rinnovabili non programmabili: il vento per l’eolico e il sole per il fotovoltaico.
Dalla generazione distribuita alle prime misure di sicurezza della rete
Un primo segnale dell’inadeguatezza delle iniziali regole di connessione per gli utenti attivi, allora basate sulle direttive dei distributori, fu dato il 18 maggio 2011, quando, il fuori servizio di un gruppo di produzione della centrale di San Filippo del Mela, nel Messinese, provocò l’abbassamento della frequenza in rete a 49,7 Hz ed il conseguente l’intervento delle protezioni di interfaccia degli impianti eolici e fotovoltaici che, anziché sostenere la rete, contribuì al blackout che interessò l’intera Sicilia orientale.
La nuova consapevolezza sulle esigenze di sicurezza del sistema elettrico portò all’adozione di provvedimenti urgenti e retroattivi. Infatti, con la deliberazione 84/2012/R/eel dell’8 marzo 2012, l’Autorità approvò l’Allegato A70 al Codice di rete di Terna, introducendo specifiche prescrizioni per gli impianti di produzione connessi alle reti di media e bassa tensione e definendo le relative tempistiche di adeguamento. Tali prescrizioni furono successivamente recepite e coordinate nelle regole tecniche di connessione: la Norma CEI 0-21, pubblicata nel giugno 2012 per le connessioni in bassa tensione, e la nuova edizione della Norma CEI 0-16, pubblicata nel dicembre 2012 per le connessioni in media e alta tensione.
Un’ulteriore fase nell’evoluzione della gestione della rete elettrica fu introdotta dalla deliberazione 421/2014/R/eel in materia di riduzione della generazione distribuita (RiGeDi). Il provvedimento impose l’adeguamento degli impianti fotovoltaici ed eolici connessi alle reti di media tensione, aventi potenza nominale maggiore di 100 kW, alle prescrizioni dell’Allegato M della Norma CEI 0-16, entro il 31 gennaio 2016.
Il teledistacco, realizzato mediante messaggio su rete GSM/GPRS, consente al gestore di rete di disconnettere da remoto l’impianto in condizioni critiche per la sicurezza del sistema elettrico, secondo una logica binaria: tutto o niente. Tuttavia, questo secondo provvedimento arrivò in una fase di stagnazione del mercato fotovoltaico, determinato dalla cessazione degli incentivi in conto energia (terminati nel luglio del 2013) e da prezzi dell’energia relativamente stabili.
Dopo la pandemia del 2020, il mercato fotovoltaico ha ripreso slancio grazie ai nuovi incentivi e, soprattutto, al forte aumento dei prezzi dell’energia legato alle tensioni geopolitiche internazionali. Secondo Terna, a fine 2024 la potenza fotovoltaica installata in Italia aveva raggiunto circa 37,1 GW, con nuove installazioni cresciute di circa il 30% su base annua.
Il CCI introduce una nuova modalità di controllo degli impianti
In questo contesto, un ulteriore punto di svolta è rappresentato dal blackout nella penisola Iberica che del 28 aprile 2025. Secondo il rapporto finale dell’ENTSO-E, il collasso fu determinato dalla combinazione di più fattori: oscillazioni del sistema, carenze nel controllo della tensione e della potenza reattiva, rapide riduzioni della produzione e distacchi in cascata di gruppi di generazione in Spagna, fino alla perdita di sincronismo della rete iberica rispetto al sistema europeo. Secondo diverse fonti e dei criteri adottati, le stime dei danni si collocano tra 2 e 5 miliardi di euro.
Già il successivo 1° maggio, Terna ha avviato una serie di test di funzionamento dei modem utilizzati per il teledistacco accertando inadeguatezza di un sistema basato su semplici modem GSM rispetto a scenari di rete ben più complessi.
Conseguenza naturale è stata quindi l’emanazione, da parte di ARERA, della Delibera 385/2025/R/eel del 5 agosto 2025, successivamente modificata dalla Delibera 564/2025/R/eel del 23 dicembre 2025 con introduzione l’obbligo di installare un Controllore Centrale di Impianto (CCI) per gli impianti fotovoltaici ed eolici collegati alla rete MT di potenza nominale maggiore di 100 kW.
Il CCI è un’interfaccia intelligente che comunica attraverso una rete informatica mediante il protocollo CEI EN 61850 e consente al gestore di rete, tramite l’invio di messaggi Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE), di gestire l’impianto del produttore, limitando la potenza attiva e regolando dinamicamente parametri di produzione quali la potenza reattiva (Q) e il fattore di potenza (cosφ).
Le principali caratteristiche del sistema includono quindi:
- PF1 (Misura) – Il sistema deve misurare in tempo reale parametri chiave come Potenza Attiva (P), Potenza Reattiva (Q), tensione (V), corrente (I) e lo stato degli interruttori (DG e DDI). La precisione richiesta è inferiore al 5% per impianti fino a 500 kW e inferiore al 2,2% per quelli di potenza superiore.
- PF2 (Regolazione) – Le variazioni di potenza attiva devono essere eseguite entro 1 minuto dalla richiesta del gestore, mentre quelle di potenza reattiva e cosφ entro soli 10 secondi.
Adeguamento al CCI: scadenze, incentivi e costi per i produttori
La normativa definisce scadenze precise per l’adeguamento:
- nuovi impianti – gli impianti la cui connessione è stata richiesta dopo il 5 agosto 2025 (per P > 500 kW) o dopo il 31 ottobre 2025 (per P da 100 a 500 kW) devono nascere già conformi.
- impianti esistenti – devono adeguarsi secondo un calendario definito dalla Delibera 564/25/R/eel. Sono previsti premi economici per incentivare gli adeguamenti anticipati, con importi decrescenti man mano che ci si avvicina alla scadenza ultima.
L’introduzione del CCI rappresenta un passaggio fondamentale per integrare le fonti rinnovabili nella rete in modo più sicuro ed efficiente, trasformando gli impianti da generatori passivi a risorse attive, capaci di contribuire dinamicamente alla stabilità del sistema elettrico nazionale. Tale adeguamento comporta tuttavia un nuovo e significativo onere economico per i produttori, quantificabile indicativamente tra 20.000 e 30.000 euro per impianto.
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