Fotovoltaico collegato alla rete: perché servono nuovi adeguamenti strutturali e quali sono gli oneri per i produttori
Come armonizzare gli impianti fotovoltaici cone la rete di energia?
L’episodio del blackout che ha colpito la Spagna nel 2024 ha acceso un campanello d’allarme in tutta Europa: una rete elettrica sempre più alimentata da fonti rinnovabili — come fotovoltaico ed eolico — richiede adeguamenti strutturali urgenti. A differenza delle centrali tradizionali (a gas, carbone o nucleare), le rinnovabili sono “intermittenti”: producono energia solo quando c’è sole o vento, e non sempre in modo prevedibile. Questo rende più complesso il compito del gestore della rete (in Italia Terna), che deve garantire in ogni momento l’equilibrio tra domanda e offerta di energia, pena il rischio di blackout.
Per evitare situazioni come quella spagnola, l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha emanato la Delibera 385/2023/R/eel, che impone a tutti gli impianti fotovoltaici, eolici e ibridi di potenza superiore a 80 kW (e a quelli tra 20 e 80 kW se richiesto dal distributore) di adeguarsi entro scadenze precise.
L’obiettivo? Rendere questi impianti “controllabili a distanza” dal gestore di rete.
La soluzione del GSE
In pratica, gli impianti dovranno dotarsi di sistemi di telecontrollo e telegestione, capaci di ricevere comandi per ridurre o interrompere la produzione in caso di sovraccarico della rete, oppure di contribuire alla stabilizzazione della frequenza e della tensione. Si tratta di interventi tecnici che possono includere l’installazione di inverter “grid-friendly”, centraline di comunicazione e software dedicati.
Chi non si adegua rischia sanzioni amministrative (fino a 50.000 euro) e, nei casi più gravi, la sospensione dell’immissione in rete. Non si tratta di un’invasione di campo, ma di una necessità tecnica: la transizione energetica funziona solo se la rete è intelligente, resiliente e governabile.
In sintesi: più rinnovabili sì, ma con regole chiare per garantire stabilità a tutti. La Delibera 385 è un passo fondamentale per evitare blackout e costruire un sistema energetico moderno, sicuro e sostenibile.
Tabella 1 – Scadenze e obblighi principali (Delibera 385/2025)
| Categoria impianto | Obbligo principale | Scadenza | Note |
| ≥ 1 MW (MT/AT) | Installazione Controllore Centrale d’Impianto (CCI) conforme CEI 0-16 e registrazione RIGEDI | 28/02/2026 | Deve garantire comando remoto e scambio dati con DSO/TSO |
| Impianti già connessi > 1 MW | Adeguamento impianto e prove funzionali con il distributore | Entro 28/02/2026 | In caso di ritardi: perdita incentivi |
| Impianti nuovi ≥ 1 MW | Adeguamento al momento della connessione | Continuo | Obbligo immediato alla connessione |
| Distributori | Raccolta dati, verifiche, sopralluoghi | Da subito | Onere anche di trasmissione dati a Terna |
Tabella 2 – Oneri e sanzioni previste
Esempio concreto: Impianto da 50 kWp su capannone industriale – ispezione termografica drone: Rilevata stringa non funzionante e hot spot a 185°C (temperatura normale: 40-50°C). Intervento tempestivo evitato: rischio incendio + recupero di produzione del 15% annuo.
| Voce | Importo indicativo / modalità | Destinatario |
| Contributo base per adeguamento CCI | ~10.000 € (per classi di potenza definite) | Produttore |
| Sopralluogo da parte del distributore | 200 € forfait | Produttore |
| Mancato adeguamento entro scadenza | Sospensione incentivi e mancata valorizzazione energia immessa | Produttore |
| Energia immessa da impianti non adeguati | Corrispettivo aggiuntivo mensile calcolato su MWh immessi e prezzo zonale | BRP (Balance Responsible Party) |
