Il Controllore Centrale di Impianto (CCI) è un sistema di monitoraggio e controllo digitale installato al punto di consegna che consente al gestore della rete di osservare e regolare gli impianti di produzione connessi in media tensione (MT). Il CCI acquisisce le principali grandezze elettriche, coordina i diversi elementi dell’impianto e riceve i comandi del distributore, rendendo la produzione partecipe al bilanciamento della rete.
A partire dalla revisione della disciplina introdotta dalla Delibera ARERA 385/2025/R/EEL e dalla CEI 0-16, l’obbligo riguarda gli impianti fotovoltaici ed eolici con potenza nominale maggiore o uguale a 100 kW connessi in MT, secondo le condizioni e le scadenze applicabili agli impianti nuovi ed esistenti. La funzione PF2 di limitazione della potenza attiva su comando esterno del DSO deve essere attivata negli impianti ricompresi nel perimetro della normativa.
Che cos’è il Controllore Centrale di Impianto
Il Controllore Centrale di Impianto (CCI) è un sistema di monitoraggio e controllo che, installato al punto di consegna permette ai DSO di monitorare e regolare l’impianto di produzione, rendendolo partecipe al bilanciamento della rete.
Il CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano), con le varianti V1 e V2 della norma 0-16, definisce il Controllore Centrale di Impianto (CCI) quale sistema che, installato al punto di consegna, permette ai gestori della rete di trasmissione di monitorare le principali grandezze elettriche e regolare, attraverso il controllo da remoto, l’impianto di produzione rendendolo partecipe al bilanciamento della rete, consentendo un uso più efficiente della stessa.
Il CCI è quell’apparato che ha il compito di: coordinare il funzionamento dei diversi elementi costituenti l'impianto affinché l’impianto stesso operi in maniera da soddisfare sia le richieste del DSO al punto di connessione con la rete elettrica sia quelle di eventuali ulteriori operatori (regolazione e controllo); raccogliere dall’impianto informazioni utili al fine della osservabilità della rete e convogliarle verso il DSO (scambio dati).
Il dispositivo agisce come una sorta di cervello operativo dell’impianto. Gestisce le interfacce di comunicazione con il distributore locale, coordina inverter, sistemi di accumulo e dispositivi di protezione e permette l’invio di segnali di comando e la raccolta di dati di potenza, tensione e frequenza.
Perché il CCI è importante per la rete elettrica
Grazie al CCI, l’operatore di rete riceve dati relativi al funzionamento, invia comandi di modulazione o distacco temporaneo dell’impianto, e garantisce un equilibrio stabile tra produzione e domanda di energia.
L’obiettivo è evitare situazioni di overgeneration, dove la rete riceve più energia di quanta ne possa assorbire, prevenire instabilità, blackout, e sostanzialmente aumentare la sicurezza.
In un contesto di “smart grid”, la rete all’interno degli impianti di media tensione deve essere in grado di gestire i picchi e distribuire al meglio l’energia prodotta, anche in presenza di più sottostazioni.
Ottimizzare l’energia, farne un uso più razionale, minimizzare al contempo eventuali sovraccarichi e variazioni della tensione, sono tutti elementi cardine per una gestione efficiente dell’energia, alla cui base è necessaria un’attività di monitoraggio importante.
La quota di risorse energetiche distribuite nel sistema energetico è in crescita. Pertanto, anche questi impianti di generazione di energia devono contribuire alla stabilità della rete.
Riferimenti normativi e aggiornamenti
Il CCI è stato introdotto nel 2022 con le varianti V1 e V2 della Norma CEI 0-16. Tra i requisiti fondamentali introdotti dalla normativa rientrano le funzionalità PF1 (Monitoraggio), PF2 (Regolazione e Controllo) e PF3 (Partecipazione Mercati di Flessibilità ed Ottimizzazione di impianto), indispensabili per garantire la sicurezza e la stabilità del sistema elettrico nazionale.
Per allinearsi alle normative europee, in particolare al regolamento UE 2016/631 (Requisiti per i generatori - RfG), l'Italia ha adattato la norma CEI 0-16 applicabile agli utenti attivi e passivi collegati al sistema di distribuzione.
Le linee guida europee del sistema di trasmissione di energia elettrica (SOGL) sanciscono l’importanza del monitoraggio e del controllo della generazione distribuita (DER), in particolare da fonte rinnovabile (RES) e hanno reso obbligatorio l’utilizzo del CCI per IMPIANTI NUOVI già dal 1° Aprile 2023.
L’allegato O di questa norma introduce un Controllore Centrale di Impianto che deve essere installato negli impianti di produzione collegati alla rete italiana di media tensione con una potenza nominale complessiva pari o superiore a 100 kW.
A partire dal 1° novembre 2025 entra in vigore la Variante 5 della norma CEI 0-16:2022-03, pubblicata dal Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) in attuazione della Delibera ARERA 385/2025/R/EEL del 5 agosto 2025.
L’aggiornamento definisce un nuovo standard tecnico e regolatorio per il Controllore Centrale di Impianto (CCI), con l’obiettivo di migliorare controllo, sicurezza e interoperabilità degli impianti di produzione connessi in media tensione (MT).
La Delibera ARERA 564/2025/R/EEL interviene sulla precedente Delibera 385/2025, confermando l’obbligo e prorogando in modo significativo i termini, oltre a introdurre una clausola di salvaguardia legata alla data di entrata in esercizio dell’impianto.
Quali impianti sono soggetti all’obbligo
La delibera 385/25/R/eel, e la successiva 564/25/R/eel, verificano positivamente la revisione 2 dell’Allegato A72 al Codice di Rete di Terna e di conseguenza estendono il campo di applicazione del CCI agli impianti, fotovoltaici ed eolici, di potenza nominale maggiore, o uguale, 100kW, sempre connessi in MT.
Per gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 1 MW connessi in MT l’obbligo rimane valido per tutte le tecnologie, senza distinzioni. Per gli impianti di potenza nominale minore di 1MW, sempre connessi in MT, invece l’obbligo vale solo per le tecnologie fotovoltaico ed eolico.
L’obbligo vale per tutte le tecnologie e per gli impianti in totale autoconsumo connessi in Media Tensione a Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC).
Il campo di applicazione viene definito in funzione della potenza nominale dell’impianto, calcolato come definito dalla norma CEI 0-16, non in base alla massima potenza di immissione in rete.
Per gli impianti fotovoltaici, la potenza nominale dev’essere calcolata come la somma della minore tra potenza AC e DC di ciascun inverter.
Nel caso di impianti ibridi, ossia con più tecnologie presenti, per l’applicabilità viene considerata la definizione di impianto presente nel TICA: Per impianto si intende un gruppo di generatori, della stessa tecnologia, connessi sotto lo stesso POD.
Il CCI è obbligatorio se sotto un POD in MT è presente almeno un impianto di potenza nominale maggiore, o uguale a 1MW, oppure se è presente un impianto fotovoltaico o eolico di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW.
In questo secondo caso è obbligatoria anche l’attivazione della funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO.
Se un intervento di revamping fa superare la soglia di potenza a un impianto esistente, questo viene considerato a tutti gli effetti come “nuovo”.
Impianti nuovi ed esistenti
Gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW e minore di 500kW sono considerati ESISTENTI se erano già allacciati alla rete alla data di pubblicazione della delibera (06 Agosto 2025) oppure se hanno presentato la richiesta di connessione prima del 31 Ottobre 2025.
Sia gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 500kW e minore di 1MW, che quelli di potenza nominale maggiore di 1MW, saranno considerati ESISTENTI se erano già allacciati alla rete alla data di pubblicazione della delibera (06 Agosto 2025) oppure se avevano già presentato presentato la richiesta di connessione prima della stessa data.
Gli impianti non inclusi nelle precedenti definizioni sono considerati NUOVI.
Per gli impianti ESISTENTI la Delibera prevede l’obbligo di ADEGUAMENTO, ossia di installazione del CCI, se non già presente, e di attivazione della funzione PF2 di limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, entro le scadenze sopra riportate.
Per gli impianti NUOVI la Delibera prevede l’obbligo di installazione del CCI, e di attivazione della funzione PF2 di limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, entro il momento dell’allaccio alla rete.
Per gli impianti esistenti, è necessario che il modem del teledistacco rimanga funzionate fino al termine dell’adeguamento, in particolare fino al superamento delle verifiche funzionali del DSO.
Scadenze per gli impianti esistenti
Con l’ultima Delibera 564/2025, ARERA interviene in modo significativo sulla precedente Delibera 385/2025, introducendo modifiche che ridefiniscono il perimetro temporale e strategico con cui affrontare l’adeguamento.
| Potenza nominale | Scadenza di adeguamento e comunicazione |
|---|---|
| P ≥ 1 MW | 31/12/2026 |
| 500 kW ≤ P < 1 MW | 31/12/2027 |
| 100 kW ≤ P < 500 kW | 31/03/2028 |
Le scadenze indicate valgono oppure entro la data di entrata in esercizio se successiva.
L’obbligo resta, ma diventa più gestibile e pianificabile.
La funzione PF1: osservabilità e monitoraggio
Le prestazioni funzionali PF1 sono relative all’osservabilità. Il CCI deve acquisire le informazioni dell’impianto e trasmetterle al DSO attraverso i protocolli previsti.
Per Punto di Consegna il CCI deve misurare direttamente P, Q, V ed opzionalmente I, ed acquisire lo Stato del DG e del DI.
Per i Singoli Generatori il CCI deve acquisire la misura di P e lo stato del DDG (o equivalente).
I dati dei singoli generatori sono richiesti solo per impianti nuovi di potenza maggiore, o uguale, ad 1 MW, e solo se i generatori hanno una potenza nominale superiore a:
- 170kW per convertitori statici (Es. inverter fotovoltaici);
- 250kW per generatori tradizionali;
- 50kW per storage.
Tra le semplificazioni che il CEI ha introdotto per gli impianti di potenza nominale inferiore a 500kW, è previsto che, per i soli impianti in cessione totale, e a singola fonte, si può assimilare la potenza generata aggregata alla potenza immessa in rete, misurando solo quest’ultima.
L’errore massimo concesso per le misure sale da 2.2% a 5%.
Misure al punto di consegna
La norma CEI 0-16 stabilisce che le misure vengano prese al punto di consegna, in MT, direttamente dal CCI, tramite la sua unità di misura.
La norma propone di utilizzare un Convertitore di Misura di classe 0.2, o migliore, e TA e TV di misura di classe 0.5, o migliore, con prestazione 5 VA o 10 VA.
I TA e TV possono essere usati in condivisione con altri sistemi, ad esclusione del gruppo di misura fiscale, e senza creare interferenze.
Sono accettabili anche sistemi di misura con diverse caratteristiche, purché rispettino l’accuratezza richiesta dall’Allegato A.6 del Codice di Rete di Terna tabella 5: errore massimo sulla misura di P, Q e V inferiore a 2.2%, che sale al 5% per gli impianti di potenza nominale inferiore a 500kW.
Le misure e gli stati dei singoli generatori, e le misure delle potenze generate aggregata, possono essere acquisiti dal CCI anche tramite la comunicazione con altri elementi di impianti, tramite protocolli di comunicazione standard, purché venga garantita l’accuratezza richiesta.
Per le misure del punto di consegna, invece, la norma stabilisce che vengano acquisite direttamente dal CCI.
Non è possibile leggere le misure di tensione dalla PI e di corrente dalla PG, perché le protezioni usano TA di protezione, che non possono garantire la precisione richiesta.
È richiesto il monitoraggio dello stato del DG e di tutti i DI, tramite acquisizione diretta (contatto pulito) o comunicando con altri elementi di impianto, come le SPI.
La funzione PF2: regolazione e controllo
PF2 è la funzione del Controllore Centrale di Impianto (CCI) che permette la limitazione della potenza attiva su comando esterno (DSO/Terna).
La Delibera 385/25 sancisce l’obbligo di attivazione, per gli impianti fotovoltaici ed eolici, connessi in MT, di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW, della funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO.
La prestazione PF2 consiste nella limitazione della potenza attiva su comando remoto del distributore (DSO).
Il CCI dovrà ricevere e attuare i comandi remoti entro 10 secondi, garantire una precisione di ±2%, gestire la variazione di potenza (ramp-rate) in modo configurabile e operare autonomamente mantenendo l’ultimo setpoint valido in caso di perdita di comunicazione con il DSO.
Oltre alla funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, che dev’essere attivata su tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici, connessi in MT, di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW, in sede di definizione del Regolamento d’Esercizio, il DSO può richiedere l’attivazione di altre specifiche funzioni PF2.
Il Produttore può sempre rifiutarsi, rimanendo queste ultime non obbligatorie.
La regolazione può riguardare la potenza attiva e reattiva, il fattore di potenza, la tensione e altri parametri nel punto di collegamento alla rete.
La funzione PF3: gestione e flessibilità
Le prestazioni PF3 sono relative alla controllabilità da parte dell’aggregatore o BSP.
La funzione PF3 comprende l’implementazione di servizi funzionali opzionali, tra cui la presa di carico in avviamento ed in caso di ri-connessione, la gestione ottimizzata dell’impianto e la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD).
Le PF3 sono regolazioni facoltative per il produttore, utili per i futuri mercati di flessibilità.
Il CCI può essere integrato con sistemi di accumulo, colonnine di ricarica e altri dispositivi, predisponendo l’impianto fotovoltaico alla fruizione di futuri servizi di rete come il demand response nell’ambito della flessibilità energetica.
Comunicazioni tra CCI e distributore
Secondo la norma CEI 0-16, il CCI deve comunicare, da un lato, con le unità di produzione, dall’altro, con il distributore DSO attraverso il protocollo IEC 61850, secondo lo standard IEC 62351 (dati crittografati).
La Variante 5 aggiorna completamente il sistema di comunicazione tra CCI e distributore (DSO).
- Tutte le interfacce devono utilizzare il protocollo IEC 61850-8-1 (MMS);
- le connessioni devono essere cifrate con TLS 1.2 o 1.3;
- l’autenticazione deve avvenire tramite certificati X.509;
- è richiesta la conformità alle norme IEC 62351-3 e IEC 62351-8.
È stato introdotto anche il Data Object “Health”, che consente al DSO di monitorare in tempo reale lo stato operativo del CCI, migliorando affidabilità e trasparenza del sistema.
Tra i protocolli utilizzabili in ambito Energy rientrano IEC 61850, IEC 60870-5-104, IEC 60870-5-101, DNP3, Modbus TCP, Modbus RTU, MQTT e OPC UA.
Sincronizzazione temporale
La sincronizzazione oraria tramite NTP rimane non valida come in precedenza.
Gli Allegati O e T stabiliscono che la funzione di sincronizzazione temporale può essere svolta da un ricevitore GPS integrato nel CCI, oppure può essere fornita tramite un servizio di rete di comunicazione locale, tramite protocollo NTS, la versione sicura dell’NTP.
Connettività, PKI e gestione dei certificati
Il CCI deve utilizzare una PKI (Public Key Infrastructure) per la gestione dei certificati di sicurezza.
In base all’Allegato T ci sono 3 modi per farlo:
- Gestione Manuale, soluzione solo transitoria: installazioni, aggiornamenti, revoche, sostituzioni, dei certificati del DSO e degli eventuali BSP vanno fatti a mano su ogni impianto;
- PKI locale in impianto e protocollo OCSP: installare e gestire una PKI locale è molto costoso e difficile;
- PKI esterna in CLOUD: il CCI utilizza una PKI esterna in cloud, attraverso la connessione internet.
La PKI esterna in cloud consente una gestione del ciclo di vita dei certificati sicura, centralizzata ed automatica.
Un CCI connesso a internet è più facile da aggiornare, da raggiungere e consultare, da sostituire in caso di guasto e consente il backup automatico di configurazioni e dati.
Il DSO fornisce la connettività e gli apparati per il CCI, come previsto sin dalla Delibera 540/21. Il limite di batteria, tra lo scopo di fornitura del DSO e quello del Produttore, è il cassetto ottico che il DSO installa nel vano misure della Cabina Secondaria (di scambio).
Cybersecurity del CCI
La CEI 0-16 Variante 5 introduce rigidi requisiti di cybersecurity per i CCI.
Ogni dispositivo dovrà essere certificato secondo le norme IEC 62443-4-1 e IEC 62443-4-2, con livello minimo di sicurezza SL1 (Security Level 1).
- Un modulo di sicurezza conforme allo standard FIPS 140-2 Livello 3;
- una valutazione di conformità rilasciata da un ente accreditato;
- requisiti avanzati per autenticazione, autorizzazione, integrità e disponibilità.
Questi obblighi allineano il CCI agli standard internazionali per infrastrutture critiche.
La sicurezza informatica deve essere garantita anche attraverso certificazioni IsaSecure SDLA IEC 62443-4-1 e CSA IEC 62443-4-2.
I costruttori devono fornire un’autodichiarazione di conformità valida per 10 anni o affidarsi a enti terzi.
Il non corretto adeguamento dell’impianto di media tensione comporta anche rischi importanti in termini di Cyber Security.
Alimentazione, continuità e registrazione dei dati
Dal punto di vista impiantistico, la nuova variante della norma prevede un UPS dedicato al CCI con autonomia minima di 30 minuti.
È richiesta la registrazione dei dati di funzionamento per almeno 30 giorni, con possibilità di invio remoto tramite syslog.
Nel regolamento di esercizio dovranno essere riportati i dati dei trasformatori di misura (TA/TV) e la presenza del modem di teledistacco.
La continuità dell’alimentazione è necessaria per mantenere operative le funzioni di monitoraggio, comunicazione e controllo anche in caso di interruzione della rete ausiliaria.
Installazione e integrazione del CCI
ARERA ha chiarito che il dispositivo può essere integrato negli inverter o installato come unità dedicata.
In ogni caso, devono essere rispettate le funzionalità richieste per il monitoraggio, la gestione e il sezionamento remoto.
Il CCI coordina inverter, sistemi di accumulo e dispositivi di protezione, indipendentemente dal produttore dei dispositivi collegati.
Una soluzione CCI può includere un gateway di comunicazione, un analizzatore di potenza per misurare i parametri di rete nel punto di connessione, il controllo della potenza attiva e reattiva nel punto di connessione alla rete e un gruppo di continuità.
Il CCI deve essere conforme alle specifiche del Codice di Rete di Terna e alle Norme Tecniche CEI 0-16.
Il CCI deve dialogare con i sistemi di telecontrollo attraverso protocolli di comunicazione standard e sicuri, garantendo l’esecuzione dei comandi ricevuti e la trasmissione dei dati di esercizio in tempo reale.
Verifiche funzionali e conformità
I distributori elettrici effettuano verifiche e prove funzionali per accertare la corretta installazione e il funzionamento del CCI.
Le verifiche comprendono test di comunicazione da remoto.
Dopo aver comunicato l’adeguamento dell’impianto alla norma CEI 0-16, il distributore effettuerà test a distanza o ispezioni a campione per verificarne la conformità entro due mesi.
In caso di esito negativo per cause non imputabili alla società di distribuzione, quest'ultima ne darà comunicazione al proprietario dell'impianto, indicando gli interventi correttivi necessari e fissando un termine di almeno due mesi per la loro attuazione.
Chi non ha ancora adeguato i propri impianti alla norma CEI 0-16, e non ha implementato quindi il CCI nel proprio impianto, è ritenuto non conforme e rischia di non essere connesso alla rete MT.
Contributi per l’adeguamento
La Delibera 385/25/R/eel, e la successiva 564/25/R/eel, stabiliscono l’erogazione di un bonus per l’adeguamento degli impianti esistenti, ma solo quelli di potenza nominale inferiore ad 1 MW.
La Delibera 564 non si limita a rinviare le scadenze: modifica anche le finestre temporali e le regole di accesso al contributo per l’adeguamento, intervenendo su date e struttura dell’incentivo.
La Delibera 564 interviene anche sulle percentuali del contributo, modificando i coefficienti di riconoscimento, eliminando la “coda lunga” al 25% e introducendo una curva di incentivo molto più concentrata nel tempo.
Impianti tra 500 kW e 1 MW
| Invio comunicazione di avvenuto adeguamento | Contributo |
|---|---|
| Entro 21/12/2026 | 100% |
| 01/01/2027 - 28/02/2027 | 80% |
| 01/03/2027 - 31/05/2027 | 40% |
| Oltre 31/05/2027 | 0% |
Il contributo base per gli impianti tra 500 kW e 1 MW è pari a 10.000 euro.
Impianti tra 100 kW e 500 kW
| Invio comunicazione di avvenuto adeguamento | Contributo |
|---|---|
| Entro 31/01/2027 | 100% |
| 01/02/2027 - 31/03/2027 | 80% |
| 01/04/2027 - 30/06/2027 | 40% |
| Oltre 30/06/2027 | 0% |
Il contributo base per gli impianti tra 100 kW e 500 kW è pari a 7.500 euro.
Per gli impianti nuovi è necessario installare un CCI, di tipo semplificato per gli impianti 100 kW ≤ P < 500 kW, con la funzionalità PF2 attivata entro la data di entrata in esercizio; in difetto la connessione non viene attivata.
In caso di inadempimento, il produttore è inadempiente con conseguente sospensione delle partite economiche con il GSE.
Impianti in autoconsumo e impianti in costruzione
Gli impianti in autoconsumo senza immissione di energia nella rete elettrica sono inclusi.
Il campo di applicazione viene definito in funzione della potenza nominale dell’impianto, calcolato come definito dalla norma CEI 0-16, non in base alla massima potenza di immissione in rete.
Nella fase transitoria, ossia dalla pubblicazione della Delibera fino alle scadenze indicate per la definizione di impianti esistenti, è necessario installare sia il modem del teledistacco che il CCI.
In generale, per gli impianti esistenti, è necessario che il modem del teledistacco rimanga funzionate fino al termine dell’adeguamento, in particolare fino al superamento delle verifiche funzionali del DSO.
Impianti di grande potenza e connessioni in alta tensione
La revisione 4 della CEI 0-16 pubblicata nel 2025 ha eliminato gli allegati K e X, rimandando direttamente per gli impianti connessi in AT al Codice di Rete Terna: Allegato A68 per gli impianti fotovoltaici, A79 per gli impianti di accumulo e A17 per gli impianti eolici.
Per gli impianti connessi in MT, di potenza superiore a 6MW, valgono gli stessi requisiti per impianti di taglie inferiori connessi in MT.
Scelta tecnica di una soluzione CCI
Un CCI conforme alla CEI 0-16 deve integrare le funzioni PF1, PF2 e PF3 secondo le prescrizioni applicabili, garantire misure accurate al punto di consegna, gestire comunicazioni sicure e mantenere la continuità operativa tramite UPS.
La soluzione deve inoltre poter acquisire i segnali dai generatori, dagli inverter, dai sistemi di accumulo, dal dispositivo generale e dai dispositivi di interfaccia, utilizzando protocolli standard e mantenendo la corretta sincronizzazione temporale.
Tra le caratteristiche tecniche di una soluzione CCI rientrano la regolazione precisa della potenza attiva e reattiva e della tensione nel punto di collegamento alla rete, il monitoraggio del punto di consegna e dei singoli generatori, la regolazione della centrale in modalità autonoma o tramite comandi esterni e l’interfaccia utente grafica web-based.
Un controllore può essere realizzato con un’architettura aperta, personalizzabile secondo configurazioni modulari, scalabile e compatibile con diversi protocolli di comunicazione e software di terze parti.
Una piattaforma di controllo aperta può inoltre consentire applicazioni IIOT, funzioni Industry 4.0, comunicazione verso il cloud e storicizzazione dei dati.
La scelta tecnica deve tenere conto anche della compatibilità elettromagnetica, dell’immunità ai disturbi, delle protezioni EMC, dei test climatici e dei test di sicurezza elettrica.
Effetti operativi sull’impianto e sulla rete
Per raggiungere un livello adeguato di efficienza, è necessario prima di tutto adeguare l’impianto secondo le disposizioni di legge e preservarlo da interruzioni di servizio, anomalie o guasti.
Il CCI contribuisce alla digitalizzazione e al controllo del sistema elettrico nazionale.
In relazione agli impianti fotovoltaici industriali sarà possibile garantire la corretta interazione con le reti di distribuzione, associare una soluzione customizzata in risposta ai segnali di rete, evitando disconnessioni improvvise o guasti di altra tipologia, e aumentare l’affidabilità complessiva dell’impianto.
Le novità migliorano la stabilità della rete elettrica e la gestione dinamica della generazione distribuita.
L’introduzione della Delibera ARERA 385/2025 e della CEI 0-16 Variante 5 segna un passaggio cruciale nell’evoluzione del rapporto tra impianti di generazione distribuita e rete elettrica.
Il Controllore Centrale di Impianto assume un ruolo attivo nella regolazione e nella sicurezza del sistema, in linea con i modelli europei di smart grid, favorendo una gestione più efficiente, integrata e resiliente del sistema elettrico nazionale.
