Le recenti politiche di sostegno alla generazione distribuita – tra cui gli incentivi FER, CACER, agrisolare, agrivoltaico, contributi PNRR, per le PMI, per gli energivori – hanno rafforzato la diffusione degli impianti rinnovabili, in particolare fotovoltaico ed eolico, che si confermano tra le risposte più efficaci per affrontare la crisi energetica degli ultimi anni. Tuttavia, la natura non programmabile di queste tecnologie ha introdotto nuove sfide per la stabilità e la sicurezza della rete elettrica, costretta ad evolversi in una piattaforma dinamica in cui tutti gli attori, gestori di rete e produttori compresi, assumano un ruolo sempre più attivo. Ne va della sicurezza dell’intero sistema elettrico e della possibilità di continuare ad installare fotovoltaico ed eolico e cercare di raggiungere gli ambiziosi obiettivi della transizione energetica.

In questo scenario Arera – l’Autorità che regola energia, reti e ambiente – è intervenuto con una serie di provvedimenti per la sicurezza del sistema elettrico. Il primo passo risale al 2014 con l’introduzione della procedura RIGEDI, che ha previsto il distacco da remoto degli impianti tramite ricevitori GSM/GPRS. Successivamente, con la delibera 540/2021, Arera ha stabilito l’obbligo, entro maggio 2024, per gli impianti di potenza pari o superiore a 1 MW di installare il CCI (Controllore Centrale di Impianto). Visto, però, che a giugno 2025 Terna ha riferito uno scenario di adeguamento largamente incompleto, Arera è intervenuta nuovamente con la delibera 340/2025, introducendo sanzioni per coloro che al 01/11/2025 siano ancora inadempienti, quali la sospensione della remunerazione sia del GSE che dei BRP (Balance Responsible Party, cioè i trader titolari del contratto di dispacciamento che acquistano l’energia prodotta).

Nonostante tutti questi provvedimenti vadano nella stessa direzione, si sono dimostrati insufficienti. La scorsa primavera, infatti, numerosi episodi di sovrafrequenza – causati da un’elevata produzione in condizioni di bassa domanda – hanno rivelato tutta la vulnerabilità del sistema, che fatica ancora a gestire la crescente generazione distribuita, in attesa che la nuova capacità di accumulo, promessa dalle aste MACSE, possa assorbire gli squilibri della rete.

In questo panorama, lo scorso 5 agosto, Arera è intervenuta con la delibera 385/2025, introducendo nuovi obblighi: tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici con potenza pari o superiore a 100 kW e connessi alla rete in media tensione dovranno installare e manutenere il CCI.

Questo provvedimento, però, ha suscitato forti malumori tra tutti gli operatori del settore – dai proprietari di impianti ai gestori, dagli installatori ai manutentori – soprattutto per le tempistiche estremamente ristrette, considerando i volumi in gioco. Anche solo la fornitura dei dispositivi necessari per l’adeguamento di un numero così elevato di impianti è problematica, senza contare la disponibilità di professionisti incaricati di progettare, adattare e configurare dispositivi nuovi su impianti datati, nonché la necessità di tecnici e manutentori in grado di effettuare le operazioni in loco. Vi sono malumori anche per l’entità del contributo previsto, che viene considerato insufficiente soprattutto nei casi in cui siano necessari interventi impiantistici o, peggio, la sostituzione di inverter di vecchia generazione non compatibili con i nuovi dispositivi. Anche considerando il contributo massimo, questo difficilmente sarà in grado di coprire integralmente il costo del CCI, della relativa installazione e configurazione, nonché delle pratiche con il gestore di rete, senza considerare il costo della sostituzione dell’inverter.

A seguito delle forti sollecitazioni del settore rinnovabile, il 23/12/2025 ARERA ha pubblicato la deliberazione 564/2025, con cui ha modificato i termini della precedente delibera (385) in relazione all’implementazione del CCI, come segue:

*Solo per questo gruppo vi è una procedura semplificata, come definita dal CEI (trasmissione dati con errore complessivo del 5% tramite TA/TV del sistema di interfaccia e, in caso di consumi unicamente per gli ausiliari, trasmissione dei soli dati di immissione)

LEGENDA CCI:

PF1: funzionalità obbligatoria, per lo scambio in tempo reale di misure tra produttore e distributore;

PF2: funzionalità obbligatoria, per la regolazione di tensione e potenza dell’impianto da parte di Terna e del distributore;

PF3: funzionalità facoltativa, per la partecipazione dell’impianto al MBR – Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento.

Anche i contributi forfettari, sempre destinati unicamente agli impianti di potenza inferiore a 1 MW (2° e 3° gruppo), vengono ritoccati:

2° Gruppo:

• € 10.000 se l’adeguamento avviene entro il 31/12/2026;
• € 8.000 se avviene dal 01/01/2027 al 28/02/2027;
• € 4.000 se avviene dal 01/03/2027 al 31/05/2027.

3° Gruppo:

• € 7.500 se l’adeguamento avviene entro il 31/01/2027;
• € 6.000 se avviene dal 01/02/2027 al 31/03/2027;
• € 3.000 se avviene dal 01/04/2027 al 30/06/2027.

Una volta ricevuta la comunicazione di avvenuto adeguamento da parte del produttore, il distributore ha 2 mesi di tempo dal termine delle attività di propria competenza (anch’esse posticipate di 12 mesi) per effettuare le verifiche tecniche, funzionali, documentali e di trasmissione dati. In caso di esito positivo, poi, il distributore erogherà il contributo entro il mese successivo. Ai fini della quantificazione dell’importo spettante, fa fede la data della comunicazione di adeguamento corretta, ovvero quella che ha determinato l’esito positivo delle verifiche.

Il mancato adeguamento entro le scadenze previste costituisce una violazione del regolamento di esercizio e delle condizioni di connessione del TICA. Le sanzioni per gli impianti inadempienti oltre i termini stabiliti e fino ad adeguamento avvenuto sono:

per i nuovi impianti: la sospensione dell’iter di connessione;

per gli impianti esistenti: la sospensione dei pagamenti e, in ultima istanza, la disconnessione dalla rete. Il GSE sospenderà tutti i pagamenti relativi a incentivi e a valorizzazione dell’energia. Terna, dopo aver ricevuto la comunicazione da parte dei distributori, comunicherà ad ogni BRP che abbia nel proprio contratto di dispacciamento impianti non adeguati di versare mensilmente la valorizzazione dell’energia immessa da tali impianti (kWh immessi X prezzo zonale). Ad adeguamento avvenuto, gli importi verranno conguagliati;

per i soli impianti fino al MW, cui spetta il contributo forfetario, l’inadempimento entro le scadenze fissate comporta la perdita del diritto al contributo stesso.