Roberto Romita, Industrial Key Account Manager di Sparq, analizza il cambiamento delle reti energetiche e degli impianti, alla luce della nuova norma 385/25 per sicurezza e gestione reti.
Il 5 agosto 2025 rappresenta una data estremamente importante per il mercato energetico nazionale, in particolare per quanto riguarda la porzione della generazione da rinnovabili. Con la delibera 385/2025 ARERA ha regolamentato l’importantissimo aspetto riguardo la gestione sicura della rete. La norma si parla infatti di interventi relativi agli impianti di generazione distribuita finalizzati a garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale, coinvolgendo l’intera filiera produttiva, da Terna alle imprese distributrici fino ad arrivare ai singoli produttori. Qui analizziamo un po’ più nel dettaglio in che modo la norma 385/2025 va ad impattare su schemi gestionali, figure coinvolte e impianti di generazione.
Sicurezza e gestione reti – Cambiamenti volti a massimizzare la sicurezza
Avvenimenti gravi come il massiccio blackout in Spagna sono eventi piuttosto rari ma che tuttavia hanno conseguenze disastrose. Le cause scatenanti possono essere le più varie, ad ogni modo lo sbilanciamento delle reti rimane un’eventualità che presenta il più alto rischio. E’ proprio la nuova normativa che mira a rendere la rete italiana controllabile e più resiliente poiché, e abbiamo già affrontato la tematica, l’instabilità delle fonti rinnovabili è legata al mutare delle condizioni meteorologiche. Per poter ottenere lo stesso livello di bilanciamento della rete che l’Italia ha sempre mantenuto sono necessari sistemi di gestione estremamente reattivi.
La 385/2025 introduce l’obbligo del Controllore Centrale di Impianto (CCI) per tutti i sistemi produttivi che sfruttano l’eolico e il fotovoltaico che abbiano nominali uguali o superiori a 100 kW connessi e in media tensione (MT). In questo contesto la norma prevede inoltre la procedura per la riduzione della generazione distribuita (RiGeDi) con un aggiornamento che la rende più efficace in casi di emergenza.
La figura del CCI va a sostituire i precedenti sistemi di comunicazione GSM/GPRS; ciò consente di avere:
- Un controllo in tempo reale degli impianti connessi alla rete
- Un sistema di controllo affidabile e una comunicazione più veloce
E di controllo logicamente si parla in modalità squisitamente remota, poiché è realmente necessario, in base alla situazione istantanea della rete, comprendere come mantenere il bilanciamento entro i limiti di sicurezza attraverso l’aggancio/sgancio delle singole risorse. Lo sbilanciamento è, come noto, dovuto agli squilibri di frequenza della rete: con un valore nominale di 50 Hz, lo scostamento positivo o negativo non deve mai superare gli 0,5 punti, quindi 49,5 o 50,5 Hz, pena il rischio concreto di blackout.
Per mantenere il limite entro i valori di tolleranza, è necessario ridurre (o aumentare) la potenza attiva tramite comando esterno (e quindi remoto) che può essere impartito sia dal distributore (DSO) ma anche da Terna.
Roberto Romita, Industrial Key Account Manager di Sparq
La Funzionalità PF2
La Funzionalità PF2 (abbreviazione di Prestazione di Flessibilità di potenza attiva 2) è un meccanismo di controllo e limitazione della potenza attiva che rappresenta un elemento fondamentale per la stabilità della rete. Poiché le fonti rinnovabili non sono né prevedibili né programmabili. In altri termini quando si parla di PF2 si intende la capacità di un impianto di generazione che si avvale del fotovoltaico o eolico, di ridurre la sua potenza attiva (e che quindi andrebbe a immettersi in rete) a seguito di un comando proveniente dall’esterno.
Facciamo un passo indietro al capitolo precedente: il comando esterno è un segnale di riduzione della potenza che viene inviato dal distributore o da Terna (DSO). Va sottolineato che questo segnale non è gestito dall’impianto ma è il riscontro che deriva da un monitoraggio continuo da parte delle figure che gestiscono la rete. La PF2 viene implementata attraverso il CCI attraverso un’interfaccia di controllo dell’impianto in grado anche di comunicare con l’esterno. Il CCI, nel momento in cui riceve il comando proveniente dal DSO, interviene sull’elettronica di potenza dell’impianto, ovvero l’inverter, scollegando la sorgente primaria di energia dal sistema di generazione.
Sicurezza e gestione reti – Perché la PF2 è Fondamentale
La recente e corposa proliferazione di impianti di generazione che sfruttano le fonti rinnovabili ha ridisegnato il concetto di rete elettrica che si presenta oggi molto più complessa dal punto di vista della gestione. Come detto, data la non regolarità produttiva di queste fonti, non è possibile programmare il “tot” energetico istantaneo necessario a mantenere il bilanciamento delle reti. Facciamo un semplice esempio: una rete con un certo numero di utenze, è soggetta a carichi variabili (ad esempio durante il giorno o la sera e notte) come anche offerta di potenza immessa (che varia sia a seconda dei carichi che dalla quantità di potenza prodotta dagli impianti). La “tempesta perfetta” potrebbe essere rappresentata da due condizioni:
- Aumento improvviso e massiccio della richiesta di energia con il corrispondente calo di potenza prodotta – E’ il caso ad esempio del periodo estivo durante le ore serali dove aumenta la richiesta per l’illuminazione e per gli impianti di raffrescamento. In questo caso fra le due fonti rinnovabili che vanno per la maggiore può rispondere soltanto l’eolico, poiché il fotovoltaico è inattivo. Come soluzione l’energia di backup per il cosiddetto peak shaving si ricava dall’immissione di ulteriore potenza in rete, agganciando gli impianti disponibili
- Diminuzione improvvisa della richiesta con condizioni meteo favorevoli – Il distacco di una certa quantità di carichi dalla rete può causare un’impennata della potenza disponibile nella rete stessa, poiché fino a quel momento la quantità di energia prodotta copriva perfettamente (e quindi in modo bilanciato) le utenze. Con condizioni meteo favorevoli gli impianti rinnovabili continuerebbero a produrre a pieno regime; questo caso rappresenta il grosso rischio di blackout, paradossalmente dovuto a un consumo minore (ma a un aumento della frequenza di rete) piuttosto che il sovraccarico. Ecco che al contrario di quanto affrontato prima serve lo sgancio di una quantità di impianti tale da riportare l’equilibrio della rete
Di conseguenza si evince l’importanza della Funzionalità PF2, poiché ogni singolo impianto diventa parte attiva della rete a prescindere dal suo stato di connessione. L’approccio è paragonabile a quello delle smart grid il cui scopo è identico, ovvero mantenere il bilanciamento. La norma 385/2025 quindi non considera più ogni impianto come un semplice generatore a sé stante, ma un dispositivo controllato e controllabile grazie a un monitoraggio avanzato.
L’energia in esubero non va sprecata
Tutti i nuovi impianti fotovoltaici ed eolici con una potenza nominale superiore ai 100 kW connessi in MT devono essere pertanto conformi ai requisiti della 385/2025. La delibera si concentra sul metodo di controllo e azione nei confronti degli impianti, tuttavia ha un forte impatto anche sui BESS poiché rappresentano la naturale estensione della generazione da rinnovabili. In modo parallelo alla proliferazione degli impianti di generazione, è possibile intuire con discreta precisione il cambiamento nell’approccio gestionale delle reti e di come potranno predisporsi per essere ancora più affidabili e scalabili, in modo da adattarsi alla quantità crescente di energia pulita.
Poiché l’energy storage è la riserva, il cuscinetto (anche se forse in futuro potrebbe rappresentare un paracadute vero e proprio) che consente di non sprecare ma di salvaguardare l’energia che non viene immessa in rete, ecco che la 385/2025 può considerarsi un fondamentale passaggio evolutivo.