Delibere ARERA per
impianti fotovoltaici

Perché queste delibere ARERA contano nel fotovoltaico

Nel fotovoltaico, una delibera ARERA diventa “operativa” quando incide su almeno uno di questi aspetti: adempimenti tecnici richiesti dal gestore di rete, verifiche periodiche su dispositivi di sicurezza, oppure regimi economici (come lo Scambio sul Posto).

In questa pagina trovi tre delibere particolarmente ricorrenti nelle pratiche: 385/2025 (adeguamenti/gestione rete), 786/2016 (verifiche SPI) e 457/2024 (uscita SSP). Nei paragrafi successivi trovi cosa prevedono e quali azioni, se presenti, sono richieste al produttore.

A chi serve questa pagina

• Installatori FV che vogliono evitare pratiche respinte o sospese
• Produttori che gestiscono scadenze e documenti di esercizio
• Progettisti che devono tradurre la norma in check-list

Se hai un caso specifico (SPI esterno, richieste del DSO, dubbi su SSP/RID), scrivi indicando potenza, BT/MT, data entrata in esercizio e configurazione SPI (inverter o relè esterno).

Per l’iter di rete consulta il supporto connessioni FV per installatori; per convenzioni e cambi di titolarità vedi le pratiche GSE e volture.

Delibera ARERA 385/2025/R/eel — Adeguamenti degli impianti di produzione e sicurezza di rete

La delibera 385/2025/R/eel, come modificata dalla 564/2025/R/eel, disciplina l'adeguamento degli impianti fotovoltaici ed eolici di potenza almeno pari a 100 kW connessi o da connettere in media tensione per la procedura RIGEDI.

2.1 Cosa prevede concretamente

Nel perimetro indicato la delibera prevede il Controllore Centrale di Impianto (CCI) conforme alla CEI 0-16, con la funzionalità PF2 di limitazione della potenza attiva su comando del distributore. Il produttore è responsabile di installazione e manutenzione del CCI e del sistema di comunicazione e dell'attivazione di PF2. Per gli impianti esistenti di potenza almeno pari a 1 MW, già soggetti all'obbligo del CCI, l'adeguamento riguarda l'attivazione di PF2.

Per gli impianti nuovi, CCI e PF2 sono richiesti ai fini della connessione. Per quelli esistenti, valgono le scadenze della delibera 385/2025 aggiornate dalla 564/2025: 31 dicembre 2026 da 1 MW; 31 dicembre 2027 da 500 kW a meno di 1 MW; 31 marzo 2028 da 100 kW a meno di 500 kW. Se l'entrata in esercizio è successiva alla rispettiva data, l'adeguamento va completato entro l'entrata in esercizio. La qualificazione come impianto nuovo o esistente segue le definizioni dell'art. 2.2 della 385/2025, come modificate dalla 564/2025.

2.2 Si applica anche a impianti già in esercizio?

Sì. Gli obblighi si applicano anche agli impianti esistenti che rientrano nel perimetro della delibera. La comunicazione del distributore e il regolamento di esercizio aggiornato servono a gestire l'adempimento; l'obbligo non nasce soltanto da una richiesta individuale.

2.3 Cosa controllare nella pratica

• Perimetro: fonte FV/eolica, potenza nominale, connessione MT e classificazione nuovo/esistente.
• CCI/PF2: configurazione attuale, intervento necessario e scadenza aggiornata.
• Documentazione: regolamento di esercizio, comunicazione di adeguamento e allegati richiesti dal distributore.
• Tracciabilità: invio e riscontro ricezione/registrazione (evita blocchi per “mancata evidenza”).

Nota: per il singolo impianto occorre verificare le definizioni di nuovo/esistente, la configurazione tecnica e le modalità di comunicazione pubblicate dal distributore.

Delibera ARERA 786/2016/R/eel — Verifiche iniziali e periodiche dei Sistemi di Protezione di Interfaccia (SPI)

La 786/2016/R/eel disciplina le tempistiche delle verifiche periodiche dei Sistemi di Protezione di Interfaccia, in coerenza con le norme CEI 0-16 e CEI 0-21. L'art. 2 specifica i casi di prova con cassetta relè, le scadenze e la comunicazione al gestore di rete.

3.1 Quando scatta l’obbligo

La verifica dipende da BT/MT, potenza e tipo di SPI, secondo l'art. 2.1:

• MT > 11,08 kW: verifica con cassetta prova relè per i sistemi di protezione di interfaccia.
• BT > 11,08 kW con SPI esterno dedicato: verifica con cassetta prova relè e comunicazione al gestore.
• SPI integrato nell'inverter: verifica delle regolazioni tramite autotest secondo le norme tecniche applicabili; la presenza dell'integrazione non basta, da sola, a escludere ogni verifica.

3.2 Periodicità e gestione scadenze

Per le verifiche disciplinate dall'art. 2, la prima scadenza dipende dalla data di entrata in esercizio e dalle eventuali verifiche documentate precedenti; la periodicità ordinaria è quinquennale. La verifica è richiesta anche alla sostituzione dello SPI per guasto o malfunzionamento. Per impianti con più sezioni, la data di riferimento è quella di entrata in esercizio della prima sezione.

3.3 Documenti delle verifiche applicabili

• Verbale della prova richiesta (soglie/tempi) coerente con CEI 0-16/0-21 applicabile.
• Identificazione SPI: modello, matricola, configurazione e schemi se richiesti.
• Trasmissione esito al DSO secondo modalità previste (portale/PEC) con tracciabilità.

3.4 Errore frequente

Valutare la sola posizione dello SPI senza controllare tensione di connessione e potenza. Questi dati determinano insieme il tipo di verifica applicabile.

Consiglio operativo: per gli impianti soggetti alla verifica, archivia verbali, comunicazione al gestore e data della prossima scadenza.

Delibera ARERA 457/2024/R/efr — Uscita dallo Scambio sul Posto (SSP)

La 457/2024/R/efr tratta la gestione dell’uscita dal meccanismo di Scambio sul Posto (SSP), in particolare per le convenzioni che raggiungono il limite temporale previsto. La gestione amministrativa del processo è normalmente in capo al GSE.

4.1 Il punto tecnico-amministrativo

La delibera affronta una casistica ampia legata alle convenzioni in uscita e alla gestione di eccedenze e flussi economici. Dal punto di vista pratico, il produttore deve soprattutto comprendere il perimetro (se e quando la propria convenzione rientra nel processo di uscita) e seguire le eventuali comunicazioni del GSE.

4.2 Cosa succede operativamente (scenario tipico)

• Chiusura/cessazione SSP secondo le condizioni temporali applicabili alla convenzione.
• Gestione amministrativa del processo prevalentemente a cura del GSE.
• Valorizzazione energia secondo il regime successivo (es. RID) se applicabile al caso specifico.

Nota: per la cessazione dello Scambio sul Posto occorre leggere le comunicazioni del GSE e verificare la posizione della convenzione. In caso di volture o modifiche dell’impianto, controlla anche intestatario, POD e dati di contatto.

Checklist operativa (fotovoltaico: pratiche, SPI, delibere ARERA)

Verifiche SPI (Del. 786/2016)

• Identifica BT/MT, potenza e configurazione SPI.
• Se ricorre l'art. 2.1, gestisci la verifica con cassetta prova relè e le scadenze applicabili.
• Archivia verbale, identificazione SPI e comunicazione al distributore.

Adeguamenti CCI/PF2 (Del. 385/2025 e 564/2025)

• Verifica se l'impianto FV/eolico è in MT e ha potenza nominale di almeno 100 kW.
• Classifica l'impianto come nuovo o esistente secondo l'art. 2.2 e applica la scadenza corrispondente.
• Per gli impianti esistenti soggetti all'obbligo, comunica l'adeguamento al distributore e conserva il riscontro.

Uscita SSP (Del. 457/2024)

• Il processo è normalmente gestito dal GSE.
• Buona prassi: verificare comunicazioni e dati anagrafici/impianto aggiornati.
• Valuta il regime successivo (es. RID) se applicabile al caso specifico.

Quando conviene chiedere supporto

• Richieste del DSO/Terna non chiare su adeguamenti e documentazione.
• Impianto con SPI esterno: scadenze, verbali, richieste di integrazione.
• Pratiche bloccate per incongruenze anagrafiche, schemi o allegati.

Domande frequenti (ARERA e fotovoltaico)