Anche FIMER propone le sue soluzioni rispetto alla delibera Arera 385/2025/R/EEL (pdf) pubblicata il 5 agosto 2025.
La delibera aggiorna in modo significativo gli obblighi tecnici per gli impianti fotovoltaici con potenza superiore ai 100 kW connessi alla rete di media tensione, recependo la revisione dell’Allegato A72 al Codice di Rete Terna.
L’obiettivo è migliorare l’osservabilità e il controllo remoto degli impianti da parte dei distributori, rendendo obbligatoria l’installazione di un Controllore Centrale di Impianto (CCI) con funzione PF2, capace di modulare la potenza attiva su comando del DSO e di garantire misure accurate dei principali parametri elettrici.
La delibera prevede tempistiche differenziate in base alla taglia di potenza, a partire dagli impianti FV con potenze superiori al MW che hanno come scadenza il 28 febbraio 2026
Tra i requisiti comuni figurano:
- CCI conforme CEI 0-16 (allegati O/T) con funzioni PF1 (osservabilità) e PF2 (controllo);
- Inverter pilotabili;
- Misure accurate (errore ≤ 2,2%) di P, Q, V, I al punto di connessione MT e stato DG;
- Per impianti >1 MW, misura della potenza di ogni singolo inverter.
Le soluzioni FIMER per l’adeguamento
- Impianti con inverter “legacy”
Per impianti che utilizzano modelli storici (serie PVI-10/12.5, TRIO-20/27.6, PVI-Central 55/330), FIMER propone tre approcci:
- Pilotaggio diretto: il CCI comunica con gli inverter tramite protocollo Aurora o Modbus RTU proprietario, implementando i comandi di limitazione della potenza.
- Pilotaggio indiretto con datalogger VSN700-05: il logger riceve i comandi Modbus Sunspec TCP dal CCI e li converte nel protocollo proprietario degli inverter, fungendo da ponte tra inverter “legacy” e sistemi moderni.
- Soluzione retrofit con interfaccia PVI-PMU (Power Management Unit): si inserisce sul bus RS485 esistente e abilita la regolazione a step del 10% della potenza, comandata da quattro uscite digitali del CCI.
Gli inverter PVI-Central 55/330 con codice 3I19, non pilotabili secondo le nuove specifiche, vanno sostituiti con moduli 3M04 o 3M05, compatibili con i requisiti CEI 0-16.
- Inverter di nuova generazione
I modelli più recenti (PVS-10/15, PVS-20/33, PVS-100, PVS-175, ecc.) integrano il protocollo Modbus Sunspec TCP e la connettività Ethernet, permettendo il pilotaggio diretto dal CCI senza necessità di logger intermedi.
Il controllo di potenza e il monitoraggio avvengono sulla stessa rete, con mappe Modbus fornite da FIMER per ciascun modello.
- Impianti “misti”
Negli impianti che combinano inverter legacy e di nuova generazione, la soluzione consigliata è l’uso di un VSN700-05 come interfaccia unica: gli inverter legacy vengono collegati al datalogger, che comunica sulla stessa rete Ethernet degli inverter Sunspec, garantendo uniformità di controllo (un esempio nella foto in alto).
Requisiti di misura
Oltre al controllo (PF2), la delibera introduce obblighi di osservabilità (PF1):
- Misura diretta in MT di P, Q, V, I e stato DG;
- Misura della potenza attiva generata aggregata per fonte;
- Accuratezza ≤2,2% (in futuro 5% per taglie inferiori a 500 kW).
Gli inverter Fimer forniscono misure con errore ≤3%; pertanto, per soddisfare i requisiti dell’Allegato O della CEI 0-16, può essere necessario installare meter aggiuntivi nei punti di raccolta in bassa tensione.
Insomma, con l’entrata in vigore della delibera, gli operatori del fotovoltaico dovranno avviare entro il 2026-2027 un importante processo di aggiornamento tecnologico.
E le soluzioni Fimer – dai sistemi VSN700-05 e PVI-PMU al controllo nativo via Modbus Sunspec – consentono di preservare e valorizzare gli impianti esistenti, garantendo la piena conformità normativa e la continuità operativa.
