Nella notte tra l’8 e il 9 settembre, dall’una alle 5, gli inverter degli impianti fotovoltaici del Politecnico di Milano hanno fornito alla rete di distribuzione 500 kilovoltampere reattivi (kVAr) di regolazione della potenza reattiva, nell’ambito del progetto MiNDFlex di Unareti.
Per quanto noto al gruppo di ricerca, è la prima fornitura in Italia di questo tipo basata su un meccanismo di mercato.
La novità è che il servizio è stato erogato quando il fotovoltaico non produceva. Di notte gli inverter non erano impegnati a trasferire in rete potenza attiva dai moduli e una parte della capacità elettronica degli inverter poteva quindi essere usata per immettere o assorbire potenza reattiva, contribuendo al controllo della tensione senza sacrificare produzione fotovoltaica.
Nell’illustrazione del Polimi, l’attivazione notturna del servizio tra l’1 e le 5 di mattina e i circa 500 kVAr forniti.
PoliGrid, la rete intelligente del campus, era già stata abilitata nel 2024 a offrire flessibilità di potenza attiva. Nel 2026, MiNDFlex è stato esteso anche alla potenza reattiva. Il dispacciamento del test è stato gestito tramite LePo, il sistema di gestione dell’energia sviluppato dal Dipartimento di Energia del Politecnico e da LEAP.
Un inverter può fare di più che convertire energia
Un inverter fotovoltaico non serve soltanto a trasformare l’elettricità da corrente alternata a continua prodotta dai moduli, ma se progettato e configurato per farlo, può anche modificare molto rapidamente il modo in cui scambia elettricità con la rete, contribuendo per esempio a regolarne la tensione.
È qui che entra in gioco la potenza reattiva. La potenza attiva è quella associata all’energia che viene effettivamente trasferita e utilizzata, per esempio per far funzionare un motore, una lampada o un elettrodomestico. La potenza reattiva, invece, circola avanti e indietro tra rete e apparecchiature senza tradursi in un consumo netto di energia, ma è comunque necessaria al funzionamento della rete e di molti dispositivi in corrente alternata. Regolandone l’immissione o l’assorbimento, un inverter può contribuire, in particolare, a mantenere la tensione entro i valori richiesti.
L’inverter ha però una capacità massima che deve essere suddivisa tra potenza attiva e reattiva. Quando un impianto fotovoltaico sta producendo vicino al massimo, gran parte di questa capacità è già impegnata a trasferire l’energia prodotta dai moduli. Quando invece la produzione diminuisce, aumenta lo spazio disponibile per fornire o assorbire potenza reattiva. Di notte, quando la produzione fotovoltaica è nulla, questo margine può diventare particolarmente ampio ed è proprio questo il principio sfruttato nella sperimentazione del Politecnico di Milano.
L’elettronica dell’inverter può essere utilizzata anche per altri servizi. Durante le ore di produzione può, per esempio, ridurre l’immissione se la tensione della rete sale troppo o se il sistema ha bisogno di diminuire rapidamente la generazione. Più difficile è fare il contrario: se l’impianto sta già producendo tutto ciò che il sole consente in quel momento, l’inverter non può aumentare ulteriormente la potenza. Per farlo occorre avere mantenuto deliberatamente una parte della produzione disponibile come riserva oppure disporre di un accumulo.
Un’evoluzione ulteriore è rappresentata dagli inverter grid-forming, progettati per contribuire direttamente a stabilire tensione e frequenza della rete, anziché limitarsi a sincronizzarsi con valori già presenti. È una funzione più avanzata, per la quale le regole europee sono ancora in evoluzione, e non va confusa con la regolazione della potenza reattiva sperimentata a Milano.
Entrambe mostrano però come l’inverter stia progressivamente assumendo compiti che vanno oltre la semplice conversione dell’elettricità (Prima rete elettrica basata solo su inverter grid forming).
Perché la potenza reattiva locale diventa più importante
La crescita della generazione distribuita rende più complessa la gestione delle reti. Ad esempio, nelle ore di forte generazione solare e basso consumo i flussi possono invertirsi e la tensione può salire soprattutto nei tratti più lontani dalla cabina di distribuzione. In queste condizioni, la modulazione della potenza reattiva degli inverter può contribuire a mantenerla entro i limiti e, in alcuni casi, ad aumentare la quantità di generazione che la rete riesce a ospitare.
La caratteristica decisiva è la localizzazione: la potenza reattiva perde efficacia se deve essere trasferita su grandi distanze. Pertanto, un inverter vicino al nodo dove nasce il problema può essere più utile della stessa quantità di potenza reattiva disponibile altrove. È proprio questa la logica dei mercati locali della flessibilità, cioè attivare le risorse dove la rete ne ha bisogno.
Il servizio non sostituisce però gli investimenti di rete. La regolazione della potenza reattiva può alleviare vincoli di tensione, ma non aumenta la portata termica di un cavo e non elimina congestioni strutturali. Può invece aiutare a sfruttare meglio l’infrastruttura esistente, rinviare o ridimensionare alcuni interventi e gestire condizioni operative che cambiano nel corso della giornata.
Ad aprile 2026, l’Italia aveva superato 45,7 GW di fotovoltaico installato e due milioni di impianti, ma ciò non significa che decine di GW siano automaticamente disponibili per i servizi di rete. Servono inverter compatibili, controllabili e collegati nei punti utili, ma significa anche che insieme alla nuova capacità FV cresce una popolazione di convertitori elettronici potenzialmente utilizzabili anche per altri compiti.
Dalla funzione tecnica a un prodotto di mercato
MiNDFlex nasce nel percorso regolatorio avviato da Arera con i progetti pilota per i servizi ancillari locali. Con la deliberazione 140/2026/R/eel, il progetto di Unareti è stato esteso, per il periodo giugno-dicembre 2026, a tutta la rete gestita dalla società ed è stato aggiunto il servizio di potenza reattiva.
Dall’11 maggio 2026, il Gestore dei Mercati Energetici ha adeguato il Mercato Locale della Flessibilità, consentendo a Unareti di approvvigionarsi sul mercato a termine MLT-Flex di servizi per il controllo della tensione e della potenza reattiva. I nuovi prodotti sono entrati nelle procedure d’asta dalla sessione del 26 maggio. La soglia indicata da Unareti è di almeno 16,5 kW di potenza contrattuale per le risorse che offrono potenza reattiva, connesse in media o bassa tensione e dotate dei requisiti tecnici previsti.
Una capacità tecnica disponibile da anni può così diventare fonte di una prestazione misurabile, qualificabile e acquistabile da un distributore. Secondo Andrea Scrocca, ricercatore del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano, l’uso di capacità già presenti può “generare valore per chi fornisce il servizio” e, nello stesso tempo, aiutare i distributori a ridurre investimenti e costi complessivi del sistema elettrico.
Per il fotovoltaico diffuso è essenziale anche l’aggregazione. MiNDFlex prevede la figura del fornitore di servizi locali (Local Service Provider), che può offrire il servizio con una singola risorsa o con un insieme di impianti. È un passaggio necessario per trasformare migliaia di piccoli margini tecnici in un prodotto più grande gestibile dal distributore, con telemisure, controlli e verifica della prestazione.
In parallelo, cresce la controllabilità obbligatoria degli impianti. Le modifiche all’Allegato A.72 del Codice di rete hanno esteso il Controllore Centrale di Impianto (CCI) agli impianti fotovoltaici ed eolici da almeno 100 kW connessi in media tensione e reso obbligatoria la funzione di limitazione della potenza attiva. Dal giugno 2026, inoltre, Terna approvvigiona tramite aste la riserva per il contenimento della frequenza per le unità abilitate, ma obbligo tecnico e servizio remunerato sono due cose diverse.
Il valore c’è, ma il servizio non è gratis
La possibilità di utilizzare di notte un inverter già installato evita il costo opportunità della produzione fotovoltaica non generata, ma non azzera i costi.
Il funzionamento aggiuntivo comporta perdite elettriche e consumi ausiliari, oltre a comunicazioni, controllo, qualificazione, manutenzione ed eventuali adeguamenti. Può inoltre sottoporre semiconduttori e condensatori in corrente continua a sollecitazioni aggiuntive.
La letteratura tecnica conferma in generale che le sollecitazioni elettrotermiche incidono sull’affidabilità dei moduli di potenza degli inverter, ma non esistono dati pubblici che quantifichino una riduzione della vita utile dovuta allo specifico servizio erogato da PoliGrid. Anche il ricavo va misurato, nel senso che il Politecnico non ha reso noto l’eventuale corrispettivo associato ai 500 kVAr forniti nella notte dell’8-9 settembre.
Conta poi il coordinamento, visto che centinaia di inverter che reagiscono individualmente alla stessa grandezza elettrica non producono necessariamente il risultato ottimale. Servono sistemi di gestione delle risorse distribuite, aggregatori, telemetria e regole che impediscano di impegnare la stessa capacità contemporaneamente per servizi incompatibili a livello locale e nazionale.
La sperimentazione milanese mostra quindi soprattutto un cambio di ruolo. L’inverter resta la porta attraverso cui il fotovoltaico entra in rete, ma può diventare anche uno strumento con cui la rete viene regolata. La capacità è già in parte installata, ma affinché diventi una risorsa economica servono mercati, controllabilità, aggregazione e prezzi in grado di coprirne i costi reali.
