Reti locali sotto pressione: il fotovoltaico distribuito invita a una gestione attiva
martedì 9 giugno 2026
La crescita della generazione solare distribuita impone una gestione sempre più attiva delle reti in media e bassa tensione. In ore di alta produzione fotovoltaica e bassa domanda emergono segnali di stress sulle reti MV/ LV, evidenziati anche dalla delibera Arera 385/2025 che riporta le preoccupazioni di Terna riguardo primavera 2025.
La diffusione del FV distribuito crea flussi di energia bidirezionali: centrali locali immettono energia quando la domanda è bassa. Le reti, nate per portare energia dall’alto verso il basso, devono ora gestire scenari di sovraccarico e di potenziali limitazioni o distacchi automatici della generazione distribuita. È necessaria una rete sempre più “attiva” e capace di modulare l’offerta in funzione delle esigenze del sistema.
Oltre alla semplice connessione, resta aperta la domanda su cosa avvenga dopo: la rete locale potrà assorbire tutta l’energia prodotta o si moltiplicheranno limitazioni e distacchi? Terna segnala che una quota crescente di produzione MT/BT non è pienamente modulabile in tempo reale, aumentando il rischio di squilibri tra rinnovabili e domanda e di problemi di sovrafrequenza senza nuove forme di gestione e flessibilità.
La revisione della procedura Rigedi e l’obbligo progressivo di sistemi di osservabilità e controllo remoto per molti impianti MT (non in BT) mirano a rispondere a questi cambiamenti. Contestualmente, la diffusione di controllori centrali di impianto (CCI) diventa obbligatoria solo per impianti oltre 100 kW, puntando a una gestione più programmabile e supervisionata della generazione distribuita.
La mappa di e-distribuzione identifica aree e linee MT critiche in Lombardia, Emilia-Romagna, Friuli-VG, Lazio, Puglia, Basilicata, Calabria e Sicilia. Non significa necessariamente che la rete non possa accogliere nuove unità, ma che la gestione dei flussi locali può essere complessa. Dati pubblici sulla hosting capacity e sui fenomeni di disconnessione per sovratensione sono limitati, complicando la quantificazione del fenomeno.
Nel campo emergono segnali concreti. Durante la primavera si sono verificati episodi legati all’attivazione di Rigedi; nel weekend di Pasqua alcune imprese hanno osservato disconnessioni e fermate di impianti per giorni. Gli operatori sottolineano che la transizione tecnologica sta trasformando la PV in una tecnologia regolabile e programmabile, non più indipendente dalle necessità del sistema.
A livello normativo, la delibera Arera 199/2026 istituisce uno standard di qualità commerciale per piccoli impianti LV che subiscono distacchi per sovratensione. Se un produttore segnala almeno 25 eventi settimanali, il gestore deve analizzare e comunicare interventi di mitigazione. Non ci sono ancora scadenze obbligatorie, ma si reconhe una criticità meritevole di monitoraggio.
L’alternativa alla sola rete è la flessibilità locale. Progetti come MiNDFlex a Milano testano mercati locali della flessibilità: aggregatori possono mettere a disposizione risorse per modificare temporaneamente prelievi o immissioni, per ridurre congestioni e migliorare la gestione della rete. Si esplorano batterie, veicoli elettrici, pompe di calore e carichi industriali per aumentare la capacità hosting senza investimenti correnti massicci.
In questa direzione, i progetti pilota mirano a definire servizi locali di flessibilità e a integrare risorse distribuite con la produzione centralizzata, riducendo la necessità di interventi infrastrutturali pesanti e migliorando la stabilità della rete.