Soluzioni per il monitoraggio e il controllo degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili
ADEGUAMENTO NORMATIVO E GESTIONE AVANZATA DEGLI IMPIANTI
Senergy CCI – Controllore Centrale di Impianto
Il Controllore Centrale di Impianto (CCI) è un sistema di monitoraggio e controllo che, installato al punto di consegna permette ai DSO di monitorare e regolare l’impianto di produzione, rendendolo partecipe al bilanciamento della rete.
Il CCI è stato introdotto nel 2022 con le varianti V1 e V2 della Norma CEI 0-16. Tra i requisiti fondamentali introdotti dalla normativa rientrano le funzionalità PF1 (Monitoraggio), PF2 (Regolazione e Controllo) e PF3 (Partecipazione Mercati di Flessibilità ed Ottimizzazione di impianto), indispensabili per garantire la sicurezza e la stabilità del sistema elettrico nazionale.
La soluzione Senergy CCI Higeco More è progettata per soddisfare pienamente tutti i requisiti tecnici, offrendo tutte le funzionalità (PF1, PF2 e PF3) in un unico dispositivo, con la massima affidabilità e facilità di integrazione.
Funzionalità PF1, PF2 e PF3
Certificato CEI 0-16
Sicurezza informatica
SENERGY CCI – CONTROLLORE CENTRALE DI IMPIANTO
Caratteristiche e funzionalità
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sul Controllore Centrale di Impianto – CCI
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FAQ sul Controllore Centrale di Impianto (CCI)
Delibera ARERA 385/2025/R/EEL 5 agosto 2025
In questa sezione abbiamo raccolto le domande più frequenti sul CCI, emerse durante il webinar dedicato e nei successivi confronti con i nostri clienti. Qui trovi risposte pratiche e riferimenti normativi per chiarire dubbi e approfondire il funzionamento del Controllore Centrale di Impianto.
La delibera 385/25/R/eel verifica positivamente la revisione 2 dell’Allegato A72 al Codice di Rete di Terna e di conseguenza estende il campo di applicazione del CCI agli impianti, fotovoltaici ed eolici, di potenza nominale maggiore, o uguale, 100kW, sempre connessi in MT.
Gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW e minore di 500kW saranno considerati ESISTENTI se allacciati alla rete prima del 31 Marzo 2027, avendo presentato la richiesta di connessione prima del 31 Ottobre 2025.
Gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 500kW e minore di 1MW saranno considerati ESISTENTI se allacciati alla rete prima del 28 Febbraio 2027, avendo presentato la richiesta di connessione prima del 6 Agosto 2025.
Gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 1MW e minore di 500kW saranno considerati ESISTENTI se allacciati alla rete prima del 28 Febbraio 2026, avendo presentato la richiesta di connessione prima del 6 Agosto 2025.
Gli impianti non inclusi nelle precedenti definizioni sono considerati NUOVI.
Per gli impianti ESISTENTI la Delibera prevede l’obbligo di ADEGUAMENTO, ossia di installazione del CCI, se non già presente, e di attivazione della funzione PF2 di limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, entro le scadenze sopra riportate.
Per gli impianti NUOVI la Delibera prevede l’obbligo di installazione del CCI, e di attivazione della funzione PF2 di limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, entro il momento dell’allaccio alla rete.
Per gli impianti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 1 MW connessi in MT l’obbligo rimane valido per tutte le tecnologie, senza distinzioni.
Per gli impianti di potenza nominale minore di 1MW, sempre connessi in MT, invece l’obbligo vale solo per le tecnologie fotovoltaico ed eolico.
In futuro probabilmente sarà estesa anche alle altre, e sarà ARERA a definirne le modalità con una Delibera dedicata.
Se l’impianto ha una potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW è corretto, perchè la Delibera 385/25 estendo l’obbligo per gli impianti fotovoltaici fino a 100kW.
Se invece l’impianto ha una potenza nominale inferiore, potrebbe essere un errore dovuto a un’anagrafica non corretta, o non aggiornata, su Gaudì. Puoi segnalarlo al DSO rispondendo alla PEC ricevuta.
La delibera 385/25/R/eel stabilice l’erogazione di un bonus per l’adeguamento degli impianti esistenti, ma solo quelli di potenza nominale inferiore ad 1 MW.
Gli impianti esistenti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW e minore di 500kW riceveranno un contributo economico pari a:
– 7500€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 31 Marzo 2026
– 5620€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 31 Luglio 2026
– 3750€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 30 Novembre 2026
– 1875€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 31 Marzo 2027
Gli impianti esistenti di potenza nominale maggiore, o uguale, a 500kW e minore di 1MW riceveranno un contributo economico pari a:
– 1000€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 28 Febbraio 2026
– 7500€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 30 Giugno 2026
– 5000€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 31 Ottobre 2026
– 2500€ se presentano la Dichiarazione di Adeguamento entro il 28 Febbraio 2027
La revisione 4 della CEI 0-16 pubblicata nel 2025 ha eliminato gli allegati K e X, rimandando direttamente per gli impianti connessi in AT al Codice di Rete Terna: Allegato A68 per gli impianti fotovoltaici, A79 per gli impianti di accumulo e A17 per gli impianti eolici. Per gli impianti connessi in MT, di potenza superiore a 6MW, valgono gli stessi requisiti per impianti di taglie inferiori connessi in MT.
Sì. Il campo di applicazione viene definito in funzione della potenza nominale dell’impianto, calcolato come definito dalla norma CEI 0-16, non in base alla massima potenza di immissione in rete.
In particolare, per gli impianti fotovoltaici, la potenza nominale dev’essere calcolata come la somma della minore tra potenza AC e DC di ciascun inverter.
Nella fase transitoria, ossia dalla pubblicazione della Delibera fino alle scadenze indicate per la definizione di impianti esistenti, sì.
In generale, per gli impianti esistenti, è necessario che il modem del teledistacco rimanga funzionate fino al termine dell’adeguamento, in particolare fino al superamento delle verifiche funzionali del DSO.
Come indicato nel TIDE sì, ma solo per la quota dell’energia venduta. L’eventuale incentivo non sarà rimborsato, essendo assegnato all’energia PRODOTTA, che in questo caso non è stata generata.
Sì. Nel caso di impianti ibridi, ossia con più tecnologie presenti, per l’applicabilità viene considerata la definizione di impianto presente nel TICA: Per impianto si intende un gruppo di generatori, della stessa tecnologia, connessi sotto lo stesso POD.
Il CCI è obbligatorio se sotto un POD in MT è presente almeno un impianto di potenza nominale maggiore, o uguale a 1MW, oppure se è presente un impianto fotovoltaico o eolico di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW. In questo secondo caso è obbligatoria anche l’attivazione della funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO.
Sì, il CCI per essere conforme alla CEI 0-16 deve avere tutte le funzionalità definite negli Allegati O e T: le prestazioni funzionali PF1, relative all’osservabilità, le PF2, relative alla controllabilità da parte del DSO, e le PF3, relative alla controllabilità da parte dell’aggregatore/bsp.
Le Delibere Arera 540/21 e 385/25 stabiliscono l’obbligatorietà, o meno, di attivazione della varie funzioni sugli impianti.
La Delibera 385/25 sancisce l’obbligo di attivazione, per gli impianti fotovoltaici ed eolici, connessi in MT, di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW, della funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO.
Sì, oltre alla funzione PF2 Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, che dev’essere attivata su tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici, connessi in MT, di potenza nominale maggiore, o uguale, a 100kW, in sede di definizione del Regolamento d’Esercizio, il DSO può richiedere l’attivazione di altre specifiche funzioni PF2. Il Produttore può sempre rifiutarsi, rimanendo queste ultime non obbligatorie.
No, rimane non valida come in precedenza.
Gli Allegati O e T stabiliscono che la funzione di sincronizzazione temporale può essere svolta da un ricevitore GPS integrato nel CCI, oppure può essere fornita tramite un servizio di rete di comunicazione locale, tramite protocollo NTS, la versione sicura dell’NTP.
Il DSO, come previsto sin dalla Delibera 540/21.
Il limite di batteria, tra lo scopo di fornitura del DSO e quello del Produttore, è il cassetto ottico che il DSO installa nel vano misure della Cabina Secondaria (di scambio).
È meglio che lo sia. Infatti, il CCI deve utilizzare una PKI (Public Key Infrastructure) per la gestione dei certificati di sicurezza (Vedi CEI 0-16 T.3.3.4.9). In base all’Allegato T ci sono 3 modi per farlo:
1 – Gestione Manuale (soluzione solo transitoria): Installazioni, aggiornamenti, revoche, sostituzioni, dei certificati del DSO e degli eventuali BSP vanno fatti a mano su ogni impianto. Impegnativo e soggetto ad errori se i CCI da gestire sono molti.
2 – PKI locale in impianto e protocollo OCSP: Installare e gestire una PKI locale è molto costoso e difficile. Non è né conveniente né sicuro.
3 – PKI esterna in CLOUD: Il CCI utilizza una PKI esterna in #cloud, attraverso la connessione internet. Gestione del ciclo vita dei certificati sicura, centralizzata ed automatica.
Inoltre, un CCI connesso a internet è più facile da aggiornare – sono già previsti aggiornamenti obbligatori nei prossimi anni – da raggiungere e consultare – attraverso il nostro portale – da sostituire in caso di guasto – backup automatico di configurazioni e dati.
I dati che devono essere raccolti dal CCI rimangono sostanzialmente invariati rispetto al passato.
Per Punto di Consegna il CCI deve misurare direttamente P, Q, V ed opzionalmente I, ed acquisire lo Stato del DG e del DI.
Per i Singoli Generatori il CCI deve acquisire la misura di P e lo stato del DDG (o equivalente).
I dati dei singoli generatori sono richiesti solo per impianti nuovi di potenza maggiore, o uguale, ad 1 MW, e solo se i generatori hanno una potenza nominale superiore a:
– 170kW per convertitori statici (Es. inverter fotovoltaici)
– 250kW per generatori tradizionali
– 50kW per storage
Inoltre, tra le semplificazioni che il CEI ha introdotto per gli impianti di potenza nominale inferiore a 500kW, è previsto che:
– per i soli impianti in cessione totale, e a singola fonte, si può assimilare la potenza generata aggregata alla potenza immessa in rete, misurando solo quest’ultima.
– l’errore massimo concesso per le misure sale da 2.2% a 5%.
La norma CEI 0-16 stabilisce che le misure vengano prese al punto di consegna, in MT, direttamente dal CCI, tramite la sua unità di misura.
La norma propone di utilizzare un Convertitore di Misura di classe 0.2, o migliore, e TA e TV di misura di classe 0.5, o migliore, con prestazione 5 VA o 10 VA. I TA e TV possono essere usati in condivisione con altri sistemi, ad esclusione del gruppo di misura fiscale, e senza creare interferenze.
Sono accettabili anche sistemi di misura con diverse caratteristiche, purché rispettino l’accuratezza richiesta dall’Allegato A.6 del Codice di Rete di Terna tabella 5: errore massimo sulla misura di P, Q e V inferiore a 2.2%, che sale al 5% per gli impianti di potenza nominale inferiore a 500kW.
La norma CEI 0-16 specifica che le misure e gli stati dei singoli generatori, e le misure delle potenze generate aggregata, possono essere acquisiti dal CCI anche tramite la comunicazione con altri elementi di impianti, tramite protocolli di comunicazione standard, purché venga garantita l’accuratezza richiesta.
Per le misure del punto di consegna, invece, la norma stabilisce che vengano acquisite direttamente dal CCI.
No, perché le protezioni usano TA di protezione, che non possono garantire la precisione richiesta.
Come indicato nel paragrafo O.14 e nelle figure O.1 e O.7 della CEI-016 2025-04, è richiesto il monitoraggio dello stato del DG e di tutti i DI, tramite acquisizione diretta (contatto pulito) o comunicando con altri elementi di impianto (es. SPI).
Sì, come indicato dalla nota interpretativa pubblicata dal CEI nel Luglio 2023.
La delibera 540/21/R/el stabilisce che i DSO che non intendono svolgere l’attività di rilevazione dati e regolazione possono avvalersi di un distributore terzo, “quali, ad esempio, le imprese distributrici di riferimento oppure, nel caso di SDC, le imprese distributrici concessionarie nel territorio in cui operano“. In alternativa il DSO poteva presentare comunicazione di motivata rinuncia a Terna entro il 31 Gennaio 2022, la quale valuta soluzioni alternative. In ultima istanza sarà direttamente Terna, tramite il protocollo IEC 60870-104, a realizzare la raccolta dati.
Sì, i TA non sono l’unico sistema di misura disponibile. Puoi usare anche le sonde Rogowski, ma stai attento che non sono precise come i TA, e la norma CEI 0-16 impone di garantire un errore totale di misura su P e Q inferiore al 2.2%!
Se scegli i TA i misura in classe 0,5, come indicato nella CEI 0-16, potrai evitare prove aggiuntive e problemi di conformità.
Sì. La norma CEI 0-16 stabilisce che i TV per la misura della Minima Tensione Omopolare devono sempre essere installati in MT al punto di connessione, e possono essere dotati di doppio secondario (uno di protezione ed uno di misura), o singolo secondario dotato di doppia classe (protezione e misura).
Nel primo caso si può collegare il CCI agli avvolgimenti di misura, anche in parallelo ad altri sistemi già connessi.
Nel secondo caso, si può collegare il CCI ai secondari già connessi a triangolo aperto alla Protezione di Interfaccia, realizzando un collegamento separato con ciascun TV: in questo modo è sempre possibile prelevare le tre tensioni Fase-Terra, senza interferire con la misura della Minima Tensione Omopolare.
In ogni caso, deve sempre essere rispettato il requisito sull’errore massimo della misura, che dev’essere inferiore a 2.2%, o al 5% per i soli impianti di potenza nominale inferiore a 500kW.
Le funzioni di controllo del CCI sono basate su dei regolatori ad anello chiuso, che leggono le misure al punto di consegna, le confrontano con i set point, ricevuti (modalità asservita) o calcolati (modalità autonoma), calcolano i set point da inviare ai generatori/convertitori e li inviano. Di conseguenza il CCI deve poter comunicare in modo affidabile e veloce con i generatori/convertitori, che devono implementare un’interfaccia ed un protocollo di comunicazione standard che preveda la possibilità di ricevere comandi in P e Q (o equivalenti, per esempio PF o PHI). Se la comunicazione è basata su protocolli seriali, come RS485 o CANBUS, e non Ethernet, è più difficile rispettare i tempi di risposta prescritti, ed è necessario valutare caso per caso la fattibilità.
Molti modelli di inverter fotovoltaici, anche se datati, erano già predisposti per essere pilotati da un sistema di controllo esterno, ossia supportano la ricezione di comandi tramite protocolli di comunicazione standard per regolare la potenza attiva e reattiva. A volte può essere necessario aggiornare il firmware dell’inverter, o installare una scheda interna, o un datalogger esterno, aggiuntivi.
Nel caso della funzione di limitazione di potenza attiva, se gli inverter non possono proprio essere regolati, il CCI può implementare il comando disconnettendo i singoli inverter, ossia parzializzando la produzione, sempre mantenendo l’impianto connesso alla rete, ossia mantenendo chiusi il DI ed il DG.
Similmente al caso degli inverter fotovoltaici, anche i generatori tradizionali possono essere regolati inviando, direttamente o attraverso un controllore (Es. PLC) esterno, comandi di potenza attiva e reattiva.
Anche per i generatori tradizionali, nel caso della funzione di limitazione di potenza attiva, se i generatori non possono proprio essere regolati, il CCI può implementare il comando disconnettendo i singoli generatori, ossia parzializzando la produzione, sempre mantenendo l’impianto connesso alla rete, ossia mantenendo chiusi il DI ed il DG.
Sì. L’allegato O della norma CEI 0-16 non impone prescrizioni su come il CCI si collega ai generatori/inverter.
In ogni caso il collegamento deve garantire il rispetto dei requisiti della norma, in particolare:
- Affidabilità: il CCI, e alcune delle sue funzionalità, devono essere disponibili per il 99% del tempo annuo.
- Prestazioni: il CCI deve poter raccogliere i dati dei singoli generatori, se richiesti, con un tempo di campionamento al massimo di 4 secondi, ed il tempo di risposta delle funzioni di controllo deve essere inferiore ad 1 minuto per le regolazione di potenza attiva, tra cui la Limitazione di Potenza Attiva su comando esterno del DSO (richiesto dalla Delibera 385/25), e a 10 secondi per le regolazioni di potenza reattiva.
I costruttori di CCI, una volta svolte tutte le prove, incluse quelle funzionali, ed ottenute le certificazioni, descritte nel capitolo O.15 della CEI 0-16 2022-03, potranno emettere un’autodichiarazione di conformità alla norma, Allegati O e T. Il fascicolo tecnico, così ottenuto, dovrà essere conservato almeno 10 anni a partire dall’ultima data di fabbricazione del prodotto e deve essere tenuto a disposizione delle autorità di controllo. Un ente terzo, accreditato per questi allegati della norma, può certificare la conformità del prodotto, come rafforzativo rispetto all’autodichiarazione.
Il capitolo O.15 della CEI 0-16 2022-03 specifica requisiti stringenti sia per la cyber security hardware sia software. In particolare viene richiesto l’utilizzo di un componente crittografico in grado di rilevare e rispondere alla manomissioni fisiche, certificato secondo la FIPS-140-2 con il livello 3. Inoltre viene richiesta la certificazione alla IEC 62443-4-1, secondo lo schema IsaSecure Secure Development Lifecycle Assessment (SDLA), del processo produttivo del CCI, e alla IEC 62443-4-2, secondo lo schema IsaSecure Component Security Assurance (CSA), del prodotto CCI.
Il capitolo O.15 della CEI 0-16 2022-03 richiede che il CCI sia certificato IEC 62443-4-2 secondo lo schema IsaSecure CSA (che comprende e supera l’EDSA citato dalla norma). Questa certificazione richiede numerose funzionalità di sicurezza informatica, che devono essere implementate, e testate, dal CCI. L’allegato O della CEI 0-16 2022-03 stabilisce che tutte le funzionalità del CCI richieste “…possono essere anche integrate in uno degli altri apparati costituenti l’impianto purché sia possibile provare le funzionalità dei suddetti dispositivi secondo le indicazioni del presente Allegato”.
In sintesi, le funzioni devono essere presenti, in forma integrata o meno, nel CCI, e queste devono essere testate e certificate.
No, la norma CEI 0-16 Allegato O richiede diverse prove, che non possono essere svolte in un laboratorio qualsiasi. Per essere conforme alla norma, il prodotto deve superare le prove di isolamento, EMC, di immunità ai disturbi, e climatiche in un laboratorio accreditato ISO 17025, e le prove funzionali alla presenza di un órgano ispettivo accreditato ISO 17065.
Superate tutte le prove, ottenuti i relativi rapporti di prova e ispezione, ed ottenute le certificazioni richieste, a quel punto il costruttore autodichiara che il CCI è conforme alla CEI 0-16 Allegato O e T. Il fascicolo tecnico con tutti i rapporti di prova e le certificazioni, dev’essere conservato e tenuto a disposizione per 10 anni.
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