Per oltre dieci anni in Italia c’è stata un’asimmetria scomoda: quando Terna, per ragioni di sicurezza della rete, ordinava lo spegnimento di un impianto rinnovabile, chi aveva investito in eolico veniva indennizzato; chi aveva investito in fotovoltaico no. Stessa rete, stessa funzione di servizio, due trattamenti diversi.
La Delibera ARERA 128/2025/R/EFR, in vigore dal 1° aprile 2025, chiude questa stagione. Il fotovoltaico aziendale entra a pieno titolo nel perimetro dell’indennizzo per curtailment, allineando l’Italia all’Articolo 13 del Regolamento UE 2019/943. Per chi ha già un impianto, o sta valutando un investimento, il quadro economico cambia in modo concreto.
Il paradosso del sole e del vento
Il 28 febbraio 2025 Terna ha inviato una comunicazione formale all’Autorità segnalando una “forte probabilità” di dover operare distacchi massivi di unità di produzione non programmabile durante la primavera. È il paradosso della transizione: giornate di sole terso e vento costante che, anzichè essere una benedizione, rischiano di mandare in crisi la stabilità del Sistema Elettrico Nazionale per eccesso di offerta e saturazione della rete.
In questi scenari Terna attiva i “servizi di modulazione straordinaria a scendere”, ordinando lo spegnimento degli impianti. Fino a ieri, per il fotovoltaico questo significava una perdita economica secca: niente energia prodotta, niente vendita, niente compensazione. La nuova delibera trasforma un rischio operativo non remunerato in una tutela contrattuale codificata.
Addio al club esclusivo dell’eolico
Per oltre un decennio il sistema di indennizzo per il curtailment, regolato dalla storica Deliberazione ARG/elt 5/10, è stato un privilegio quasi esclusivo del comparto eolico. Il solare e le altre fonti non programmabili erano di fatto esclusi da qualsiasi compensazione per i distacchi emergenziali, subendo una discriminazione tecnologica non più sostenibile in un mix elettrico nazionale dove il fotovoltaico ha superato l’eolico in potenza installata.
ARERA ha stabilito la necessità di garantire parità di trattamento a tutto il settore delle rinnovabili, riconoscendo che ogni chilowattora sacrificato per la sicurezza del sistema ha un valore economico. Nelle parole della delibera, l’obiettivo è “estendere anche alle fonti rinnovabili non programmabili diverse dalla fonte eolica il diritto alla remunerazione della mancata produzione derivante dalle citate modulazioni a scopo emergenziale”.
La fine delle franchigie: ogni chilowattora conta
Uno degli interventi più significativi per la riduzione del rischio operativo è l’eliminazione delle franchigie temporali. In precedenza i produttori dovevano farsi carico delle prime 80 ore annue di stop per l’eolico e delle 60 ore per il fotovoltaico come “normale rischio d’impresa”.
In conformita con l’Articolo 13 del Regolamento UE 2019/943, ARERA ha cancellato questi limiti. Il ridispacciamento non basato sul mercato deve ora essere oggetto di una compensazione finanziaria equa sin dal primo istante. Una mossa che rimuove un costo nascosto dai business plan dei produttori e rende il sistema italiano più competitivo nel panorama internazionale.
L’algoritmo della producibilità: il ruolo regista del GSE
Il cuore tecnico della delibera è nella formula per il calcolo della MPRIN (Mancata Produzione Rinnovabili Non Programmabili). Non si ragiona più su base oraria, ma con la granularità dei 15 minuti dell’ISP (Imbalance Settlement Period). La logica è:
MPRIN = max[0; energia producibile − max(energia immessa; energia limitata)] × Indice di Affidabilità
In questo schema il GSE agisce come regista tecnico, determinando l’energia che l’impianto avrebbe potuto produrre nei 15 minuti di riferimento. Si passa dall’uso di soli anemometri per l’eolico a una gestione generica di apparati di rilevazione capaci di monitorare la disponibilità della fonte primaria: irraggiamento solare, salto idrico, e così via.
L’Indice di Affidabilità, che misura il rispetto degli ordini di Terna da parte del produttore, viene transitoriamente posto pari a 1 per i nuovi entranti fino al 31 gennaio 2026: una fase di avvio protetta che evita penalizzazioni nei primi mesi di adesione al meccanismo.
La conseguenza operativa è che chi ha un impianto fotovoltaico o sta progettandone uno deve ragionare seriamente sulla qualità del proprio sistema di monitoraggio energetico. Senza misure precise dell’irraggiamento e dell’energia prodotta a granularità 15 minuti, far valere il diritto all’indennizzo diventa un esercizio difficile.
Tempismo e denaro: il Mercato del Giorno Prima
La remunerazione non è forfettaria. Segue la higher of rule prevista dalla normativa UE: la compensazione deve essere almeno equivalente al maggiore tra i costi di gestione supplementari causati dal ridispacciamento e le entrate nette perse dalla mancata vendita dell’energia sul Mercato del Giorno Prima (MGP).
Il valore finale per il produttore dipende dal tempismo degli ordini di Terna. Se il curtailment viene comunicato prima della chiusura del MGP, il produttore può rimodulare le proprie offerte e la tutela copre il rischio volume. Se l’ordine arriva in tempo reale a causa di criticità improvvise sul Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento (MBR), la valorizzazione segue dinamiche di emergenza ma garantisce comunque la copertura dei mancati ricavi netti.
PPA e certezza del diritto: un segnale per chi investe
Per gli investitori e i finanziatori di grandi impianti legati a Power Purchase Agreement (PPA), questa delibera è una pietra miliare nella mitigazione del volume risk. Anche se la remunerazione avviene al prezzo zonale e non al prezzo fisso del PPA, l’esistenza di un floor garantito dalla regolazione stabilizza i flussi di cassa.
L’Autorità chiarisce che “i servizi di modulazione straordinaria a scendere hanno carattere emergenziale e si rendono necessari in assenza di risorse a scendere disponibili sul Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento”. I costi di questa operazione, precedentemente indicati come Pwind, trovano ora copertura strutturale nella Sezione 3-24.7 del TIDE, in modo che il sistema sia finanziariamente sostenibile e integrato nel costo del dispacciamento.
Cosa cambia per chi gestisce un impianto FV oggi
Sul piano operativo le ricadute pratiche sono tre.
Prima ricaduta: il business plan diventa più robusto. L’eliminazione delle 60 ore di franchigia annua per il fotovoltaico, combinata con l’estensione dell’indennizzo a tutte le fonti non programmabili, riduce il volume risk implicito nei piani finanziari. Per impianti commercial & industrial sopra una certa taglia, la differenza in termini di IRR è misurabile.
Seconda ricaduta: il monitoraggio diventa un asset, non un costo. Per accedere all’indennizzo serve dimostrare l’energia che l’impianto avrebbe potuto produrre nei 15 minuti di curtailment. Senza dati certificati di irraggiamento e produzione, la pratica con il GSE è fragile. Investire in un sistema di telecontrollo e logging conforme oggi significa non lasciare soldi sul tavolo domani.
Terza ricaduta: l’accumulo cambia ruolo. Quando lo spegnimento ordinato può essere evitato accumulando l’energia in batteria invece di disperderla, l’accumulo smette di essere solo un dispositivo per aumentare l’autoconsumo e diventa una leva per evitare ordini di curtailment in zone congestionate.
Verso una rete resiliente
L’efficacia delle nuove disposizioni è partita il 1° aprile 2025. Si apre ora una finestra transitoria che si chiuderà il 31 gennaio 2026, data in cui la disciplina della mancata produzione confluirà definitivamente nel TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico).
Questa riforma segna il passaggio delle rinnovabili da ospiti della rete a pilastri del sistema. Il GSE e Terna hanno ora gli strumenti per gestire la sovrabbondanza energetica senza penalizzare chi investe nella transizione. La sfida però resta infrastrutturale: passare da una gestione basata sullo spegnimento a una rete capace di accogliere ogni singolo raggio di sole richiede infrastrutture, accumulo e capacita di programmazione che oggi non esistono ancora alla scala necessaria.
Per chi sta valutando un impianto fotovoltaico aziendale o sta gestendo una flotta di impianti già operativi, il messaggio operativo è chiaro: il quadro regolatorio è diventato più favorevole, ma per portarsi a casa il vantaggio servono progettazione, misura e capacità di interloquire correttamente con GSE e Terna. Richiedi una valutazione gratuita: analizziamo il tuo profilo di consumo e produzione e ti diciamo come questa delibera incide sui numeri reali del tuo investimento.