Adeguati alla Delibera ARERA 385/2025: evita sanzioni, proteggi i tuoi incentivi, ottieni il massimo contributo.
Premessa
La Delibera 385/2025/R/EEL introduce modifiche sostanziali alla procedura RIGEDI [Allegato A.72 del codice di rete Terna] e impone, per gli impianti fotovoltaici ed eolici connessi in media tensione [MT] e con potenza ≥ 100 kW, l’adozione del Controllore Centrale d’Impianto [CCI] con la funzione PF2 [Limitazione della potenza attiva su comando esterno del DSO].
Questa informativa spiega in modo pratico:
- A chi si applica la norma.
- Quali sono gli obblighi e le scadenze.
- Come funzionano i contributi forfetari e le finestre temporali.
- Quali verifiche effettueranno il DSO [Distribution System Operator] e il TSO [Transmission System Operator].
- la soluzione HBA.
Adeguarsi è obbligatorio, ma farlo subito conviene.
La Delibera si applica agli impianti di generazione distribuita fotovoltaici ed eolici connessi alla rete di media tensione aventi potenza nominale ≥ 100 kW. Non rientrano nell’ambito: impianti connessi alla rete di bassa tensione, impianti con potenza nominale < 100 kW e, in generale, tutti gli impianti di produzione di energia da fonte non fotovoltaica o eolica.
La Delibera distingue per classe di potenza la qualificazione “esistente”/“nuovo” sulla base di date-soglia relative alla richiesta di connessione e all’entrata in esercizio. Tale distinzione è fondamentale perché:
- gli impianti definiti esistenti hanno scadenze differite per il retrofit e possono beneficiare dei contributi forfettari;
- gli impianti definiti nuovi devono essere conformi già al momento dell’allaccio [PF2 attiva alla connessione] e non accedono ai contributi fortettari.
Un impianto è definito esistente quando rientra tra i seguenti casi:
Impianti ≥ 1 MW
- Richiesta di connessione presentata entro l’entrata in vigore della Delibera [5 agosto 2025].
- Entrati in esercizio entro il 28 febbraio 2026.
Impianti tra 500 kW e < 1 MW
- Richiesta di connessione presentata entro il 5 agosto 2025.
- Entrata in esercizio entro il 28 febbraio 2027.
Impianti tra 100 kW e < 500 kW
- Richiesta di connessione presentata entro il 31 ottobre 2025 [data entro cui il CEI deve definire modalità semplificate].
- Entrata in esercizio entro il 31 marzo 2027
La definizione PF2 [Prestazione funzionale 2] definisce un insieme di funzioni di regolazione della potenza attiva e reattiva [descritte negli Allegati O e T alla CEI0-16], attraverso le quali è previsto che il CCI possa agire sugli impianti. La Delibera indica l’obbligatorietà della sola funzione PF2 limitazione della potenza attiva su comando esterno proveniente dal DSO. In pratica:
- Il TSO invia un comando al DSO, il quale a sua volta invia un comando al CCI.
- Il CCI interpreta il comando e invia ai singoli inverter i setpoint di limitazione per raggiungere la soglia di potenza richiesta al punto di connessione.
- Gli inverter modulano la produzione senza disconnettere l’impianto.
La Delibera prescrive che il CCI implementi la PF2 secondo le specifiche CEI applicabili [CEI 0-16 e relativi allegati]. Se il CCI è già presente, spesso la PF2 può essere abilitata con un aggiornamento software; se gli inverter non sono pilotabili, può essere necessaria la loro sostituzione o integrazione.
Consulta l’elenco compatibilità per verificare se il tuo inverter è pilotabile.
La Delibera ARERA 564/2025, pubblicata il 23 dicembre 2025, aggiorna le tempistiche di adeguamento introdotte dalla precedente Delibera ARERA 385/2025, relative agli obblighi di limitazione della potenza attiva (PF2) per gli impianti di generazione distribuita connessi in media tensione.
È importante chiarirlo fin da subito:
la Delibera 564/2025 non modifica gli obblighi tecnici, né il perimetro degli impianti coinvolti, ma proroga e ridefinisce le scadenze per l’adeguamento dei sistemi di controllo, in particolare del Controllore Centrale di Impianto (CCI), rendendo l’applicazione della normativa più coerente con la complessità degli interventi richiesti.
Rispetto alle scadenze originariamente previste dalla Delibera ARERA 385/2025, la 564/2025 introduce una proroga sostanziale delle tempistiche (dai 10 ai 12 mesi), mantenendo invariati:
-
l’obbligo di installazione e configurazione del Controllore Centrale di Impianto (CCI);
-
l’attivazione della funzione PF2 – limitazione della potenza attiva su comando esterno;
-
l’applicazione della procedura RIGEDI in caso di esigenze di sicurezza della rete.
La Delibera ARERA 564/2025 definisce scadenze differenziate in funzione della classe di potenza degli impianti esistenti.
Impianti di potenza ≥ 1 MW
-
Adeguamento entro il 31 dicembre 2026
(o entro la data di entrata in esercizio, se successiva).
Impianti di potenza ≥ 500 kW e < 1 MW
-
Adeguamento entro il 31 dicembre 2027.
Impianti di potenza ≥ 100 kW e < 500 kW
-
Adeguamento entro il 31 marzo 2028.
Per questa classe, le modalità applicative semplificate restano demandate alle norme CEI, il cui termine di definizione è stato posticipato al 31 ottobre 2026.
Nota: essere in regola entro la data di obbligo evita sanzioni e la possibile sospensione delle partite economiche erogate dal GSE; tuttavia, per ottenere il contributo pieno bisogna comunicare l’avvenuto adeguamento nelle finestre temporali anticipate previste [vedi Contributi forfetari e finestre temporali].
Per gli impianti esistenti delle due classi soggette a contributo, l’Autorità prevede contributi forfetari provvisori e coefficienti decrescenti in funzione della data di comunicazione dell’adeguamento:
Impianti ≥ 1 MW
- Non sono previsti contributi
Impianti 500 kW ≤ P < 1 MW → Valore base contributo: 10.000 €
Coefficienti e finestre:
- 1,00 se la comunicazione avviene entro 31/12/2026 → valore contributo: 10.000 €
- 0,75 se comunicata tra 1/03/2026 – 03/11/2027 → valore contributo: 7.500 €
- 0,50 se comunicata tra 1/07/2026 – 03/03/2028 → valore contributo: 5.000 €
- 0,25 se comunicata tra 1/11/2026 – 31/12/2028 → valore contributo: 2.500 €
- 0,00 se dopo 28/02/2027 → nessun contributo
Impianti 100 kW ≤ P < 500 kW → Valore base contributo: 7.500 €
Coefficienti e finestre:
- 1,00 se la comunicazione avviene entro il 31/03/2028 → valore contributo: 7.500 €
- 0,75 se comunicata tra 1/04/2026 – 31/07/2027 → valore contributo: 5.625 €
- 0,50 se comunicata tra 1/08/2026 – 30/11/2027 → valore contributo: 3.750 €
- 0,25 se comunicata tra 1/12/2026 – 31/03/2028 → valore contributo: 1.875 €
- 0,00 se dopo 31/03/2028 → nessun contributo
I valori sopra indicati sono provvisori/minimi e soggetti a definizione definitiva da parte dell’Autorità e agli stanziamenti/criteri di erogazione previsti in sede CSEA/CSE. Le finestre dettagliate e le date esatte devono essere verificate sul testo ufficiale e nelle comunicazioni dei DSO.
- Il produttore comunica l’avvenuto adeguamento al DSO con allegata la dichiarazione ai sensi del DPR 445/2000 redatta da tecnico abilitato non dipendente e il Regolamento di Esercizio aggiornato [documentazione fondamentale anche per l’erogazione del contributo].
- Il DSO effettua verifiche da remoto e, se necessario, sopralluoghi a campione entro i termini previsti dalla Delibera. A ogni sopralluogo è previsto un corrispettivo pari a 200 €. In caso di esito positivo il contributo viene erogato secondo modalità indicate. In caso di esito negativo il produttore riceve indicazioni per le azioni correttive e tempistiche per l’adeguamento.
- Se le verifiche falliscono definitivamente e persistono inadempienze, l’impianto può essere inserito nell’elenco inadempienti e perdere il diritto al contributo [oltre ai rischi contrattuali].
- Aggiornamento software CCI: molti impianti con CCI già installato possono abilitare la PF2 via software.
- Sostituzione / upgrade inverter: necessaria se gli inverter non sono pilotabili; in molti casi si tratta di attività previste comunque da cicli di obsolescenza.
- CCI semplificato: per impianti tra 100 e 500 kW la Delibera prevede modalità semplificate che il CEI dovrà dettagliate [es: incremento della soglia massima di errore sulla misura] per contenere i costi.
- Perdita del contributo (se si comunica l’adeguamento oltre l’ultima finestra).
- Sospensione delle partite economiche (GSE) in caso di mancato adeguamento oltre la scadenza obbligatoria.
- Inserimento nell’elenco degli inadempienti e possibili azioni contrattuali/disconnessione in caso di inadempienze persistenti dopo ripetute verifiche negative.
La nostra soluzione
Il CCI è un sistema che ha il compito di monitorare e controllare ogni impianto di produzione di energia da fonte rinnovabile ≥ 100 kW. Installato nel Punto di consegna, il CCI comunica attraverso il canale dedicato con il Distributore [DSO], il quale a sua volta avrà il compito di rendere disponibili le informazioni di ogni impianto al TSO.
Il CCI di Ste Energy, fornito da HBA, soddisfa tutte le funzionalità previste delle normativa ARERA e ottempera a tutte e tre le tipologie di Prestazioni funzionali:
- PF1 [obbligatorie], ossia l’acquisizione e lo scambio dei dati di misura al punto di connessione [osservabilità]
- PF2 [alcune obbligatorie e altre opzionali], funzionalità di regolazione: limitazione della potenza attiva e regolazione della potenza reattiva [controllabilità]
- PF3 [facoltative]: funzionalità relative alla gestione ottimizzata di impianto e la partecipazione a MSD [Mercato Servizi di Dispacciamento] [scambio dati]
L’offerta di HBA prevede l’attivazione delle funzionalità obbligatorie [PF1 e funzionalità PF2 “Limitazione della potenza attiva su comando esterno del DSO”], mentre le funzionalità opzionali/facoltative saranno determinate a consuntivo [o con preventivo dedicato].
Il CCI di Ste Energy, fornito da HBA, consiste in un quadro elettrico metallico, da montare a muro, che ha le caratteristiche indicate nella specifica allegata e che presenta le seguenti apparecchiature principali:
- n. 1 PLC/RTU
- n. 1 Switch/Router
- n. 1 Analizzatore di rete
- n. 1 NTP Server con antenna GPS
Comunicazione
Il CCI è dotato delle seguenti interfacce di comunicazione:
- n.1 interfaccia ethernet in fibra ottica 100FX, per la comunicazione con il DSO tramite il protocollo IEC61850 “sicuro” [supporto TLS 1.2+ in accordo con lo standard IEC 62351]
- n.1 interfaccia ethernet RJ45 per la comunicazione con tutti gli attori abilitati al controllo da remoto [es. BSP]
- n.1 interfaccia ethernet RJ45 per la comunicazione con la rete di impianto.
Il CCI supporta i principali protocolli di comunicazione standard per la comunicazione con l’impianto e/o eventuali sistemi di monitoraggio [es. Modbus TCP]
Cybersecurity
Il CCI rispetta i requisiti di cybersecurity richiesti dalla norma CEI 0-16, ed è quindi conforme ai seguenti standard del settore:
- FIPS 140-2
- IEC 62443-4-1
- IEC 62443-4-2
- IEC 62351-3
Per rispettare le prescrizioni ARERA relative alla funzionalità PF2 – Limitazione della Potenza Attiva su comando esterno del DSO, un impianto fotovoltaico deve essere in grado di ricevere un comando dal gestore di rete e ridurre la potenza immessa in rete in modo controllato, tracciabile e conforme.
Questo significa che il Controllore Centrale di Impianto [CCI] deve:
- Comunicare in modo bidirezionale con gli inverter
- Impostare un setpoint di potenza attiva
- Verificare l’effettiva applicazione della regolazione
- Garantire stabilità durante le transizioni
Il punto critico non è il CCI.
Il punto critico sono gli inverter.
Molti impianti in esercizio – soprattutto quelli con inverter datati, fuori produzione – non supportano nativamente la modulazione continua del setpoint o presentano limitazioni firmware che rendono complessa la pilotabilità diretta.
Qui si gioca la differenza tra installare un dispositivo e conoscere l’elettronica di potenza.
Grazie al nostro know-how sugli inverter fotovoltaici, rendiamo pilotabili inverter di qualunque marca, anche datati, evitando sostituzioni non necessarie e preservando l’infrastruttura esistente.
Affinché la funzionalità PF2 sia correttamente implementata, gli inverter devono essere tecnicamente integrati in un’architettura di comunicazione coerente e progettata in funzione delle loro caratteristiche effettive.
La modalità con cui questa pilotabilità viene realizzata dipende dalla configurazione dell’impianto.
Esistono 3 architetture di sistema principali.
1. Pilotabilità tramite Data Logger di terze parti
Nei casi in cui l’impianto sia dotato di un data logger già presente e compatibile, il CCI può interfacciarsi direttamente con esso.
In questa architettura:
- Il data logger funge da nodo di comunicazione verso gli inverter
- Il CCI invia il setpoint di potenza attiva
- Gli inverter applicano la regolazione in modo continuo
È la soluzione più lineare, applicabile quando il data logger supporta la comunicazione bidirezionale e gli inverter sono nativamente modulabili.
2. Pilotabilità tramite CCI-Edge [Gateway multi-inverter]
Quando il data logger presente non è compatibile o l’architettura di comunicazione è eterogenea, la pilotabilità può essere ottenuta tramite CCI-Edge, gateway industriale multi-inverter.
In questa configurazione, il CCI-Edge:
- Gestisce la comunicazione diretta con inverter centralizzati e/o di stringa
- Uniforma protocolli differenti [anche in impianti multimarca]
- Consente la regolazione del setpoint di potenza attiva
- Estende la compatibilità anche a inverter meno recenti
Questa architettura permette di evitare la sostituzione del data logger e preservare l’infrastruttura esistente, garantendo comunque piena controllabilità.
3. Pilotabilità tramite logica ON/OFF “a gradini”
Nei casi più complessi – tipicamente impianti con inverter datati o non modulabili – la regolazione può essere implementata tramite controllo ON/OFF a gradini, introdotto dalla Variante V5 della CEI 0-16.
In questa architettura:
- La riduzione di potenza avviene per step discreti
- Vengono disattivati gruppi di inverter secondo logiche temporizzate
- Il ramp-rate complessivo dell’impianto viene rispettato
- È possibile portare singoli inverter nello stato OFF e riarmarli in modo coordinato
Questa modalità consente di rendere adeguabili anche inverter che non supportano la modulazione fine del setpoint, evitando interventi invasivi o sostituzioni complete.
Nella maggior parte degli impianti utility scale, la comunicazione tra CCI e inverter avviene tramite il data logger già installato in campo.
Il data logger rappresenta il nodo centrale attraverso cui transitano:
- Dati di produzione
- Comandi di regolazione
- Segnali di limitazione della potenza
Per garantire la piena conformità PF2, è quindi necessario che:
- Il CCI sia compatibile con il data logger
- Il data logger consenta il pilotaggio remoto degli inverter
- L’intera catena di comunicazione sia stabile, sicura e deterministica
Compatibilità nativa: integrazione diretta con i principali data logger di mercato
Il nostro CCI nasce con compatibilità nativa verso diversi data logger diffusi nel mercato fotovoltaico utility scale.
Questo significa:
- Integrazione diretta senza hardware aggiuntivo
- Tempi rapidi di attivazione della funzionalità PF2
- Architettura semplificata
- Riduzione dei rischi di configurazione
Il CCi-Edge rappresenta l’elemento chiave della nostra offerta integrata per l’adeguamento normativo ARERA – funzionalità PF2, perché consente al sistema di agire direttamente sul setpoint di Potenza Attiva, come richiesto dal comando esterno del DSO.
Se un inverter è tecnicamente controllabile, CCI-Edge è in grado di pilotarlo.
Questo vale anche per inverter di generazioni precedenti, spesso presenti in impianti utility scale oggetto di retrofit o rigenerazione.
1. Compatibilità con inverter datati e retrofit di impianti esistenti
Molti impianti fotovoltaici in esercizio presentano:
- Inverter fuori produzione
- Firmware non aggiornabili
- Protocolli proprietari
- Architetture di comunicazione stratificate nel tempo
CCI-Edge è progettato per operare in questi contesti complessi, diventando il layer di interoperabilità che consente di:
- Estendere la vita utile dell’infrastruttura esistente
- Evitare la sostituzione degli inverter
- Ridurre i costi di adeguamento PF2
- Mantenere la continuità operativa
Non richiede la riprogettazione dell’impianto: si integra nell’architettura esistente.
2. Architetture di sistema
a. Funzionalità gateway PF2
b. Transparent tunneling
La funzionalità Transparent Tunneling permette di far coesistere due master sul protocollo seriale half duplex. L’esportazione dei dati dagli inverter verso il sistema SCADA (p.e.) avviene in modo diretto e trasparente, senza necessità di riconfigurare l’infrastruttura esistente.
Questa soluzione è ideale per chi desidera potenziare la propria infrastruttura con tecnologie edge computing, senza rinunciare alla stabilità e alla continuità del monitoraggio energetico.
La Variante V5 della CEI 0-16 introduce il controllo a gradini come modalità ammessa di regolazione della potenza attiva.
Questo passaggio è tecnicamente rilevante perché consente di affrontare un problema concreto: la non pilotabilità diretta di molti inverter, in particolare quelli di generazioni meno recenti.
In numerosi impianti esistenti, infatti, gli inverter non supportano:
- La modulazione continua del setpoint di potenza
- L’aggiornamento firmware per implementare nuove logiche di regolazione
- Protocolli evoluti di controllo remoto
Con l’introduzione del controllo a gradini, diventa possibile realizzare la riduzione di potenza attraverso logiche di spegnimento e riattivazione controllata, nel rispetto dei vincoli di ramp-rate e delle dinamiche richieste dalla rete.
Ciò significa che anche inverter datati o non pienamente pilotabili possono essere adeguati, evitando la loro sostituzione ai fini dell’adeguamento normativo.
1. Cos’è il controllo ON/OFF “a gradini” degli inverter
La soluzione ON/OFF “a gradini” è una logica di regolazione della potenza attiva che consente di ridurre la produzione di un impianto fotovoltaico in modo progressivo, controllato e coordinato, intervenendo direttamente sugli inverter o sui dispositivi di interfaccia.
Non si tratta di una modulazione analogica continua del setpoint, ma di una riduzione sequenziale per step, ottenuta attraverso:
- Spegnimento controllato di gruppi di inverter
- Disattivazione progressiva di sezioni di campo
- Gestione temporizzata delle transizioni di stato
- Controllo del ramp-rate complessivo dell’impianto
2. Principio di funzionamento
La logica “a gradini” suddivide la potenza complessiva dell’impianto in blocchi discreti.
Ogni blocco può corrispondere a:
- Un singolo inverter
- Un gruppo di inverter
- Una stringa o sottosezione di campo
- Un quadro o una dorsale specifica
Quando viene richiesta una riduzione di potenza, il sistema:
- Calcola la potenza da ridurre rispetto alla potenza disponibile.
- Seleziona i blocchi da disattivare secondo una logica predefinita (proporzionale, rotazionale, prioritaria).
- Comanda lo spegnimento in sequenza controllata.
- Verifica il feedback operativo.
- Stabilizza il nuovo assetto prima di procedere allo step successivo.
L’effetto finale è una curva di riduzione scalettata, ma con dinamica controllata, evitando transizioni brusche sull’intera potenza di impianto.
3. Gestione del ramp-rate
Elemento centrale della soluzione è il controllo del ramp-rate, ovvero la velocità con cui varia la potenza immessa in rete.
Il sistema:
- Imposta intervalli temporali tra uno spegnimento e il successivo
- Verifica l’effettiva riduzione di potenza prima di procedere
- Evita oscillazioni o sovracorrezioni
- Mantiene la stabilità dell’impianto durante la transizione
4. Coordinamento tra inverter
Negli impianti con inverter multipli (centralizzati o di stringa), la gestione a gradini richiede coordinamento.
La logica di controllo può essere configurata secondo diversi criteri:
- Ripartizione proporzionale della riduzione
- Logica rotazionale per uniformare le ore di funzionamento
- Priorità tecnica (es. inverter meno efficienti o più sollecitati)
- Gestione multimarca con differenti tempi di risposta
Ogni inverter viene monitorato in tempo reale per:
- Stato operativo
- Potenza erogata
- Disponibilità alla regolazione
La riduzione non è mai cieca: è sempre validata da feedback.
5. Stato OFF e riarmo
Il controllo ON/OFF a gradini prevede la possibilità di portare uno o più inverter nello stato operativo “OFF”.
Questo stato implica:
- Disattivazione della funzione di regolazione
- Interruzione controllata della generazione
- Tracciabilità della transizione
Il sistema è predisposto per consentire il riarmo coordinato, ovvero la riattivazione progressiva degli inverter secondo sequenze temporizzate, evitando picchi improvvisi di potenza al ripristino. Tuttuavia, tale funzionalità è da verificare caso per caso, a seconda delle specifiche di ciascun impianto.
Il nostro Controllore Centrale di Impianto [CCI] garantisce un monitoraggio avanzato che permette di avere sotto controllo i parametri di funzionamento e produzione dell’impianto.
A differenza di molte soluzioni proprietarie, il nostro sistema è aperto: i dati non sono vincolati a piattaforme chiuse o a servizi in abbonamento.
Supervisione aperta, dati accessibili, nessun canone
Il CCI espone le informazioni tramite protocollo Modbus TCP, consentendo l’integrazione diretta con:
- SCADA di impianto
- Sistemi EMS
- Piattaforme di supervisione di terze parti
Il dato resta nella piena disponibilità del cliente.
Per i clienti che invece desiderano una soluzione completa e definitiva, garantiamo una soluzione integrata per monitoraggio [attraverso CCI-Edge]
- Passivo, visualizzazione e log dati
- Attivo, ricezione di alert configurabili
1. Accesso ai dati grezzi tramite Modbus TCP
Il sistema consente di accedere ai dati grezzi di funzionamento del CCI, senza intermediazioni proprietarie.
Tra le informazioni disponibili:
- Valori di produzione dell’impianto
- Stato della regolazione della potenza attiva [PF2]
- Stato comunicazione con inverter
- Anomalie e guasti di comunicazione
- Stato comunicazione verso DSO
- Parametri operativi del controllore
Questa architettura consente una supervisione completamente integrabile in sistemi esistenti.
2. Monitoraggio integrato All-in-One
Con l’nterfaccia Web per Monitoraggio CCI [locale e remoto] è possibile:
- Visualizzazione parametri e stati in tempo reale
- Monitoraggio produzione e potenza regolata
- Verifica stato comunicazioni impianto
- Consultazione log eventi e log allarmi
È disponibile inoltre la visualizzazione grafica dei parametri con campionamento a 5 min e storico dati fino a 2 anni – gestione FIFO.
3. Sistema di allarmi e notifiche per supervisione impianto
Oltre al controllo passico dei dati, è possibile procedere con un approccio attivo della gestione degli allarmi:
- Log allarmi CCI consultabile da interfaccia
- Configurazione indirizzi email multipli
- Abilitazione selettiva dei singoli eventi
È possibile scegliere di ricevere notifiche specifiche relative a:
- Stato IEC
- Comunicazione con DSO
- Comunicazione con inverter
- Anomalie di regolazione
- Errori di sistema
Il sistema consente una gestione puntuale e personalizzata della supervisione.
4. Sistema di raggiungibilità integrato e gratuito
L’interfaccia web è lòegatra a un sistema certificato di raggiungibilità integrato, fornito senza costi aggiuntivi.
Non è previsto alcun canone per:
- Accesso ai dati
- Utilizzo dell’interfaccia
- Consultazione storico
- Notifiche allarme
In un mercato dove il monitoraggio impianto fotovoltaico è spesso vincolato a piattaforme cloud con fee annuali, la nostra scelta è differente.
Il monitoraggio è incluso.
Il dato è del cliente.
HBA esegue le seguenti attività con l’attivazione della fornitura del CCI:
1 – Analisi e verifica della documentazione tecnica di impianto [es. schemi elettrici e architetture di comunicazione].
2 – Relazione documentale per la definizione delle attività di adeguamento dell’impianto, propedeutiche alla corretta installazione e al funzionamento del sistema CCI in funzione della documentazione fornita.
3 – Fornitura CCI secondo le prescrizioni della CEI 0-16.
4 – Programmazione CCI ed CCI-Edge [se incluso nella fornitura] ad hoc sulla base della documentazione di impianto ricevuta dal Cliente.
5 – Supporto tecnico remoto del nostro personale per la messa in servizio del CCI e/o eventuali prove di comunicazione con il DSO.
6 – Gestione delle pratiche al fine di ricevere il contributo dal DSO.
7 – Assistenza continua [post vendita, installazione, messa in servizio].
Documentazione di nostra competenza:
- Allegato 11
- Dichiarazione di conformità
- Assevereazione di avvenuto adeguamento
- Supporto per la realizzazione del nuovo regomento di esercizio
HBA esegue le seguenti attività, su specifica richiesta, con l’attivazione della fornitura del CCI:
1 – Analisi tecnica avanzata gratuita dello stato degli inverter con focus su ottemperanza specifica di controllabilità.
2 – Installazione e messa in servizio [CCI in formula integrata].
3 – Fornitura, installazione e messa in servizio in campo del sistema CCI-Edge.
4 – Fornitura servizi e accessori per attività di adeguamento dell’impianto propedeutiche all’installazione del CCI.
5 – CCI Support Service Light
- Aggiornamenti certificati cyber security.
- Aggiornamenti firmware CCI.
- Estensione del servizio di assistenza alle condizioni standard durante il periodo di validità del servizio.
