In Germania, Danimarca e Paesi Bassi esiste da anni un concetto che in Italia è ancora quasi sconosciuto: la Virtual Power Plant, o centrale elettrica virtuale. Non è un edificio né un impianto — è un software che aggrega decine o centinaia di piccoli impianti fotovoltaici dispersi sul territorio e li coordina come se fossero un’unica centrale, cedendo energia alla rete nei momenti di congestione e ricevendo in cambio una compensazione economica. In Italia nel 2026 questo modello sta diventando tecnicamente accessibile per i condomini e per le CER di medie dimensioni, anche se il mercato dei servizi di bilanciamento alla rete è ancora nelle prime fasi di apertura agli impianti piccoli.

Questa guida spiega come funziona il modello VPP, cosa è già possibile in Italia oggi, cosa è in arrivo con i nuovi mercati della flessibilità, e come una CER o un condominio con accumulo può posizionarsi per sfruttarlo.

Come funziona una Virtual Power Plant

Il principio è semplice: la rete elettrica deve essere sempre in equilibrio — la produzione deve corrispondere esattamente ai consumi in ogni momento. Quando c’è troppa produzione rinnovabile (sole o vento intensi) o troppo poco consumo, il gestore della rete (in Italia: Terna) deve intervenire per riequilibrare il sistema. Storicamente lo faceva modulando le grandi centrali termoelettriche. Sempre più spesso, nel 2026, lo fa pagando “aggregatori” di flessibilità che possono aumentare o diminuire rapidamente consumi o produzioni di molti piccoli impianti coordinati.

Una VPP è esattamente questo aggregatore: raccoglie i segnali di Terna (“ho bisogno di più consumo” o “ho bisogno di meno produzione”), li traduce in istruzioni per i singoli impianti connessi, e distribuisce la compensazione economica ai proprietari.

Dal punto di vista del singolo condominio o della singola CER: il proprio sistema di accumulo cede il controllo a un aggregatore per alcune ore al giorno (tipicamente 2-4 ore, nelle finestre di maggiore congestione), in cambio di un compenso fisso mensile o per kWh di flessibilità fornita. L’autonomia del sistema viene garantita contrattualmente — il sistema di accumulo non viene svuotato completamente e mantiene una riserva per l’autoconsumo locale.

Lo stato attuale in Italia: cosa è già possibile

In Italia nel 2026, il mercato dei servizi di bilanciamento alla rete (mercato MSD — Mercato del Servizio di Dispacciamento) è formalmente aperto alle Unità Virtuali Aggregate (UVA) di piccoli impianti dal 2022, ma nella pratica è ancora dominato dagli impianti grandi. Le barriere per i piccoli: requisiti tecnici complessi (protocolli di comunicazione standardizzati, tempi di risposta garantiti), soglie minime di potenza aggregata (tipicamente 1 MW per partecipare ai mercati di Terna), costi di integrazione dei sistemi.

Quello che è già accessibile concretamente:

Programmi di demand response dei DSO (gestori di rete di distribuzione): E-Distribuzione e altri DSO stanno avviando programmi pilota per remunerare i condomini con accumulo che accettano di modulare i prelievi nelle ore di picco della rete locale. Questi programmi non richiedono la soglia del MW — operano a livello di cabina secondaria. Compenso tipico: 30-80 euro/MWh di flessibilità fornita, per 50-100 ore/anno.

Aggregatori privati che intermediano la flessibilità: alcune società (Electreon, Enel X, Edison Energia, Iberdrola Italia) offrono contratti di aggregazione virtuale che accettano anche impianti da 50-200 kWh di accumulo, aggregandoli con altri per raggiungere la soglia di partecipazione ai mercati. Il compenso viene distribuito proporzionalmente alla flessibilità fornita da ciascun impianto.

Quanto vale economicamente per un condominio

I calcoli dipendono molto dalla configurazione specifica e dal contratto con l’aggregatore. Una stima orientativa per un condominio con accumulo da 50 kWh (dimensionamento tipico per 8-10 appartamenti):

Flessibilità tipicamente cedibile all’aggregatore: 15-30 kWh per evento × 50 eventi/anno = 750-1.500 kWh annui di flessibilità. Compenso medio: 50-70 euro/MWh. Ricavo annuo: 37-105 euro. Non è una cifra enorme — ma è un reddito passivo generato da un sistema che altrimenti resterebbe inattivo nelle ore di congestione, senza alcun impegno operativo da parte del condominio.

Il valore aumenta significativamente con sistemi di accumulo più grandi (100-200 kWh) tipici delle CER di medie dimensioni: 150-400 euro/anno di ricavo aggiuntivo dai servizi di flessibilità, che si sommano alla tariffa incentivante GSE e al risparmio in bolletta.

Come posizionarsi per sfruttarlo: le scelte da fare adesso

Chi sta progettando un sistema di accumulo per un condominio o per una CER nel 2026 dovrebbe tenere conto di questi elementi per non precludersi l’accesso futuro ai servizi di flessibilità.

Scegliere inverter e batterie con protocolli di comunicazione aperti (Modbus TCP, OCPP, o API certificate dall’aggregatore). I sistemi “chiusi” di alcuni produttori non sono integrabili negli aggregatori VPP. Prima di acquistare, verificare la compatibilità con i principali aggregatori attivi in Italia.

Dimensionare l’accumulo con un margine di flessibilità: un sistema dimensionato esattamente per l’autoconsumo locale (senza margine) non può cedere flessibilità senza compromettere il comfort degli utenti. Aggiungere il 20-30% di capacità rispetto al minimo necessario per l’autoconsumo crea la “riserva di flessibilità” cedibile all’aggregatore.

Inserire nel contratto con l’installatore la clausola di compatibilità VPP: un buon installatore specializzato in sistemi condominiali o CER sa già come configurare il sistema per la futura partecipazione ai servizi di flessibilità. Se l’installatore non conosce il tema, è un segnale da considerare nella scelta.

Leggi anche: Il catasto energetico condominiale — CER e aziende: come aderire — La tariffa incentivante CER — Arbitraggio energetico domestico.

Fonti: D.Lgs. 199/2021 art. 31 (Unità Virtuali di Consumo); ARERA, delibera 300/2017/R/eel (aggregazione della domanda); Terna, regole tecniche MSD per UVA (2024); E-Distribuzione, programmi pilota demand response 2025-2026; rapporto RSE “Virtual Power Plant in Italia” 2025. Aggiornato giugno 2026.