Nelle giornate estive più limpide capita che un impianto fotovoltaico, proprio nelle ore di massima resa, produca meno di quanto potrebbe – o smetta del tutto per qualche minuto. Non è un guasto nel senso tradizionale del termine: è l’inverter che, per rispettare i limiti di sicurezza della rete, limita la potenza immessa o si disconnette temporaneamente. Il fenomeno si concentra tipicamente tra le 11:30 e le 15:00, quando la produzione fotovoltaica di zona è massima e i consumi locali sono bassi.
Il meccanismo tecnico: perché la tensione sale
La rete di bassa tensione è stata storicamente progettata per portare energia dalle cabine di trasformazione alle utenze, in un solo senso. Con la diffusione del fotovoltaico, in molte zone il flusso si è invertito nelle ore centrali della giornata: sono le utenze a immettere energia in rete, non solo a prelevarla. Quando molti impianti immettono contemporaneamente e i consumi locali sono bassi – condizione tipica di un’area residenziale nelle ore lavorative estive – la tensione locale tende a salire, spesso proprio nella parte finale della linea di distribuzione, più lontana dal trasformatore.
Le soglie che fanno scattare la protezione: cosa prevede la CEI 0-21
Ogni inverter connesso alla rete di bassa tensione italiana deve rispettare le soglie di protezione previste dalla norma CEI 0-21, verificate dal Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) integrato o esterno. Le soglie di massima tensione più rilevanti sono due: la protezione 59.S1 interviene all’110% della tensione nominale con un ritardo di 600 secondi (10 minuti, calcolati come media mobile), mentre la protezione 59.S2 interviene più rapidamente, al 115% della tensione nominale, con un ritardo di soli 0,2 secondi. È proprio la soglia a 10 minuti quella più frequentemente coinvolta nei fenomeni di tensione alta in estate, perché si attiva per condizioni di sovratensione prolungata piuttosto che per picchi istantanei.
Prima di arrivare al distacco, però, gli inverter moderni dispongono di funzioni di supporto alla rete pensate proprio per evitare l’intervento della protezione: possono ridurre gradualmente la potenza immessa in caso di rilevamento di tensioni prossime alla soglia massima locale (limitazione di potenza), o regolare il fattore di potenza per contribuire alla stabilità della tensione di zona.
Quando queste funzioni non bastano a riportare la tensione entro i limiti, scatta la disconnessione, seguita da un tempo di attesa (tipicamente 60 secondi dal rientro dei parametri nei limiti) prima del tentativo di riconnessione.
La novità 2026: dal distacco automatico al telecontrollo governato dalla rete
Per gli impianti di potenza maggiore, connessi in media tensione, la gestione della sovrapproduzione sta diventando meno “passiva” e più coordinata con il gestore di rete. La delibera ARERA 23/2026, in vigore dal 16 marzo 2026, ha introdotto l’obbligo di telecontrollo, ed eventualmente teledistacco, per gli impianti di potenza superiore ai 100 kW in su connessi in media tensione: il distributore può limitare o interrompere da remoto la produzione in caso di criticità del sistema, senza bisogno di un intervento manuale in campo.
Per questi impianti, la norma richiede infatti un Controllore Centrale d’Impianto (CCI) in grado di dialogare con il gestore di rete e gestire i comandi di limitazione in tempo reale (Servizio di Limitazione Istantanea, SLI).
Cosa cambia nella progettazione di un impianto
Il punto centrale, dal punto di vista progettuale, non è eliminare il rischio di sovratensione – che dipende in larga parte dalle condizioni della rete elettrica – ma ridurre la probabilità che l’inverter debba intervenire, e farlo nel modo meno penalizzante possibile per la produzione.
Alcune leve concrete:
- Dimensionamento e configurazione dell’inverter: scegliere inverter con funzioni di grid support avanzate, riduce la frequenza dei distacchi netti a favore di riduzioni di potenza più contenute e meno impattanti sulla resa annua;
- Qualità della connessione AC: cavi sottodimensionati o morsetti poco serrati aumentano la caduta di tensione tra inverter e punto di consegna, facendo sì che l’inverter misuri una tensione più alta di quella reale e limiti prima del necessario. Un dimensionamento corretto dei cavi AC, secondo le indicazioni tecniche di settore, riduce questo effetto;
- Gestione intelligente: attivare in modo programmato carichi compatibili (pompe di calore, accumulo termico, ricarica veicoli, processi industriali non critici) nelle ore di massima produzione riduce l’immissione netta in rete e, con essa, la pressione sulla tensione locale – trasformando un problema di rete in un’opportunità di autoconsumo.
- Accumulo dimensionato sul profilo reale: un sistema di accumulo correttamente dimensionato assorbe l’eccesso di produzione nelle ore critiche, riducendo sia l’immissione in rete e, di conseguenza, la probabilità di limitazione per sovratensione.
Quando serve una verifica ufficiale
Se i dati di monitoraggio mostrano limitazioni sistematiche nelle ore centrali, con tensione elevata durante l’anomalia, la strada corretta, a valle della verifica delle connessioni AC, è la verifica ufficiale della tensione con il distributore di zona. È un passaggio che richiede documentazione puntuale – date, orari, valori di tensione registrati durante l’evento – ed è l’unico modo per accertare se il problema dipende dalla rete pubblica e se è necessario l’intervento del distributore di zona.
Serve una valutazione tecnica sul tuo impianto? Se il tuo impianto mostra limitazioni ricorrenti nelle ore centrali della giornata, il team di Equa Ingegneria può analizzare i dati di produzione, verificare il dimensionamento elettrico e valutare le soluzioni più adatte – dalla richiesta di verifica ufficiale alla gestione dei carichi o al dimensionamento dell’accumulo.
Contattaci per una consulenza tecnica!
