Il quadro elettrico fotovoltaico lato AC è il punto in cui l'impianto incontra la rete, e in Italia questo incontro si ripete in oltre 2 milioni di siti: a fine 2025 risultavano connessi 2.092.088 impianti fotovoltaici per 43.513 MW (QualEnergia su dati Italia Solare/Gaudì, 2026). Dentro quel quadro stanno le protezioni contro sovracorrenti e contatti indiretti, il dispositivo di interfaccia e il coordinamento con il contatore del distributore.
Un errore qui non resta sulla carta. Con il prezzo di riferimento ARERA per i clienti vulnerabili salito a 43,43 c€/kWh dal 1° ottobre 2026, +37,3% sul trimestre precedente (ARERA, 2026), ogni scatto intempestivo che ferma l'inverter costa autoconsumo al cliente. Questa guida resta solo sul lato corrente alternata: cosa montare, come tarare e cosa verificare prima della messa in servizio.
Punti chiave
- Il quadro lato AC contiene almeno dispositivo generale (DG), protezione della linea inverter e, quando richiesto, sistema di protezione di interfaccia (SPI) con dispositivo di interfaccia (DDI).
- La soglia che cambia tutto è 11,08 kW, cioè √3 × 400 V × 16 A: sotto si può usare l'SPI integrato nell'inverter, sopra serve in genere un quadro di interfaccia esterno.
- Il differenziale tipo B è la scelta prudente con inverter senza trasformatore; il tipo A va giustificato dal manuale del costruttore.
- Le soglie SPI di base sono 1,15 Vn in 0,2 s per 59.S2 e 47,5 / 51,5 Hz in 0,1 s per le frequenze di seconda soglia.
- Dal 1° marzo 2026 è in vigore l'Allegato L della CEI 0-21 sul Sistema di Limitazione dell'Immissione (SLI).
Cosa contiene il quadro elettrico fotovoltaico lato AC?
Il quadro elettrico fotovoltaico lato AC raccoglie le apparecchiature tra uscita inverter e punto di consegna: magnetotermico differenziale della linea inverter, dispositivo generale, eventuale SPI esterno con DDI e scaricatori. La CEI 0-21 definisce il DG come l'apparecchiatura la cui apertura separa l'intero impianto dell'utente dalla rete (CEI 0-21 consolidata, 2025).
Per non sovrapporci ad altre guide fissiamo i confini. Il lato corrente continua, con fusibili di stringa e sezionatori, è trattato nella guida allo string box fotovoltaico: qui non lo ripetiamo. La scelta degli scaricatori è spiegata nell'articolo sugli SPD per fotovoltaico, che qui citiamo solo per la posizione nel quadro.
Allo stesso modo, il dimensionamento del dispersore e dei conduttori di protezione è nella guida alla messa a terra dell'impianto fotovoltaico. Le regole di connessione, il teledistacco e gli obblighi verso ARERA sono invece nella guida alla CEI 0-21 per installatori. Questo articolo si concentra su come quelle regole diventano componenti montati su guida DIN.
Dispositivo generale, di interfaccia e del generatore: chi fa cosa
I tre dispositivi hanno funzioni distinte e la norma li definisce in modo preciso. Il DDI separa l'impianto di produzione dalla rete su comando del sistema di protezione, il DDG separa il singolo generatore e il DG separa l'intero impianto utente (CEI 0-21 consolidata, 2025). Confonderli porta a schemi che non superano la verifica del distributore.
Il DG protegge e seziona l'impianto utente. Se c'è una sola linea di alimentazione coincide con il dispositivo generale di linea (DGL). Il DDI deve invece consentire il funzionamento in isola sui carichi privilegiati, quando previsto, e per questo sta a valle del DG ma a monte dei generatori.
Il SPI è il sistema di protezione associato al DDI: misura tensione e frequenza e comanda l'apertura quando i valori escono dalle soglie. Nei piccoli impianti SPI e DDI possono essere integrati nell'inverter. Nei manuali FIMER, ad esempio, lo standard ITALIA (CEI-021 IN) è indicato per SPI integrato, mentre ITALIA (CEI-021 EX) si usa con protezione esterna (FIMER, 2025).
Quando serve un SPI esterno e quando basta quello integrato?
Il valore di riferimento è 11,08 kW. La CEI 0-21 lo calcola come √3 × 400 V × 16 A (CEI 0-21 consolidata, 2025). Secondo la documentazione tecnica ABB, il quadro di interfaccia esterno è obbligatorio sopra 11,08 kW o con più di tre generatori, come negli impianti a microinverter (ABB, 2016).
Riassunto delle configurazioni più comuni:
- Fino a 11,08 kW, massimo tre inverter: SPI e DDI integrati nell'inverter ammessi; verifica con autotest e report allegato al regolamento di esercizio.
- Oltre 11,08 kW: quadro di interfaccia esterno con relè SPI certificato, DDI in categoria AC-3 o interruttore con bobina di minima e motore.
- Più di tre generatori (anche sotto 11,08 kW): SPI esterno unico che comanda il DDI, tipico con microinverter.
- Oltre 20 kW: contatto ausiliario del DDI e bobina di sgancio su DG, DGL o DDG per la funzione di rincalzo.
- Sempre con SPI esterno: alimentazione ausiliaria che mantenga relè e DDI per almeno 5 secondi in assenza di rete.
Il requisito dei 5 secondi viene spesso dimenticato. ABB lo realizza con un buffer a ultracondensatori da 24 V c.c. che sostiene relè, bobina del contattore e bobina di rincalzo (ABB, 2016). Senza buffer, un buco di tensione apre il DDI anche quando la rete rientra subito nei limiti, e l'impianto perde produzione senza un vero guasto.
Un secondo dettaglio pratico riguarda il contatto di feedback. Sui relè di interfaccia di ultima generazione ABB indica che la funzione di feedback attivo richiede sempre il cablaggio del contatto tra il relè e il DDI (ABB, 2025). Nei sopralluoghi su impianti esistenti è una causa ricorrente di allarmi che il cliente non sa spiegare.
Tarature SPI: le soglie da impostare secondo la CEI 0-21
Le regolazioni di base dell'SPI sono fissate dalla CEI 0-21 e riportate nei certificati di conformità degli inverter. Per la massima tensione 59.S2 la soglia è 1,15 Vn con intervento in 0,2 s, mentre la minima tensione 27.S1 interviene a 0,85 Vn in 1,5 s (certificato Bureau Veritas per ZCS, 2024).
Soglie di base dell'SPI (impostazione standard, rete 230/400 V):
- 59.S1 massima tensione (media mobile 10 minuti): 1,10 Vn, cioè 253 V fase-neutro.
- 59.S2 massima tensione: 1,15 Vn (264,5 V), intervento 0,2 s.
- 27.S1 minima tensione: 0,85 Vn (195,5 V), intervento 1,5 s.
- 27.S2 minima tensione: 0,15 Vn (34,5 V), intervento 0,2 s.
- 81>.S1 / 81<.S1 frequenza restrittiva: 50,2 Hz / 49,8 Hz, 0,1 s, attive solo con comando locale e segnale esterno.
- 81>.S2 / 81<.S2 frequenza permissiva: 51,5 Hz / 47,5 Hz, intervento 0,1 s.
I valori in volt fase-neutro arrivano dalla tabella di autotest FIMER, che ricorda anche come la soglia fase-fase si ottenga moltiplicando per √3 (FIMER, 2025). Le soglie restrittive di frequenza vanno abilitate solo su richiesta del distributore. Non attivarle "per sicurezza": aumentano gli scatti senza aggiungere protezione.
Dopo un cambio di edizione della norma vanno ricontrollate anche le impostazioni dei relè esterni. ABB segnala che sui propri relè certificati per l'edizione 2025 l'utente deve modificare le soglie preimpostate per adattarle ai nuovi requisiti (ABB, 2025). Il valore di fabbrica non è quindi una garanzia di conformità.
Differenziale tipo A o tipo B nel fotovoltaico?
Con inverter senza trasformatore la scelta prudente è il tipo B. Un convertitore in caso di guasto verso terra può generare correnti di dispersione continue o ad alta frequenza che i differenziali tipo AC e A non rilevano, e Hager cita gli impianti fotovoltaici tra le applicazioni tipiche dei tipo B (Hager, 2022).
Il tipo B interviene anche con correnti alternate fino a 1 kHz e con correnti continue livellate da circuiti polifase. Il tipo B+ aggiunge una protezione contro l'incendio, con interruzione entro 420 mA fino a 20 kHz. Si sceglie nei locali a maggior rischio di incendio, mentre nel quadro residenziale standard il tipo B basta.
Il tipo A resta ammesso quando il costruttore dell'inverter dichiara che l'apparecchio non può immettere correnti di guasto continue, di solito grazie a un monitoraggio interno della corrente residua. In quel caso conviene allegare al fascicolo tecnico la pagina del manuale che lo dice. È l'unico modo per difendere la scelta in sede di collaudo.
Un errore che si vede spesso nei rifacimenti è il vecchio differenziale tipo AC rimasto a monte della nuova linea inverter. Va sostituito, perché il problema non è solo normativo: un tipo AC può non intervenire affatto con una componente continua. Ricordiamo anche che il corretto intervento dei differenziali richiede una resistenza di terra del neutro del distributore inferiore a 180 Ω (CEI 0-21 consolidata, 2025).
Come si coordinano magnetotermico differenziale e linea inverter?
Il magnetotermico della linea inverter si sceglie partendo dalla corrente massima di uscita dell'inverter, non dalla potenza dei moduli. Un inverter ibrido trifase da 10 kW ha una corrente di uscita nominale di 16 A, mentre la versione da 20 kW arriva a 32 A (certificato Bureau Veritas per ZCS, 2024).
La taglia nominale del magnetotermico deve stare sopra la corrente massima dell'inverter e sotto la portata del cavo posato. La caduta di tensione va calcolata insieme, perché una linea AC lunga alza la tensione vista dall'inverter e può far scattare la soglia 59.S1 nelle ore di massima produzione. Per il calcolo dei cavi rimandiamo alla verifica in fase di progetto.
Il potere di interruzione del dispositivo generale deve essere almeno pari alla corrente di cortocircuito dichiarata dal distributore. Nelle tabelle di scelta ABB i quadri fino a circa 32 kW usano interruttori modulari con almeno 10 kA, mentre oltre si passa a scatolati da 15 kA (ABB, 2016).
Sul DDI conta la categoria di impiego. La corrente AC-3 del contattore deve superare sempre la corrente massima del generatore, o la somma dei generatori se sono più di uno. Infine la selettività: il differenziale della linea inverter dovrebbe essere coordinato con quello generale, ad esempio con un generale selettivo a monte, per evitare che un guasto sull'inverter tolga corrente a tutta la casa.
Cosa cambia nel 2026 per accumulo e quadro di parallelo?
Dal 1° marzo 2026 sono in vigore le disposizioni dell'Allegato L della CEI 0-21 sul Sistema di Limitazione dell'Immissione (SLI) (CEI 0-21 consolidata, 2025). Per chi progetta il quadro significa prevedere spazio e cablaggi per il misuratore o il controllore che limita l'immissione quando il distributore lo richiede.
L'edizione 2025 della norma ha aggiunto anche requisiti per il funzionamento in isola intenzionale, con dettagli specifici sui sistemi di accumulo, e un allegato sui controllori delle infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici (ABB, 2025). La variante V3 dell'ottobre 2025 ha modificato una nota sul DDI che rimandava a un articolo della CEI 64-8 cambiato nel 2024.
In pratica il quadro di parallelo diventa più affollato. Con batteria e wallbox, lo stesso quadro ospita la linea dell'inverter ibrido, quella della wallbox e talvolta un commutatore per i carichi privilegiati in backup. In queste configurazioni il DDI deve trovarsi a monte del nodo dei carichi privilegiati, altrimenti il funzionamento in isola resta collegato alla rete.
Una nota sul contesto. Nel 2025 le nuove connessioni residenziali sono scese a 198.667 impianti, contro 274.537 nel 2024 (QualEnergia su dati Italia Solare/Gaudì, 2026). Meno cantieri significa più attenzione per singolo impianto, e la qualità del quadro AC è uno degli elementi che il cliente vede davvero.
Checklist di cantiere: prove, documenti e messa in servizio
Prima della messa in servizio il quadro va provato e documentato. Con SPI integrato fino a 11,08 kW la verifica delle soglie si fa con la funzione di autotest dell'inverter, che produce un report PDF con l'esito di ogni soglia (FIMER, 2025). Con SPI esterno serve una cassetta di prova conforme.
Una sequenza di riferimento per il collaudo del quadro:
- Verificare lo schema del quadro contro il regolamento di esercizio: DG, DDI, DDG e SPI devono corrispondere a marca, modello e firmware dichiarati.
- Controllare tipo e sensibilità dei differenziali, con la documentazione del costruttore dell'inverter allegata se si usa il tipo A.
- Eseguire autotest o prova con cassetta di tutte le soglie SPI e salvare il report.
- Provare il contatto di feedback del DDI e, sopra 20 kW, la catena di rincalzo.
- Simulare la mancanza rete per verificare che il buffer tenga relè e DDI per almeno 5 secondi.
- Etichettare il quadro con l'avviso di doppia alimentazione e lo schema unifilare aggiornato.
La parte documentale chiude il cerchio. Per impianti fino a 200 kW su edifici con punto di prelievo già attivo si può usare il Modello Unico semplificato, previsto dal decreto del 2 agosto 2022 (Certifico, 2022). Le prove strumentali sono dettagliate nella guida al collaudo dell'impianto fotovoltaico, la dichiarazione nella guida al DM 37/08 per il fotovoltaico.
Le prove sulla protezione di interfaccia esterna vanno ripetute periodicamente: ABB indica una cadenza quinquennale secondo la CEI 0-21 (ABB, 2016). Inserirle nel contratto di manutenzione evita che il cliente le scopra solo dopo un richiamo del distributore. Se vuoi che schema, componenti del quadro e documenti di connessione restino nello stesso progetto, Reonic tiene insieme preventivo, progettazione e pratiche in un unico flusso.
Domande frequenti
Il quadro di interfaccia è obbligatorio per un impianto da 6 kW?
Di norma no. Per impianti fino a 11,08 kW con al massimo tre inverter la CEI 0-21 ammette SPI e DDI integrati nell'inverter, verificati con autotest. Il quadro esterno diventa necessario sopra 11,08 kW o con più di tre generatori, come nei sistemi a microinverter. Prima di decidere conviene comunque controllare il regolamento di esercizio richiesto dal distributore locale.
Che differenziale serve a valle dell'inverter fotovoltaico?
Con inverter senza trasformatore la scelta prudente è un differenziale tipo B, perché rileva anche le correnti di guasto continue e ad alta frequenza che il tipo A non vede. Il tipo A è accettabile solo se il manuale dell'inverter dichiara che l'apparecchio non immette correnti continue di guasto. Il tipo AC non va usato sulle linee inverter.
Ogni quanto si prova la protezione di interfaccia?
Per le protezioni di interfaccia esterne la documentazione ABB riferita alla CEI 0-21 indica una verifica periodica quinquennale, oltre alla prova iniziale alla messa in servizio. Con SPI integrato la prova si esegue con l'autotest dell'inverter. In entrambi i casi il report va conservato nel fascicolo dell'impianto e aggiornato a ogni modifica dei componenti.
Cos'è il rincalzo al dispositivo di interfaccia?
È una seconda via di separazione dalla rete che interviene se il DDI non si apre. Per impianti oltre 20 kW si realizza con il contatto ausiliario del DDI e una bobina di sgancio, di minima tensione o a lancio di corrente, che comanda il dispositivo generale, il DGL o il DDG. La catena di rincalzo va provata insieme alle soglie SPI.
Dove va montato il quadro elettrico fotovoltaico lato AC?
In posizione accessibile, vicino al contatore o al quadro generale dell'abitazione, con grado di protezione adeguato se all'esterno. Il DDI va a monte dei carichi privilegiati e a valle del DG. Le distanze dall'inverter incidono sulla caduta di tensione: linee lunghe alzano la tensione all'inverter e possono far scattare la soglia 59.S1.
