Lo SPD fotovoltaico diventa obbligatorio quando la lunghezza massima del percorso tra convertitore e punti di connessione dei moduli supera la lunghezza critica: in ambiente residenziale vale 115/Ng, quindi con una densità di fulminazione di 4 fulmini al km² all'anno bastano 28,75 m di percorso DC (ElettricoMagazine, 2024). Su un tetto a falde con due stringhe e l'inverter in garage, quella soglia si supera quasi sempre.
Il contesto climatico non aiuta a rimandare la decisione. Nel 2025 in Italia sono stati rilevati 385.577 fulmini nuvola terra, e l'Italia è risultata il paese europeo più colpito della stagione estiva, con densità regionali fino a 4,43 fulmini CG per km² all'anno in Veneto e picchi provinciali di 7,73 a Lecco (Meteorage, 2026).
Punti chiave
- La lunghezza critica Lcrit vale 115/Ng in ambiente residenziale, 200/Ng per impianti a terra e 450/Ng in ambiente non residenziale.
- Gli SPD vanno installati a non più di 10 m dall'apparecchiatura protetta, in classe di prova II, con In minima 5 kA e Up non superiore all'80% della tenuta a impulso Uw.
- La scelta tra Tipo 1 e Tipo 2 dipende dalla presenza di un LPS esterno e dal rispetto della distanza di separazione, non dalla taglia dell'impianto.
- I collegamenti dello SPD vanno tenuti entro 0,5 m totali con sezione minima 4 mm², perché la caduta induttiva vale circa 1 kV per metro.
- Il valore di Ng si ricava da CEI ProDiS, con dati aggiornati al 31/12/2023 e validi fino al 31/12/2028.
Quando la CEI 64-8 rende obbligatorio lo SPD sul fotovoltaico?
La Sezione 712 della CEI 64-8 nona edizione, in vigore dal 1 novembre 2024, richiede lo scaricatore sul lato DC quando la lunghezza massima del percorso L supera Lcrit (CEI, 2024). Restano fuori, conti alla mano, solo le applicazioni domestiche o gli impianti piccoli con stringhe fino a 80 o 100 m e basso rischio di incendio.
C'è però una seconda strada che porta quasi sempre allo stesso risultato. La Sezione 443.5 propone un metodo semplificato basato sul rapporto CRL = Fenv / (Lp x Ng), con Fenv pari a 850 in ambito urbano e 85 in ambito suburbano o rurale, e Lp lunghezza della linea di alimentazione in km: la protezione è richiesta quando CRL scende sotto 1000. Applicato ai casi reali, quel metodo restituisce praticamente sempre la necessità di installare scaricatori.
In pratica la domanda operativa non è se serve lo SPD, ma quale tipo e dove. Vale la pena impostare la questione in fase di progetto insieme allo schema elettrico dell'impianto, perché aggiungere uno scaricatore a quadro chiuso costa molto più che prevederlo.
Come si calcola la lunghezza critica Lcrit in pratica
Lcrit si ottiene dividendo un coefficiente fisso, che dipende dall'ambiente, per la densità di fulminazione al suolo Ng del sito. Il percorso L da confrontare non è la lunghezza del cavo positivo: è la lunghezza massima del percorso tra il convertitore e i punti di connessione dei moduli delle varie stringhe, cioè l'anello che positivo e negativo formano insieme.
- Residenziale Coefficiente 115 / Ng. Lcrit con Ng = 2: 57,5 m. Lcrit con Ng = 4: 28,75 m
- Impianto a terra Coefficiente 200 / Ng. Lcrit con Ng = 2: 100 m. Lcrit con Ng = 4: 50 m
- Non residenziale Coefficiente 450 / Ng. Lcrit con Ng = 2: 225 m. Lcrit con Ng = 4: 112,5 m
I valori con Ng = 4 sono l'esempio riportato dalla fonte normativa divulgativa; quelli con Ng = 2 sono ottenuti applicando la stessa formula a una densità tipica del centro Italia. Su un capannone la soglia non residenziale è generosa, ma le dorsali sono lunghe e il conto si chiude comunque a favore dello scaricatore.
L'errore ricorrente in cantiere è misurare la lunghezza sul cavo di una sola polarità. Se positivo e negativo corrono in canaline separate, l'area di captazione del loop cresce e con essa la tensione indotta, quindi conviene posarli affiancati anche quando il dimensionamento dei cavi suggerirebbe percorsi diversi.
Dove si trova il valore di Ng per il tuo cantiere
Ng è il numero medio di fulmini a terra per km² all'anno e si ricava da CEI ProDiS, che lo calcola su una griglia quadrata di 5 km a partire dai dati del Sistema Italiano Rilevamento Fulmini, oggi gestito da Météorage. I dati attualmente estraibili sono aggiornati al 31/12/2023 e validi fino al 31/12/2028, con la scadenza riportata sul certificato emesso (CEI Magazine, 2024).
La consultazione ProDiS parte da 15,00 euro, mentre il software di valutazione del rischio Flash by CEI parte da 90,00 euro all'anno. Per uno studio che fa qualche decina di impianti l'anno è una spesa trascurabile rispetto al tempo perso a difendere un valore stimato a occhio in fase di verifica.
Una scorciatoia ragionevole quando il progetto è ancora in fase di offerta: usare i dati regionali pubblici come ordine di grandezza, sapendo che vanno sostituiti con il certificato ProDiS prima della dichiarazione di conformità. Nel 2025 le densità più alte sono state registrate in Veneto, Lombardia e Friuli Venezia Giulia.
SPD di Tipo 1 o Tipo 2: come si sceglie?
La scelta non dipende dalla potenza dell'impianto ma dalla presenza di un impianto di protezione contro i fulmini (LPS) sull'edificio e dal rispetto della distanza di separazione s. La casistica classica, formalizzata nel quaderno tecnico ABB, è questa (ABB, 2024):
- Edificio senza LPS, linea AC aerea Lato DC inverter: Tipo 1+2 al punto di consegna. Quadri di stringa: Tipo 2 se l1 maggiore di 10 m. Sezione equipotenziale: 6 mm² Cu
- Edificio senza LPS, linea AC interrata Lato DC inverter: Tipo 2. Quadri di stringa: Tipo 2 se l1 maggiore di 10 m. Sezione equipotenziale: 6 mm² Cu
- Edificio con LPS e distanza di separazione sufficiente Lato DC inverter: Tipo 2. Quadri di stringa: Tipo 2 se l1 maggiore di 10 m. Sezione equipotenziale: 6 mm² Cu
- Edificio con LPS senza distanza di separazione sufficiente Lato DC inverter: Tipo 1. Quadri di stringa: Tipo 1 se l1 maggiore di 10 m. Sezione equipotenziale: 16 mm² Cu
Il caso che sorprende più spesso è l'ultimo. Quando i moduli o le strutture di supporto non rispettano la distanza di separazione dal captatore, una parte della corrente di fulmine può interessare direttamente i circuiti DC, e serve un Tipo 1 provato con onda 10/350 µs. Un Tipo 2, provato a 8/20 µs, in quella condizione non è sufficiente.
Va anche ricordato che installare moduli su un edificio con LPS ne modifica la sagoma. La CEI EN 62305-3 richiede in quel caso una nuova valutazione del rischio o l'aggiornamento dell'LPS, e l'obbligo ricade sul progetto, non sul cliente.
Quali parametri leggere sul datasheet di uno SPD DC?
I parametri che contano su uno scaricatore per lato DC fotovoltaico sono cinque, e tre non compaiono sugli SPD per corrente alternata. Ucpv è la massima tensione di esercizio continuativa e deve superare la Uoc max del campo alla minima temperatura prevista. Iscpv è il potere di scarica su cortocircuito senza prefusibile: se la corrente di cortocircuito del campo resta sotto Iscpv, il fusibile di protezione dello scaricatore non serve.
Poi ci sono i parametri di scarica. In e Imax descrivono il comportamento con onda 8/20 µs, Iimp quello con onda 10/350 µs e riguarda solo i dispositivi di Tipo 1 o combinati 1+2. Up è il livello di protezione, che la Sezione 712 vuole non superiore all'80% della tenuta a impulso Uw dell'apparecchiatura protetta.
I valori di riferimento di una famiglia commerciale conforme alla EN 61643-31 danno la misura di cosa aspettarsi: Ucpv da 600 a 1500 V DC, Iscpv 9 o 11 kA, In 20 kA e Imax 30-40 kA a 8/20 µs, Iimp 5 kA a 10/350 µs sui combinati, Up da meno di 2,5 kV a meno di 5 kV secondo la tensione, tempo di risposta inferiore a 25 ns (Eaton, 2023). La norma di prodotto per il lato DC è la CEI EN 61643-31, che copre gli SPD fino a 1500 V DC e ha sostituito integralmente la CEI EN 50539-11 (CEI, 2019).
Gli SPD integrati nell'inverter bastano?
La Sezione 712 li ammette a una condizione precisa: sono idonei se dichiarati tali dal costruttore. Non è una formula di cortesia, è il criterio di accettazione. Se il manuale dell'inverter dichiara lo scaricatore integrato come conforme e adeguato alla protezione del lato DC, quella dichiarazione è la tua evidenza documentale.
Il problema pratico è che molti datasheet sono vaghi. Dicono "SPD Tipo 2 integrato" senza indicare In, Up o la norma di prodotto, e in quel caso non hai gli elementi per verificare la condizione Up non superiore all'80% di Uw. Quando il dato manca, la scelta conservativa è installare uno scaricatore esterno nel quadro.
C'è poi il limite geometrico. Anche uno scaricatore integrato correttamente dichiarato protegge solo ciò che sta entro 10 m: se i quadri di stringa sono più lontani dall'inverter, servono scaricatori aggiuntivi lì. Sugli impianti con più sottocampi questo è quasi sempre il caso.
Come si installa correttamente uno SPD
Il punto che fa fallire più installazioni non è la scelta del dispositivo ma la lunghezza dei collegamenti. La CEI 64-8 chiede una lunghezza totale delle connessioni dai punti di diramazione preferibilmente non superiore a 0,5 m, con sezione minima dei conduttori di collegamento pari a 4 mm² (ElettricoMagazine, 2022).
La ragione è numerica. L'impedenza in regime impulsivo è sostanzialmente induttiva, quindi la caduta di tensione sui collegamenti vale nell'ordine di 1 kV per metro e si somma a Up. Con Uw tipiche di 2,5 kV in categoria II e 1,5 kV in categoria I, un metro di cavo in più può annullare il margine di protezione che avevi calcolato sulla carta.
La contromisura standard è il collegamento a V, o entra ed esci, in cui il conduttore attivo passa attraverso i morsetti dello scaricatore invece di derivare da un morsetto comune. In quel modo i tratti a e b si annullano e resta solo il collegamento verso terra da tenere corto. È un accorgimento che non costa nulla in fase di cablaggio e che raddoppia l'efficacia reale del dispositivo.
Cosa chiede la nota antincendio DCPREV 14030
La nota DCPREV del 1 settembre 2025 n. 14030 dei Vigili del Fuoco, al paragrafo 3.3.5.3, richiede che il generatore fotovoltaico sia dotato di dispositivi di protezione dimensionati secondo le norme tecniche applicabili contro le sovracorrenti, i guasti di isolamento, i guasti serie, le sovratensioni di origine atmosferica e di manovra e, quando necessario, contro le correnti inverse sulle stringhe (Vigili del Fuoco, 2025).
L'elenco dei riferimenti normativi della nota cita esplicitamente la CEI 64-8 sezione 712, la CEI 81-28 sulla protezione contro i fulmini degli impianti fotovoltaici e la CEI 82-4 sulla protezione contro le sovratensioni dei sistemi fotovoltaici. Chi lavora su attività soggette al D.P.R. 151/2011 ha quindi un secondo binario di obbligo, indipendente dal calcolo di Lcrit.
Un dettaglio che vale la pena conoscere: la circolare DCPREV n. 14668 del 10 settembre 2025 ha introdotto il principio del legittimo affidamento, per cui le procedure concretamente avviate prima del 1 settembre 2025 possono concludersi con le regole precedenti (BibLus, 2025).
Quanto costa uno SPD DC e quando va sostituito
I prezzi di listino dei distributori italiani danno un riferimento realistico per il preventivo. Un Tipo 2 monoblocco per fotovoltaico a 1000 V senza necessità di fusibile sta intorno ai 242 euro, la versione fino a 1200 V intorno ai 385 euro, mentre soluzioni più economiche partono da circa 139 euro (Rexel Italia, 2026). Su un residenziale lo scaricatore pesa meno dell'1% del valore di impianto.
Sulla manutenzione, il punto critico è il modo di guasto. Uno scaricatore mal scelto o mal installato è storicamente stato causa di innesco e propagazione di incendi, quindi vanno preferiti dispositivi che garantiscono il guasto in circuito aperto a fine vita. La finestra di stato va controllata a ogni intervento periodico e registrata insieme alle altre voci di manutenzione dell'impianto.
Vale la pena inserire la verifica dell'indicatore SPD anche nei cicli di controllo da remoto, dove il sistema di monitoraggio segnala il problema prima che se ne accorga il cliente. La gestione di questi controlli ricorrenti su un parco impianti è uno degli usi tipici del software di Reonic, ma il principio funziona con qualsiasi registro tu stia già usando.
Domande frequenti
Lo SPD è obbligatorio anche su un impianto residenziale da 4 kW?
Dipende dal percorso DC, non dalla potenza. Con Ng pari a 4 la soglia residenziale è 28,75 m di percorso massimo tra inverter e punti di connessione dei moduli, distanza che un tetto a falde con inverter in garage supera spesso. Sotto quella soglia, e con basso rischio di incendio, lo scaricatore può non essere richiesto.
Che differenza c'è tra SPD di Tipo 1 e di Tipo 2?
Il Tipo 1 è provato con onda di corrente da fulmine 10/350 µs e caratterizzato da Iimp, perché deve scaricare parte della corrente di un fulmine diretto. Il Tipo 2 è provato con onda 8/20 µs e caratterizzato da In e Imax, e protegge dalle sovratensioni indotte. Il Tipo 1+2 combina le due funzioni in un solo dispositivo.
Serve un fusibile dedicato a monte dello scaricatore?
Non sempre. Se la corrente di cortocircuito del campo resta inferiore al valore Iscpv dichiarato dal costruttore dello SPD, il prefusibile non è necessario. Molti dispositivi dichiarano Iscpv di 9 o 11 kA, valori superiori alla corrente di cortocircuito di qualsiasi campo su edificio.
Ogni quanto va sostituito uno SPD fotovoltaico?
Non esiste una scadenza a calendario: la sostituzione dipende dallo stato dell'indicatore, che segnala l'esaurimento dei varistori dopo le scariche assorbite. Va controllato a ogni manutenzione periodica e dopo ogni evento temporalesco rilevante sul sito, e il dispositivo va scelto con modo di guasto in circuito aperto.
Lo scaricatore sul lato AC sostituisce quello sul lato DC?
No. Sono due circuiti separati, con parametri diversi: il lato DC richiede dispositivi conformi alla CEI EN 61643-31 con Ucpv e Iscpv adeguati alla stringa, il lato AC la CEI EN 61643-11. Su un impianto completo servono entrambi, coordinati tra loro e con il rispetto della regola dei 10 m su ciascun lato.
