La termografia dei pannelli fotovoltaici è l'ispezione a infrarossi che individua celle surriscaldate, diodi di bypass in corto e connessioni degradate su un impianto in esercizio. La IEC TS 62446-3 la considera valida solo con irraggiamento sul piano dei moduli di almeno 600 W/m², vento non superiore a 4 Beaufort (28 km/h) e copertura nuvolosa entro 2 okta (IEC TS 62446-3, 2017). Fuori da quella finestra il rilievo non è un'ispezione: è una fotografia colorata.
Per chi installa, questo è diventato un tema commerciale prima ancora che tecnico. A fine 2025 l'Italia contava 43.513 MW fotovoltaici connessi su 2.092.088 impianti (ITALIA SOLARE, 2026), e una quota crescente di quel parco ha superato i cinque anni di esercizio. La manutenzione programmata non è più un servizio accessorio: è il modo in cui si difende una garanzia e si riempie il calendario tecnico nei mesi di bassa stagione.
Key Takeaways
- Un'ispezione termografica è valida solo sopra 600 W/m² di irraggiamento, con vento entro 4 Beaufort e cielo sereno; le condizioni vanno misurate e messe a verbale.
- La termocamera deve avere NETD ≤ 0,1 K a 30 °C, errore assoluto inferiore a ±2 K e risoluzione geometrica di massimo 3 cm di modulo per pixel.
- Una singola cella con ΔT tra 10 K e 40 K è classe 2 (intervento entro tempi ragionevoli); sopra 40 K è classe 3 e impone il fermo immediato.
- Il drone secondo la specifica tecnica esegue solo l'ispezione semplificata: per le temperature assolute serve il rilievo dettagliato.
- PID, microcrack e vetro fessurato producono differenze termiche sotto 1 °C e vanno cercati con curva I-V ed elettroluminescenza, non con l'infrarosso.
Che cosa rileva davvero la termografia su un impianto fotovoltaico?
La termografia rileva i difetti che dissipano potenza sotto forma di calore: celle in ombra permanente o sporche, substringhe cortocircuitate, diodi di bypass conduttivi, giunzioni a resistenza crescente. Uno studio su 43 moduli difettosi ha misurato hot spot da 59,7 °C fino a oltre 105,4 °C, con differenze di 30 K e 65 K rispetto ai moduli sani (EPJ Photovoltaics, 2025).
Quello che l'infrarosso non rileva conta quanto quello che rileva. Nello stesso studio, le interconnessioni di cella degradate hanno raggiunto solo 40,5 °C contro i 38 °C dei moduli sani, cioè un ΔT tra 2,5 K e 6,2 K. Microcrack di severità elevata, vetro fessurato e PID hanno prodotto differenze inferiori a 1 °C. Sono difetti reali che costano produzione e che un rilievo termografico archivia come "nessuna anomalia". Per questo la termografia va inserita in una procedura diagnostica più ampia e non usata come prova unica.
C'è anche un rumore di fondo da conoscere. Moduli integralmente sani mostrano già escursioni interne fino a 9 °C tra il pixel più caldo e il più freddo, e una differenza media di 1,5 °C rispetto alla cella tipica. Qualunque difetto che scaldi meno di 1,5 °C è indistinguibile dalla normale dispersione del modulo, per effetto della convezione sulla cornice, dell'emissività e dei riflessi.
Quali condizioni meteo rendono valida un'ispezione termografica?
La soglia operativa è 600 W/m² di irraggiamento nel piano dei moduli, vento massimo 4 Beaufort e nuvolosità entro 2 okta di cumuli. Per i componenti di sistema (quadri, inverter, cablaggi) la specifica scende a 300 W/m². Temperatura ambiente, velocità e direzione del vento e irraggiamento vanno misurati sul posto e riportati nel rapporto.
Il motivo è fisico. Sotto i 600 W/m² la differenza termica generata da una cella difettosa si comprime fino a sparire dentro il rumore del sensore, e il vento raffredda la superficie in modo non uniforme, creando gradienti che assomigliano a difetti. In pratica la finestra utile in Italia è compresa tra le 10 e le 15 nelle giornate serene, con variazioni sensibili tra Nord e Sud e tra stagioni.
Un caso italiano documentato rende l'idea della precisione richiesta. Un operatore termografico certificato ha rilevato a esattamente 600 W/m² una cella più calda di 4 °C rispetto alle vicine; normalizzata alle condizioni standard di 1.000 W/m² come richiede la procedura, quella differenza diventa circa 6,8 °C e si classifica come criticità di livello 1, quindi da monitorare senza intervento immediato (pv magazine Italia, 2025). Senza normalizzazione, lo stesso dato avrebbe raccontato una storia diversa.
Requisiti della termocamera secondo la IEC TS 62446-3
La Tabella 1 della specifica fissa parametri che escludono di fatto gli strumenti generalisti da cantiere. Servono sensibilità termica NETD non superiore a 0,1 K a 30 °C, errore di misura assoluto inferiore a ±2 K, risoluzione geometrica di massimo 3 cm di bordo modulo per pixel e banda spettrale 8-14 µm per i moduli.
La risoluzione geometrica è il vincolo che più spesso viene trascurato. Tre centimetri per pixel equivalgono a circa 5 x 5 pixel su una cella da 6 pollici: è il minimo per distinguere una cella calda da un riflesso. Il sensore raccomandato è almeno 320 x 240 pixel, e la calibrazione dello strumento deve essere tracciabile e rinnovata almeno ogni due anni.
La banda spettrale merita attenzione quando si passa dai moduli ai quadri. Sui moduli si lavora in banda lunga (8-14 µm); la banda 2-5 µm è ammessa solo per i componenti elettrici di sistema, perché intorno ai 3 µm il vetro diventa trasparente all'infrarosso e la misura sul modulo perde significato. Usare la termocamera sbagliata non produce un errore evidente: produce numeri plausibili e falsi.
Hot spot e classi di anomalia: le soglie di ΔT che contano
L'Allegato C della specifica tecnica associa a ogni configurazione termica una classe di anomalia, da 1 (nessuna azione) a 3 (interruzione tempestiva dell'esercizio). Sono le soglie che trasformano un'immagine in una decisione manutentiva, ed è l'unico modo per rendere confrontabili due rapporti redatti da tecnici diversi.
Ecco le soglie operative principali per moduli in silicio cristallino:
- Singola cella più calda, 10 K - 40 K: classe 2, indagare e correggere in tempi ragionevoli.
- Singola cella più calda, oltre 40 K: classe 3, interruzione tempestiva dell'esercizio.
- Substringa in cortocircuito, 2 K - 7 K (tipico 4-6 K): classe 2, verifica dei diodi e del cablaggio.
- Substringa in circuito aperto, 2 K - 7 K: classe 2-3, diventa classe 3 se si vede arco sul back sheet.
- Cassetta di giunzione calda, almeno 3 K: classe 2-3, verifica resistenza di contatto e diodi.
- Resistenza di contatto su connessione cella, oltre 10 K: classe 2-3, anomalia puntuale, modulo da valutare.
La substringa in cortocircuito è il caso più frequente sugli impianti residenziali con ombreggiamenti ricorrenti. Il valore tipico di 4-6 K vale per moduli con efficienza intorno al 15%: su moduli moderni ad alta efficienza lo stesso guasto produce differenze diverse, e applicare la tabella senza ragionare sul rendimento del modulo porta a classificazioni sbagliate. Se il problema nasce da ombre stabili, la soluzione sta nella progettazione dell'ombreggiamento più che nella sostituzione del modulo.
Meglio la termografia con drone o quella da terra?
Dipende da che cosa deve produrre il rapporto. La specifica tecnica classifica il rilievo con drone come "procedura semplificata" dell'intero campo: nessuna temperatura assoluta, solo riconoscimento di pattern. L'ispezione dettagliata, quella con misura di temperatura assoluta, è l'unica utilizzabile per le verifiche periodiche previste dalla IEC 62446-1.
Il drone resta il modo più efficiente per coprire superfici grandi e individuare dove guardare da vicino, ma ha un limite tecnico preciso: sui bolometri comuni gli effetti di smearing possono comparire già a 3 m/s di velocità di movimento della camera. Volare più veloci per chiudere prima il rilievo significa produrre immagini che sembrano nitide e non lo sono.
Sul piano amministrativo, in Italia il volo sopra un impianto richiede la registrazione dell'operatore sul portale d-flight, il codice identificativo europeo applicato all'aeromobile, l'assicurazione per responsabilità civile verso terzi e la formazione del pilota remoto (ENAC). In sottocategoria A3 vale poi la distanza minima di 150 m da aree residenziali, industriali, commerciali e ricreative e la regola 1:1 dalle persone non coinvolte, con un minimo assoluto di 30 m (ENAC). Su un capannone in zona industriale la sottocategoria A3 è spesso inapplicabile, e questo cambia la pianificazione molto più dei parametri della termocamera.
Che cosa aggiunge la curva I-V rispetto alla termografia?
La curva I-V misura il comportamento elettrico reale della stringa e individua perdite che non producono calore. La misura in campo richiede almeno 700 W/m² nel piano del generatore, quindi una soglia più alta di quella termografica, perché a bassa irradianza la forma relativa della curva non si conserva e la potenza massima misurata diventa un cattivo indicatore (SunSpec Alliance / Solmetric).
La lettura diagnostica sta nella forma. Le curve misurate vanno traslate alle condizioni standard e confrontate con il datasheet: una riduzione di altezza indica perdite di corrente (sporco, degrado, disaccoppiamento), una riduzione di larghezza indica perdite di tensione (celle o substringhe fuori servizio), un ginocchio arrotondato indica caduta del fill factor per resistenze serie.
Vale la pena ricordare dove si collocano questi due strumenti nel quadro normativo. Nella IEC 62446-1 sia il tracciamento della curva I-V sia la scansione a infrarossi sono prove di Categoria 2, cioè oltre il minimo di messa in servizio di Categoria 1, che comprende continuità del conduttore di protezione, polarità, resistenza di isolamento, Voc e Isc di stringa e prova funzionale (illu). Chi vende un collaudo "completo" senza queste due prove sta vendendo il minimo di legge, non una diagnosi.
Perché il PID sfugge quasi sempre all'infrarosso
Il PID (Potential Induced Degradation) è una perdita progressiva di potenza causata da una differenza di potenziale costante tra celle e telaio, con migrazione di ioni sodio favorita da alta temperatura e umidità. Si rileva con l'analisi della curva I-V e con l'elettroluminescenza, non con la sola termografia (BibLus, 2026).
L'impatto economico è sproporzionato rispetto alla difficoltà di rilevarlo. Sono documentati casi in cui la potenza in uscita è scesa fino al 70% in meno di un anno, e i moduli colpiti per primi sono quelli a fine stringa vicini al polo negativo. In test controllati su 28 moduli policristallini di tipo p, un modulo partito da una perdita dell'8% è arrivato tra il 30% e il 50% dopo 96 ore di stress (npj Materials Degradation, 2022).
Un dettaglio utile in campo: nello stesso test le singole celle dei moduli affetti da PID hanno raggiunto incrementi di temperatura fino a 40 °C, perché generano molta meno corrente delle celle adiacenti. Il PID conclamato quindi si vede, ma si vede tardi. La finestra in cui l'intervento è ancora economico si trova solo con la curva I-V, e nel frattempo il degrado naturale del modulo corre attorno a un valore medio di 0,62% l'anno (Rinnovabili.it, 2022).
Chi può firmare il rapporto e che cosa deve contenere?
L'Allegato B della specifica tecnica indica che l'esperto termografico dovrebbe avere qualifica di livello 2 in elettrotermografia secondo la ISO 9712, e come minimo deve possedere la certificazione di livello 1. Quando la classificazione dal lato frontale risulta incerta, la specifica richiede il coinvolgimento di un termografista di livello 2 o equivalente.
Il rapporto deve contenere le condizioni ambientali misurate, i dati di calibrazione della termocamera, le immagini con la scala termica leggibile, la normalizzazione dei ΔT alle condizioni standard e la classe di anomalia assegnata a ciascun rilievo. Senza la normalizzazione il documento non è confrontabile nel tempo, ed è proprio il confronto tra campagne successive che dà valore al servizio.
Nella pratica di cantiere l'errore più comune non è strumentale ma procedurale: si stampa l'immagine più drammatica e si propone la sostituzione del modulo. Un rilievo fatto alle 9 del mattino a 450 W/m² con nuvolosità variabile non sostiene nessuna richiesta di garanzia verso il produttore, e una contestazione respinta costa più della giornata di rilievo.
Dalla diagnosi al contratto: come far rendere la termografia
Il modo più solido di monetizzare la termografia è legarla a una campagna periodica, non a una chiamata di emergenza. Un rilievo con drone su un impianto residenziale, compresa la pianificazione del volo e la verifica delle condizioni ambientali, richiede circa 45 minuti: è un'attività che entra in un contratto di manutenzione senza stravolgere la programmazione della squadra.
L'ordine logico che funziona meglio è: dato di monitoraggio che segnala uno scostamento, termografia per localizzare, curva I-V per quantificare, rapporto per la garanzia. Invertire l'ordine porta a rilievi costosi su impianti che stanno bene. Chi gestisce molti impianti trova utile appoggiarsi a un software di progettazione e gestione come Reonic per tenere insieme dati di impianto, storico degli interventi e documentazione tecnica, così che la campagna successiva parta dal confronto e non da zero.
Una nota di contesto che aiuta a dimensionare l'offerta: il PNIEC fissa al 2030 un obiettivo di 79.173 MW, il che implica circa 7 GW l'anno per i prossimi cinque anni (QualEnergia, 2026). Ogni megawatt installato oggi è base manutentiva dei prossimi venticinque anni.
Domande frequenti
Ogni quanto va fatta la termografia di un impianto fotovoltaico?
Non esiste un obbligo generale di periodicità per gli impianti privati. Nella pratica, una campagna ogni due anni sugli impianti commerciali e una all'ingresso in un contratto di manutenzione coprono la maggior parte delle esigenze. Su impianti con anomalie note o in contestazione di garanzia la frequenza si stringe a una campagna annuale.
Si può fare la termografia con una termocamera da smartphone?
No, se il risultato deve avere valore tecnico. I moduli accessori per smartphone non raggiungono NETD di 0,1 K né la risoluzione geometrica di 3 cm per pixel richiesta dalla specifica tecnica. Sono utili come indicatore rapido in cantiere, ma non producono un rapporto utilizzabile per una richiesta di garanzia o per una perizia.
Qual è la differenza tra hot spot e PID?
L'hot spot è un surriscaldamento localizzato causato da ombreggiamento, sporco o guasto di un diodo, e produce differenze termiche ben visibili all'infrarosso. Il PID è un degrado elettrochimico progressivo che riduce la potenza senza scaldare in modo apprezzabile nelle fasi iniziali, e richiede curva I-V o elettroluminescenza per essere individuato.
Il drone può sostituire l'ispezione a terra?
Il drone copre rapidamente grandi superfici ma esegue una procedura semplificata, senza temperature assolute. Per le verifiche periodiche previste dalla IEC 62446-1 serve l'ispezione dettagliata con misura assoluta. La combinazione più efficiente resta il volo per localizzare le anomalie e la verifica a terra sui moduli segnalati.
Quanto pesa un difetto trovato in termografia sulla produzione annua?
Dipende dal tipo. Una substringa in circuito aperto toglie circa un terzo della potenza del modulo interessato, un hot spot severo può portare alla perdita dell'intero modulo e, nei casi di PID conclamato, sono documentate riduzioni fino al 70% della potenza in meno di un anno. L'impatto a livello di stringa dipende dalla topologia e dalla presenza di ottimizzatori.
