Revamping e repowering fotovoltaico: come rinnovare l’impianto e recuperare produzione

Molti impianti fotovoltaici installati in Italia durante gli anni del Conto Energia hanno ormai superato i dieci o quindici anni di esercizio. L’età dell’impianto, da sola, non significa che sia necessario sostituire tutto. Può però essere il momento giusto per verificarne prestazioni, sicurezza e affidabilità.

Guasti ricorrenti agli inverter, moduli degradati, cablaggi deteriorati, sistemi di monitoraggio obsoleti o una produzione inferiore alle attese possono ridurre sensibilmente il valore economico dell’impianto.

Il revamping fotovoltaico e il repowering fotovoltaico permettono di intervenire su questi problemi con due approcci differenti: il primo punta principalmente a ripristinare le prestazioni, mentre il secondo può anche aumentare la potenza e la produzione dell’impianto.

Per scegliere correttamente non basta confrontare la potenza dei vecchi e dei nuovi moduli. È necessario partire da un audit tecnico, analizzare i dati di produzione e verificare gli effetti dell’intervento sugli incentivi, sulla connessione alla rete e sulle autorizzazioni esistenti.

Revamping e repowering: le differenze principali

Le due attività non si escludono. Un progetto può prevedere contemporaneamente la sostituzione dei componenti deteriorati, l’installazione di inverter più efficienti e un potenziamento non incentivato.

Perché rinnovare un impianto fotovoltaico

Un impianto fotovoltaico può continuare a produrre energia per molti anni, ma le sue prestazioni dipendono dallo stato di tutti i componenti.

Nel tempo possono manifestarsi:

• degradazione anomala o non uniforme dei moduli;
• hot spot, microfratture, delaminazione o infiltrazioni;
• guasti ricorrenti agli inverter;
• indisponibilità di ricambi per modelli fuori produzione;
• deterioramento di cavi, connettori e quadri elettrici;
• corrosione delle strutture di supporto;
• problemi di isolamento;
• sistemi di monitoraggio non più aggiornati;
• fermi macchina non rilevati tempestivamente;
• modifiche ai consumi aziendali che rendono l’impianto non più adeguato al profilo energetico dello stabilimento.

Un calo di produzione non dipende però necessariamente dai moduli. Le cause possono comprendere indisponibilità degli inverter, ombreggiamenti sopravvenuti, sporcizia, temperature operative elevate, limitazioni di rete, errori dei sensori o problemi di comunicazione.

Per questo motivo, prima di sostituire i componenti, è indispensabile individuare la causa reale della sottoproduzione.

Che cos’è il revamping fotovoltaico

Il revamping è un insieme di interventi destinati a recuperare efficienza, affidabilità e sicurezza di un impianto esistente.

Nella maggior parte dei casi l’obiettivo è ripristinare le prestazioni originarie senza realizzare un vero aumento di potenza. La definizione tecnica e gli adempimenti applicabili dipendono tuttavia dalla configurazione dell’impianto e dall’eventuale presenza degli incentivi del Conto Energia.

Sostituzione dei moduli fotovoltaici

I moduli possono essere sostituiti quando presentano difetti o fenomeni di degradazione come:

• hot spot;
• vetro danneggiato;
• delaminazione;
• ingiallimento o deterioramento dell’incapsulante;
• infiltrazioni;
• microfratture;
• diodi di bypass guasti;
• perdita anomala di potenza;
• problemi di isolamento.

La sola anzianità non è una motivazione sufficiente per sostituire tutti i pannelli. La decisione deve basarsi su misure, ispezioni e confronto con le prestazioni attese.

I nuovi moduli devono inoltre essere compatibili con le caratteristiche elettriche delle stringhe, degli inverter, delle strutture e degli altri componenti dell’impianto.

Sostituzione degli inverter

Gli inverter hanno generalmente una vita operativa inferiore rispetto ai moduli e, negli impianti meno recenti, possono diventare difficili da riparare per mancanza di ricambi.

La sostituzione può offrire:

• maggiore efficienza di conversione;
• migliore disponibilità dell’impianto;
• monitoraggio più dettagliato;
• diagnostica da remoto;
• migliore gestione delle stringhe;
• compatibilità con nuove funzioni di rete;
• minori tempi di fermo in caso di guasto.

La potenza nominale non è l’unico parametro da confrontare. Devono essere verificati tensioni e correnti di ingresso, numero di MPPT, configurazione delle stringhe, protezioni, sistema di interfaccia e requisiti del distributore.

Cablaggi, connettori e quadri elettrici

Cavi esposti agli agenti atmosferici, connessioni non correttamente serrate e componenti deteriorati possono generare perdite, guasti d’isolamento e surriscaldamenti.

Il revamping può comprendere:

• sostituzione dei cavi DC o AC deteriorati;
• rifacimento delle terminazioni;
• sostituzione di connettori non compatibili o danneggiati;
• revisione dei quadri di campo;
• sostituzione delle protezioni;
• verifica della messa a terra;
• controllo della protezione contro le sovratensioni.

È importante evitare l’accoppiamento di connettori di produttori o serie differenti, anche quando vengono genericamente indicati come “compatibili MC4”.

Strutture di supporto e coperture

L’intervento deve considerare anche lo stato delle strutture, dei fissaggi e della copertura sulla quale è installato l’impianto.

Possono essere necessari:

• trattamento o sostituzione degli elementi corrosi;
• verifica della bulloneria e dei morsetti;
• controllo dei punti di fissaggio;
• verifica delle azioni del vento e della neve;
• ripristino dell’impermeabilizzazione;
• coordinamento con eventuali lavori di rifacimento della copertura.

Se la copertura contiene materiali che richiedono interventi specifici, il progetto fotovoltaico deve essere coordinato con quello edilizio e con le relative procedure di sicurezza.

Monitoraggio e diagnostica

Un sistema di monitoraggio aggiornato permette di individuare rapidamente stringhe non produttive, anomalie degli inverter e indisponibilità dell’impianto.

L’ammodernamento può prevedere:

• raccolta centralizzata dei dati;
• monitoraggio di inverter, contatori e sensori;
• portale cloud;
• allarmi automatici;
• confronto tra produzione reale e attesa;
• report periodici;
• analisi delle prestazioni normalizzata rispetto alle condizioni meteorologiche.

Per approfondire la gestione nel tempo è possibile consultare il servizio FerPlant dedicato agli impianti fotovoltaici per aziende.

Che cos’è il repowering fotovoltaico

Il repowering ha l’obiettivo di aumentare la potenza o la capacità produttiva di un impianto esistente.

L’intervento può comprendere:

• sostituzione dei moduli con prodotti più efficienti;
• revisione del layout;
• aumento della potenza nominale;
• installazione di nuovi inverter;
• realizzazione di sezioni aggiuntive;
• adeguamento dei quadri e delle protezioni;
• modifica della connessione alla rete;
• installazione di una sezione non incentivata distinta da quella originaria.

I moduli attuali hanno normalmente una potenza unitaria superiore rispetto a quelli installati quindici anni fa. Questo non significa però che sia sempre possibile raddoppiare o triplicare la potenza sulla stessa superficie.

I pannelli moderni possono avere anche dimensioni maggiori. Il risultato effettivo dipende da efficienza, ingombro, distanze tecniche, ombreggiamenti, percorsi di sicurezza, capacità portante della copertura e configurazione elettrica.

Il corretto confronto deve quindi essere effettuato in watt per metro quadrato realmente utilizzabile e non soltanto in watt per modulo.

Revamping, repowering e incentivi del Conto Energia

Gli interventi sugli impianti incentivati devono essere progettati considerando le regole del GSE.

In caso di sostituzione dei moduli, il GSE ammette incrementi della potenza nominale complessiva entro queste soglie:

• fino al 5% per impianti con potenza nominale non superiore a 20 kW;
• fino all’1% per impianti con potenza nominale superiore a 20 kW.

L’eventuale potenza che supera questi limiti può essere trattata come potenziamento non incentivato, purché sia regolarmente autorizzata e configurata secondo le regole applicabili.

Prima di definire l’intervento è opportuno consultare la guida GSE sulla manutenzione e l’ammodernamento degli impianti in Conto Energia.

Quali interventi devono essere comunicati al GSE

Il GSE distingue tra interventi significativi e non significativi.

Tra gli interventi che possono richiedere una comunicazione rientrano, in funzione del caso:

• sostituzione o rimozione definitiva dei moduli;
• spostamento dell’impianto;
• variazione del regime di cessione dell’energia;
• modifiche del punto di connessione;
• installazione di sistemi di accumulo;
• modifiche edilizie rilevanti;
• interventi che cambiano dati caratteristici o configurazione dell’impianto.

Per gli impianti in Conto Energia, gli interventi significativi devono essere comunicati tramite il portale SIAD, normalmente entro 60 giorni dal completamento. Per i casi più complessi è possibile richiedere una valutazione preliminare prima di eseguire i lavori.

La sostituzione dell’inverter, nella maggior parte dei casi, è considerata non significativa. Possono però essere previste eccezioni, ad esempio per impianti del Quinto Conto Energia che hanno ottenuto specifiche maggiorazioni.

Le regole aggiornate sono disponibili nella sezione GSE dedicata agli interventi sugli impianti in Conto Energia.

Potenziamento non incentivato

Quando il repowering aggiunge una nuova quota di potenza non incentivata, deve essere possibile distinguere correttamente l’energia prodotta dalla sezione incentivata da quella aggiuntiva.

A seconda della configurazione possono essere necessari:

• sistemi di misura separati;
• aggiornamento della configurazione elettrica;
• registrazione della nuova sezione produttiva in GAUDÌ;
• adeguamento della connessione;
• aggiornamento delle pratiche con il distributore;
• nuove autorizzazioni o comunicazioni amministrative.

La configurazione deve essere definita prima dell’acquisto dei componenti: una soluzione tecnicamente realizzabile potrebbe non essere compatibile con il contratto di connessione o con il regime incentivante esistente.

Quando conviene intervenire

Non esiste una soglia universale di Performance Ratio oltre la quale sia automaticamente necessario un revamping.

Il Performance Ratio dipende da temperatura, irraggiamento, tecnologia, configurazione, disponibilità, ombreggiamenti e criteri con cui viene calcolato. Deve quindi essere confrontato con lo storico dell’impianto e con un modello coerente.

I segnali da approfondire comprendono:

• produzione persistentemente inferiore al valore atteso, dopo aver considerato le condizioni meteorologiche;
• aumento delle ore di indisponibilità;
• guasti frequenti agli inverter;
• riduzione anomala della produzione di alcune stringhe;
• problemi di isolamento;
• allarmi ripetuti;
• temperature anomale rilevate con termografia;
• deterioramento visibile dei componenti;
• difficoltà nel reperire parti di ricambio;
• dati di monitoraggio mancanti o inaffidabili;
• costi di manutenzione in crescita;
• prossimi lavori sulla copertura.

La termografia è uno strumento utile, ma la presenza di un hot spot deve essere interpretata correttamente. Può essere causata da difetti delle celle, sporcizia, ombreggiamenti, connessioni o mismatch elettrico e, in alcune condizioni, può trasformarsi in un problema di sicurezza.

Come si esegue un audit tecnico dell’impianto

L’audit serve a stabilire se conviene riparare, sostituire o potenziare l’impianto.

1. Analisi della documentazione

La prima fase comprende la raccolta di:

• progetto originario;
• schemi elettrici;
• verbali di collaudo;
• documentazione GSE;
• contratto di connessione;
• dati GAUDÌ;
• autorizzazioni;
• certificati e schede tecniche;
• registro degli interventi;
• storico dei guasti;
• dati di produzione e irraggiamento.

L’assenza di parte della documentazione non impedisce necessariamente l’analisi, ma può richiedere rilievi e verifiche aggiuntive.

2. Analisi dei dati di produzione

La produzione storica viene confrontata con:

• irraggiamento disponibile;
• disponibilità degli inverter;
• profilo atteso;
• prestazioni delle diverse sezioni;
• autoconsumo;
• energia immessa in rete;
• eventi di limitazione o distacco.

Un semplice confronto tra due anni può essere fuorviante se non vengono considerate le differenze meteorologiche.

3. Verifiche sul campo

A seconda dell’impianto, l’audit può includere:

• ispezione visiva;
• termografia a infrarossi;
• misura delle curve corrente-tensione;
• verifica dell’isolamento;
• controllo della continuità;
• misura delle correnti di stringa;
• verifica di cavi e connettori;
• controllo dei quadri;
• analisi dei log degli inverter;
• verifica delle strutture;
• controllo della cabina e del trasformatore;
• prove di elettroluminescenza su moduli selezionati.

Non tutte le prove sono necessarie in ogni caso. Il piano diagnostico deve essere proporzionato alla dimensione dell’impianto e alle anomalie riscontrate.

4. Confronto tra le soluzioni

L’audit dovrebbe produrre più scenari:

• manutenzione correttiva mirata;
• sostituzione degli inverter;
• revamping parziale;
• revamping completo;
• repowering;
• repowering con sezione non incentivata;
• integrazione di un sistema di accumulo.

Per ciascuna opzione vanno confrontati investimento, produzione recuperata, energia aggiuntiva, tempi di fermo, vita utile residua e adempimenti necessari.

Il processo di revamping o repowering

Fase 1 — Diagnosi e studio di fattibilità

Si individuano le cause della sottoproduzione e si verifica lo stato elettrico, meccanico e documentale dell’impianto.

Fase 2 — Progettazione

Il progetto definisce:

• componenti da sostituire;
• layout;
• configurazione delle stringhe;
• compatibilità con gli inverter;
• protezioni;
• opere strutturali;
• modalità di misura;
• produzione attesa;
• sequenza delle lavorazioni.

Fase 3 — Verifica autorizzativa, GSE e connessione

Prima dell’esecuzione si stabilisce quali pratiche siano necessarie presso Comune, Regione, distributore, Terna e GSE.

Per gli impianti incentivati si verifica anche l’effetto dell’intervento sulla convenzione esistente.

Fase 4 — Esecuzione dei lavori

Le lavorazioni possono essere organizzate per sezioni, limitando il più possibile il fermo produttivo.

La sostituzione deve garantire la tracciabilità dei nuovi componenti e di quelli rimossi.

Fase 5 — Collaudo e riattivazione

Al termine vengono eseguite le prove elettriche, funzionali e di sicurezza, aggiornati gli schemi e verificata la corretta acquisizione dei dati.

Fase 6 — Monitoraggio post-intervento

Le prestazioni successive vengono confrontate con la baseline definita durante l’audit.

L’efficacia del progetto non si misura soltanto dalla potenza installata, ma dalla produzione effettivamente recuperata, dalla disponibilità e dalla riduzione dei guasti.

Adeguamento alle norme e alle regole di connessione

Un impianto esistente non deve essere automaticamente adeguato a ogni nuova edizione delle norme pubblicata dopo la sua costruzione.

La sostituzione di componenti o la modifica della configurazione può però rendere necessaria una verifica rispetto alle prescrizioni attuali del distributore e alle norme CEI applicabili, tra cui CEI 0-21 e CEI 0-16.

A seconda del tipo di intervento possono essere coinvolti:

• sistema di protezione di interfaccia;
• dispositivo di interfaccia;
• regolazioni degli inverter;
• controllo della potenza reattiva;
• sistemi di misura;
• protezioni della cabina;
• Controllore Centrale di Impianto, quando previsto;
• procedure di prova e riattivazione.

La valutazione deve essere effettuata sul caso specifico, considerando data di connessione, tensione, potenza e modifiche previste.

Quanto costa un revamping fotovoltaico

Il costo dipende dall’estensione dell’intervento. Non esiste un prezzo unico per kWp applicabile a tutti gli impianti.

A titolo puramente orientativo, un revamping può collocarsi tra 150 e 400 €/kWp, mentre un intervento esteso con sostituzione completa dei moduli e aumento di potenza può raggiungere 400-700 €/kWp.

Questi valori devono essere trattati come ordini di grandezza, non come preventivi. Il costo effettivo può essere inferiore o superiore in funzione di:

• potenza dell’impianto;
• numero e tipologia degli inverter;
• accessibilità della copertura;
• necessità di ponteggi o piattaforme;
• configurazione elettrica;
• opere di media tensione;
• interventi strutturali;
• sostituzione dei quadri;
• adeguamento della connessione;
• smaltimento dei moduli;
• durata del fermo produttivo.

Nel repowering è inoltre necessario chiarire se il costo per kWp viene calcolato sulla potenza originaria, sulla potenza finale o sulla sola potenza aggiunta. Per confrontare correttamente le soluzioni è spesso più utile calcolare il costo per MWh aggiuntivo prodotto.

Come valutare il ritorno economico

Il ritorno dell’investimento dipende dal valore economico dell’energia recuperata o aggiuntiva.

L’analisi dovrebbe considerare:

• produzione recuperata;
• produzione aggiuntiva;
• quota di autoconsumo;
• costo evitato dell’energia acquistata;
• ricavi dell’energia immessa;
• incentivi residui;
• costi di manutenzione;
• riduzione dei fermi macchina;
• costi di connessione e autorizzazione;
• smaltimento dei componenti;
• vita utile residua;
• eventuale sostituzione futura degli inverter.

Un payback di 3-6 anni può essere possibile quando l’impianto presenta perdite rilevanti e l’energia recuperata ha un valore elevato. Non è però una regola generale.

Per impianti prossimi al termine del Conto Energia, il progetto deve valutare soprattutto il valore dell’autoconsumo e dell’energia immessa negli anni successivi alla scadenza dell’incentivo.

Oltre al tempo di ritorno semplice, per gli investimenti più importanti è consigliabile calcolare valore attuale netto e tasso interno di rendimento.

Repowering e sistema di accumulo BESS

Un intervento di repowering può essere l’occasione per valutare un sistema di accumulo.

Il BESS può consentire di:

• utilizzare in altri orari una parte dell’energia prodotta;
• ridurre i picchi di prelievo;
• aumentare l’autoconsumo;
• gestire meglio una nuova sezione non incentivata;
• supportare specifiche strategie energetiche aziendali.

L’accumulo non è però automaticamente conveniente. La sua utilità dipende dal profilo di consumo, dalle tariffe, dai picchi di potenza, dai cicli previsti e dalla configurazione dell’impianto.

FerPlant progetta sistemi di accumulo BESS per applicazioni aziendali integrabili con impianti fotovoltaici nuovi o esistenti.

Gestione dei moduli rimossi

I moduli sostituiti devono essere gestiti nel rispetto della normativa sui rifiuti da apparecchiature elettriche ed elettroniche.

Per i RAEE fotovoltaici professionali è necessario rivolgersi a soggetti autorizzati e utilizzare impianti di trattamento idonei. Negli impianti incentivati possono essere richiesti documenti che dimostrino la corretta gestione dei moduli rimossi, compresi formulari e dichiarazioni di conferimento.

Il GSE mette a disposizione una sezione dedicata alla gestione dei moduli fotovoltaici incentivati.

Tracciabilità, matricole e documentazione fotografica devono essere organizzate fin dall’inizio dell’intervento.

Caso FerPlant: da 60 a 7 inverter mantenendo la configurazione del campo fotovoltaico

FerPlant ha studiato il revamping di un impianto fotovoltaico da circa 769,5 kWp, costituito da 4.050 moduli da 190 Wp installati su 12 shed curvi.

La configurazione originaria comprendeva 60 inverter da 12 kW, per una potenza complessiva di conversione pari a 720 kW AC. L’intervento prevedeva la sostituzione delle 60 macchine con sette inverter di nuova generazione: cinque da 100 kW e due da 110 kW, mantenendo invariata la potenza complessiva di 720 kW AC.

La principale difficoltà progettuale non consisteva solamente nel verificare potenza, tensione e corrente dei nuovi inverter. Il campo fotovoltaico era composto da 240 stringhe distribuite sulle diverse porzioni degli shed, con cinque differenti inclinazioni per ciascuno shed.

Per evitare che stringhe con condizioni di irraggiamento differenti fossero collegate allo stesso inseguitore, la nuova architettura doveva conservare 60 gruppi elettricamente omogenei. La configurazione individuata metteva a disposizione 70 MPPT, dei quali 60 utilizzati e 10 mantenuti liberi.

Il progetto mostra che il revamping degli inverter non è una semplice sostituzione “potenza per potenza”. Occorre verificare la compatibilità dell’intero campo fotovoltaico: tensioni di stringa alle temperature estreme, correnti massime, numero di stringhe in parallelo, caratteristiche degli MPPT, protezioni, sezionamento, cablaggi e sistema di monitoraggio.

La riduzione del numero di inverter può semplificare la gestione e diminuire il numero delle apparecchiature da manutenere. Deve però essere valutata anche rispetto alla granularità del monitoraggio, alla disponibilità dell’impianto e alla quota di potenza che verrebbe interessata dal guasto di una singola macchina.

Domande frequenti

Con il revamping si perdono gli incentivi del Conto Energia?

Non necessariamente. La sostituzione dei componenti è ammessa, ma l’intervento deve rispettare i requisiti applicabili ed essere documentato correttamente.

La possibilità di mantenere gli incentivi dipende dalla configurazione dell’impianto e dalle modifiche realizzate. Per interventi complessi è opportuno richiedere una valutazione preliminare al GSE.

Tutti gli interventi devono essere comunicati al GSE?

No. Il GSE distingue tra interventi significativi e non significativi.

La sostituzione o la rimozione dei moduli, le modifiche del punto di connessione e altre variazioni rilevanti possono richiedere comunicazione tramite SIAD. Altri interventi, come determinate sostituzioni di inverter o componenti minori, possono non richiederla.

Quanto può aumentare la potenza sostituendo i moduli?

Per gli impianti in Conto Energia, la sostituzione dei moduli può determinare un incremento fino al 5% per impianti non superiori a 20 kW e fino all’1% per quelli di potenza superiore.

L’incremento oltre queste soglie deve essere valutato come potenziamento non incentivato.

I nuovi moduli permettono di raddoppiare la potenza sullo stesso tetto?

Non automaticamente. La potenza del singolo modulo è aumentata, ma spesso sono aumentate anche le sue dimensioni.

La potenza finale dipende dalla superficie realmente disponibile, dall’efficienza dei moduli, dal layout, dalla struttura, dagli ombreggiamenti e dalla capacità della connessione.

Conviene il revamping o il repowering?

Il revamping è generalmente indicato quando la maggior parte dell’impianto è ancora efficiente e i problemi sono concentrati su alcuni componenti.

Il repowering può essere preferibile quando la degradazione è diffusa, la superficie disponibile è limitata oppure si vuole aumentare la produzione complessiva.

La scelta deve derivare da una comparazione tecnica ed economica tra più scenari.

Quanto si può recuperare in produzione?

Dipende dalle cause della sottoproduzione. Un inverter frequentemente indisponibile può consentire un recupero importante, mentre la sostituzione di moduli ancora efficienti può generare un beneficio più limitato.

La stima deve essere basata sui dati storici, normalizzata rispetto alle condizioni meteorologiche e verificata con misure sul campo.

È possibile eseguire i lavori per fasi?

Sì. Negli impianti di grandi dimensioni può essere conveniente suddividere l’intervento per sezioni, riducendo il fermo produttivo e distribuendo l’investimento nel tempo.

La progettazione iniziale deve però considerare fin da subito la configurazione finale.

Richiedere uno studio di revamping o repowering

Un progetto efficace parte dalla diagnosi, non dalla scelta del nuovo pannello.

FerPlant può analizzare lo stato dell’impianto, ricostruire le cause della sottoproduzione e confrontare differenti scenari di intervento: manutenzione mirata, revamping, repowering, potenziamento non incentivato o integrazione con un sistema di accumulo.

È possibile consultare alcuni progetti realizzati da FerPlant oppure contattare il team tecnico per richiedere una valutazione preliminare.

Contenuto aggiornato a settembre 2026. Regole, procedure e incentivi possono cambiare: prima di realizzare un intervento è sempre necessario verificare le disposizioni vigenti e la configurazione specifica dell’impianto.