Quanto resistono davvero i moduli

Il modulo doveva resistere?

La IEC 61215, principale riferimento internazionale per la qualificazione di progetto dei moduli fotovoltaici, prevede una prova minima di grandine con undici impatti di sfere di ghiaccio da 25 mm lanciate a 23 m/s: circa 2 joule per colpo. Nelle grandinate che hanno attraversato la Pianura Padana tra luglio e agosto 2026, Arpae Emilia-Romagna riporta nel Ferrarese chicchi fino a circa 9 cm, da documentazione fotografica, e documenta danni a impianti fotovoltaici il 20 luglio e il 28 agosto.

Nel frattempo, nell’ultimo decennio, per ragioni estranee alla grandine, l’industria ha assottigliato il vetro frontale: dal classico 3,2 mm temperato su foglio posteriore polimerico si è passati ai vetro-vetro bifacciali con due lastre intorno ai 2,0 mm, oggi largamente diffusi nella produzione recente.

Per il perito e per il liquidatore la domanda è sempre la stessa: il modulo rotto doveva resistere? La risposta dipende da tre variabili distinte, che conviene non confondere:

1. che cosa il modulo era costruito e certificato per sopportare: architettura, vetro, certificazioni oltre il minimo;
2. che cosa è effettivamente caduto su quella ubicazione: diametro, densità, vento, angolo di incidenza;
3. in quale stato si trovava il modulo: posa, fissaggi, rotture preesistenti o di altra origine.

Gli errori possibili sono speculari: attribuire alla grandine ogni vetro rotto dopo un temporale, oppure leggere come difetto del prodotto ogni rottura avvenuta con grandine «piccola».

Questa prima parte è dedicata alla prima variabile, il modulo, e si chiude con i risultati di laboratorio per configurazione. La seconda parte, fra quindici giorni, affronterà l’evento e l’accertamento: i dati ufficiali dell’estate 2026, l’energia dei grandi chicchi, il metodo peritale e le polizze. La terza sarà dedicata alle microcricche e all’elettroluminescenza.

Vent’anni di moduli, in sintesi

Nell’ultimo ventennio il modulo cristallino ha cambiato quasi tutto: la cella, il formato, il vetro, il peso. Ai fini della grandine contano soprattutto gli ultimi tre.

La cella. Fino al 2015 circa dominavano le celle con retro in alluminio (Al-BSF), in buona parte su silicio multicristallino: ancora nel 2018 le celle BSF valevano circa il 60% della produzione e le PERC il 35%, mentre multicristallino e monocristallino si dividevano il mercato circa a metà (ITRPV, 10ª edizione, 2019). Nel 2025 la tecnologia di riferimento è la TOPCon di tipo n, intorno a tre quarti della produzione, con eterogiunzione (HJT) e back-contact in crescita, mentre il multicristallino è scomparso dal mercato (Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report, luglio 2026). Nel campione dei dieci maggiori produttori esaminato da Fraunhofer ISE, pari a circa l’85% delle consegne, l’efficienza media ponderata era del 22,7% nell’ultimo trimestre 2024, con un massimo del 24,8%.

Il wafer. Lo spessore è sceso da circa 180 µm (2018) a circa 130 µm per le celle TOPCon standard (ITRPV, 16ª e 17ª edizione). I formati sono cresciuti da 156,75 mm (M2) a 182 mm (M10) e 210 mm (G12), fino ai rettangolari; le celle sono tagliate a metà o in terzi, con metallizzazioni multi-busbar.

Il modulo. L’aumento della potenza per modulo è stato accompagnato dall’ampliamento della superficie; per contenere il peso, i produttori hanno ridotto lo spessore di ciascuna lastra di vetro (Tavola I).

Tavola I — Evoluzione indicativa dei moduli di grande formato per impianti utility-scale (2015, 2020, 2025)

Fonte: VDE Americas, «Breaking point: understanding and preventing PV module glass fracture», PV Tech, 30 settembre 2025. La fonte indica il valore come «mechanical load» e lo collega al carico di progetto che il produttore può dichiarare per una specifica modalità di montaggio: non coincide con i carichi di prova riportati nelle schede tecniche (per esempio 2.400 Pa vento e 5.400 Pa neve nelle schede della Tavola IV).

La fonte riassume la traiettoria in un’espressione: moduli «grandi e flessibili». Lastra più ampia, vetro più sottile, carico dichiarato più basso: il comportamento meccanico del modulo è cambiato. Sono però dati di carico distribuito, non di impatto: per capire che cosa significhino per la grandine servono le prove d’impatto, esaminate più avanti.

La protezione frontale: uno o due vetri

Ai fini dell’analisi contano tre famiglie costruttive.

Vetro-backsheet (un vetro). Vetro frontale da 3,2 mm, di norma completamente temperato, su un foglio polimerico posteriore (backsheet): è stato lo standard per quindici anni. La cella si trova lontana dal piano neutro del pacchetto, cioè dal piano che nella flessione non si allunga né si accorcia; quando il vetro si flette sotto l’impatto la cella lavora in trazione e può criccarsi anche lontano dal punto colpito. Nella review citata queste «cricche remote» sono state osservate nei moduli vetro-backsheet (Mannino, Battaglioli e Tina, Energy Reports, 2026).

Vetro-vetro simmetrico (due vetri). Due lastre intorno ai 2,0 mm, con le celle vicino al piano neutro del laminato, dove le deformazioni da flessione sono ridotte. Se il vetro regge, le celle tendono a essere protette meglio: in due esempi illustrati da Kiwa PVEL, laboratorio indipendente presentato più avanti, dopo la sequenza con sfere da 50 mm, un modulo vetro-vetro ha perso lo 0,6% di potenza e un vetro-backsheet il 2,9% (kWh Analytics, Solar Risk Assessment 2024); sono esempi, non medie delle due architetture. Nelle prove considerate, però, la configurazione 2,0 + 2,0 mm ha mostrato una maggiore frequenza di rottura del vetro.

Vetro-vetro rinforzato. Configurazioni asimmetriche (3,2 + 2,0 mm), simmetriche più spesse (2,5 + 2,5 mm) e moduli con vetro frontale fino a 4 mm, proposti come resistenti alla grandine.

Il mercato si è spostato con decisione. Secondo la 17ª edizione dell’ITRPV (giugno 2026), nel 2025 circa sei moduli su dieci erano vetro-vetro; secondo le previsioni della roadmap il vetro-backsheet scenderà sotto il 16% del mercato entro dieci anni. Nei vetro-vetro il vetro frontale tra 2 e 3 mm è lo standard, e sotto i 2 mm si è già vicini al 5% della produzione.

Perché dal 3,2 mm si è passati al 2 + 2

Perché si è diffuso il vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm, se le configurazioni con vetro frontale da 3,2 mm hanno mostrato in prova una maggiore resistenza alla grandine? Perché il vetro-vetro non è nato per la grandine. È nato per altre quattro ragioni, e ha introdotto un compromesso sul piano della resistenza all’impatto.

1. Il retro trasparente. I moduli bifacciali producono anche con la luce che raggiunge il retro, che deve quindi essere trasparente: in molti prodotti il backsheet polimerico è stato sostituito dal vetro «per esporre alla luce la superficie posteriore della cella» (Palmiotti et al., 2026). Il vetro-vetro non è l’unica soluzione, perché esistono anche backsheet polimerici trasparenti, ma è diventato l’architettura principale: secondo IEA PVPS, nel 2021 il 90% dei moduli bifacciali era vetro-vetro (IEA PVPS T13-14:2021). Il guadagno bifacciale dipende da altezza, riflettanza del suolo e geometria dell’impianto: sugli inseguitori monoassiali su terreno naturale è in genere inferiore al 10%, e il NREL ha misurato il 4–8% per celle PERC e il 6,5–11% per celle a eterogiunzione. Nel 2025 i moduli bifacciali erano circa il 68% del mercato (ITRPV 2026). Nelle installazioni complanari su coperture opache, però, il beneficio bifacciale può risultare modesto: in queste applicazioni la scelta del modulo dovrebbe considerare espressamente anche la resistenza alla grandine, senza presumere che il solo carattere bifacciale sia un vantaggio sufficiente.
2. Il peso. Il vetro è il materiale più pesante del modulo, circa due terzi della massa di un vetro-backsheet (Fraunhofer ISE, 2026). Con moduli vicini ai 3 m², due lastre da 3,2 mm sarebbero state sensibilmente più onerose da movimentare e installare: per contenere il peso i produttori hanno portato ciascuna lastra a circa 2,0 mm (Palmiotti et al., 2026). Due schede tecniche dello stesso produttore, a parità di formato (2.465 × 1.134 mm), danno 30,6 kg per il vetro-backsheet da 3,2 mm e 34 kg per il vetro-vetro 2,0 + 2,0 (scheda vetro-backsheet, scheda vetro-vetro). Con due lastre da 3,2 mm, a parità di altri componenti, lo stesso modulo supererebbe per nostra stima i 50 kg.
3. Il costo e la catena di fornitura. Nel 2020 il prezzo del vetro solare è salito dell’80% in pochi mesi, spinto anche dalla domanda di vetro sottile per i moduli vetro-vetro (PV Tech, novembre 2020). Il vetro da 2,0 mm è spesso solo indurito «per contenere i costi dei materiali» (RETC, in kWh Analytics, Solar Risk Assessment 2023). Il risparmio non sta però nel vetro in sé: al metro quadro il 2 mm costava circa l’80% del 3,2 mm, quindi due lastre sottili costano più di una spessa (pv magazine, settembre 2021). Il vantaggio va cercato nel costo complessivo dell’energia prodotta, in cui contano anche la resa posteriore, il numero di moduli, la manodopera e il resto dell’impianto. Negli Stati Uniti, per alcuni anni, i moduli bifacciali vetro-vetro sono stati anche esentati dai dazi della Section 201 (RETC, PV Module Index 2024).
4. La durabilità. Nelle prove Kiwa PVEL i vetro-vetro hanno mostrato una degradazione media e mediana inferiore ai vetro-backsheet in cicli termici, caldo umido e degradazione indotta da potenziale (kWh Analytics, 2023). Un’indagine DuPont del 2020 su circa 9 milioni di moduli ha rilevato difetti del backsheet nel 16% dei casi (DuPont, 2020). E la posizione delle celle vicino al piano neutro può ridurne le deformazioni da flessione. Il quadro non è però univoco: secondo IEA PVPS il bilancio comparativo fra backsheet e vetro non è ancora definitivo, e oggi le garanzie di potenza sono spesso identiche per le due architetture (30 anni, con lo stesso profilo nelle schede citate).

Le conseguenze sulla resistenza sono emerse nelle prove e in campo. Nella sequenza di grandine Kiwa PVEL con sfere da 50 mm, pubblicata nel 2023, si è rotto il vetro dell’89% dei moduli vetro-vetro contro il 39% dei vetro-backsheet (kWh Analytics, 2023). In alcuni impianti da 100–300 MW si osservano rotture spontanee del vetro nel 2–5% dei moduli (RETC, PV Module Index 2024). L’industria ha reagito con distinte base a vetro più spesso (la distinta base, o bill of materials, è l’elenco dei componenti con cui un modello viene effettivamente costruito: vetri, incapsulante, celle, cornice): nella scorecard 2026 di Kiwa PVEL quindici produttori ne hanno presentate. Prove preliminari di GroundWork Renewables, richiamate nel Solar Risk Assessment 2025, indicano per la configurazione 3,2 + 2,0 mm un’energia d’impatto sopportata pari a circa 1,7 volte quella del vetro-backsheet da 3,2 mm (kWh Analytics, 2025): gli autori le presentano come preliminari, con raccolta e analisi dei dati ancora in corso, e il rapporto non è direttamente confrontabile con le frequenze di rottura della Tavola V. Resta una nicchia: secondo le previsioni dell’ITRPV, nei vetro-vetro il vetro oltre i 3 mm resterà sotto il 10% del mercato anche tra dieci anni. Salvo che la domanda cambi dopo stagioni come quella del 2026, la maggiore resistenza alla grandine dovrà quindi essere espressamente richiesta e documentata nella scelta del prodotto.

Che cosa si può affermare

Le evidenze disponibili vanno nella stessa direzione, ma hanno peso diverso:

• RETC 2023 confronta direttamente le due costruzioni: a parità di probabilità di rottura del 50%, il 3,2 mm temperato su backsheet regge circa il doppio dell’energia del vetro-vetro con vetro indurito da 2,0 mm.
• Kiwa PVEL, in due campagne dello stesso laboratorio, confronta nel 2023 le due famiglie (89% contro 39% di vetri rotti con sfere da 50 mm) e nel 2026 le singole configurazioni: con sfere da 45 mm si è rotto il 61% di 70 moduli 2,0 + 2,0 mm e nessuno dei 12 vetro-backsheet da 3,2 mm (Tavola V).
• I certificati svizzeri citati più avanti (HW3 per un vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm, HW4 per un vetro-backsheet da 3,2 mm) riguardano due prodotti diversi: sono esempi documentali, non un confronto sperimentale.

La formulazione difendibile è quindi questa: nei programmi sperimentali esaminati, le configurazioni con vetro frontale più spesso hanno mostrato una minore frequenza di rottura rispetto ai vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm. Il risultato riguarda i prodotti provati, che nei programmi di prova sono sottoposti dai produttori e non costituiscono un campione casuale del mercato; non isola lo spessore, perché le configurazioni differiscono anche per tempra, cornice e distinta base; vale soprattutto a 45 mm; e riguarda il vetro, non le celle, che nel vetro-vetro integro tendono a essere protette meglio.

Temperato o indurito: un dato che non si legge a occhio

Il trattamento termico introduce tensioni di compressione sulle superfici del vetro, che ostacolano l’innesco delle fratture. I criteri per distinguere vetro indurito e completamente temperato non coincidono però fra standard americani ed europei. Secondo ASTM C1048 il vetro completamente temperato raggiunge almeno 69 MPa di compressione superficiale, quello indurito (heat-strengthened) si colloca tra 24 e 52 MPa. Le norme europee (EN 12150 per il vetro temperato, EN 1863 per l’indurito) prevedono requisiti specifici, tra cui quelli di frammentazione, che non sono sostituibili con il solo valore della compressione superficiale (Mognato et al., glassonweb, 2011). Più sottile è la lastra, più rapido deve essere il raffreddamento per ottenere la stessa compressione, e i forni hanno limiti di tempra.

RETC e VDE Americas descrivono il vetro da 2,0 mm come soltanto indurito o semi-temperato, quindi più vulnerabile. Una misura diretta del NREL, condotta con polariscopio a luce diffusa su undici moduli di sei impianti, mostra invece che il 2,0 mm «può essere, e spesso è» completamente temperato secondo il criterio ASTM (Palmiotti et al., IEEE Journal of Photovoltaics, luglio 2026): l’idea che il vetro da 2,0 mm non possa essere temperato non regge, anche se lo studio non consente di stimare quanti vetri in commercio lo siano. La stessa ricerca rileva una compressione intorno a 100 MPa sui vetri da 3,2 mm, superiore di 20–30 MPa a quella dei 2,0 mm, e una correlazione tra superficie del modulo e minore compressione.

Per il perito ne discendono due conseguenze:

• La tempra si misura, non si deduce. La ricerca NREL afferma che la forma della frattura non è un metodo affidabile per stabilire il grado di tempra del vetro.
• Esiste una rottura senza causa esterna evidente. Dal 2021 circa è documentata nei moduli vetro-vetro di grande formato con vetri da 2,0 mm una «rottura spontanea»: il vetro cede dopo l’installazione senza una causa apparente, a volte a partire dai morsetti. Il termine indica l’assenza di una causa esterna evidente, non la prova che il vetro si sia rotto «da solo». Fratture originate dai morsetti sono state documentate anche su un vetro-backsheet temperato da 3,2 mm (Kiwa PI Berlin, in kWh Analytics, 2025). La diagnosi differenziale segue quindi gli indizi del caso, non l’architettura del modulo.

Cornice, appoggi e punto d’impatto

Le prove di Sandia con correlazione digitale d’immagine su moduli vetro-backsheet da 3,2 mm mostrano che la frattura nasce localmente: le cricche compaiono come un anello intorno al chicco, prima di qualunque deformazione significativa della lastra (Hartley et al., Sandia National Laboratories, SAND2024-09110J). Gli impatti vicino alla cornice producono deformazioni maggiori sul bordo vincolato, e la norma stessa concentra i colpi su angoli, bordi e punti di fissaggio. Kiwa PVEL osserva a sua volta che il vetro vicino ai bordi e ai fori per la scatola di giunzione si rompe più facilmente di quello al centro del modulo (Kiwa PVEL, Hail Stress Sequence). La posizione dei vetri rotti rispetto a cornice e morsetti è quindi un indizio, non un dettaglio.

Anche la cornice conta. Nella sequenza di sollecitazione meccanica di Kiwa PVEL 2026, per moduli da 2,5–3,0 m² la quota di moduli rotti sale dal 6,9% con cornici alte almeno 35 mm al 17,9% con cornici più basse, e il 62% dei moduli rotti mostra segni di vetro «pizzicato» tra cornice e lastra (Kiwa PVEL, Mechanical Stress Sequence). Sono prove di carico, non di grandine, e lo stesso laboratorio avverte che una cornice più rigida non riduce sempre le rotture. Spessore del vetro, geometria della cornice e condizioni di vincolo vanno quindi valutati insieme.

Norme e prove: che cosa si certifica davvero

IEC 61215-2, prova MQT 17: la soglia minima

Che cos’è la IEC. La sigla indica la International Electrotechnical Commission, la Commissione elettrotecnica internazionale: l’organismo con sede a Ginevra, fondato nel 1906, che elabora le norme tecniche internazionali per i settori elettrico ed elettronico e a cui aderiscono, con propri comitati nazionali, oltre novanta paesi. Tra questi c’è l’Italia, rappresentata dal CEI, Comitato elettrotecnico italiano, che partecipa alla IEC e al CENELEC europeo su mandato dello Stato. Le norme IEC non sono leggi: diventano vincolanti quando una legge, un contratto o uno schema di certificazione le richiamano. In Europa la IEC 61215 è recepita dal CENELEC come EN IEC 61215 e, in Italia, dal CEI come CEI EN IEC 61215-2, in vigore dall’ottobre 2021: è la sigla «CEI EN 61215» che si ritrova nelle condizioni di polizza. Il richiamo ha anche un peso giuridico: secondo la legge n. 186 del 1968, materiali e impianti realizzati secondo le norme CEI si considerano costruiti a regola d’arte. Negli Stati Uniti la norma è adottata da UL come UL 61215-2. I rapporti di prova possono essere riconosciuti tra paesi diversi attraverso il sistema internazionale IECEE, che ha incluso l’edizione 2021 nel giugno 2021.

Il principale riferimento internazionale per la qualificazione di progetto dei moduli terrestri è la IEC 61215, oggi nell’edizione 2021 (IEC 61215-2:2021). La norma identifica ciascuna prova con la sigla MQT (Module Quality Test, «prova di qualità del modulo») seguita da un numero: la prova di grandine è la MQT 17, che lancia sfere di ghiaccio calibrate, con traiettoria normale al modulo, contro undici punti: un angolo, un bordo, due punti sopra le interconnessioni, due sui bordi delle celle, due vicino ai punti di fissaggio, i due punti più lontani da questi e infine il punto giudicato più vulnerabile, come la scatola di giunzione. Le sfere sono prodotte in un congelatore a (−10 ± 5) °C e conservate fino al lancio a (−4 ± 2) °C; velocità, diametro e massa hanno una tolleranza del ±5%, e tra l’estrazione dal contenitore e l’impatto non possono passare più di 60 secondi. Posizioni e parametri sono ripresi dal testo dell’edizione 2016, l’ultimo che abbiamo potuto consultare integralmente; non li abbiamo confrontati con l’edizione 2021, che lo sostituisce.

La norma è esplicita: il requisito minimo è un diametro di 25 mm, e per le località esposte alla grandine possono essere richieste sfere più grandi. La tabella dei diametri esiste, ma solo la prima riga è il minimo del programma di qualificazione.

Tavola II — Sfere di ghiaccio della prova MQT 17

Masse e velocità: tabella della prova MQT 17, testo dell’edizione 2016. Energia = ½·m·v², elaborazione nostra, coincidente con i valori riportati da Mannino, Battaglioli e Tina (Energy Reports, 2026). I joule sono l’energia del proiettile di prova, non una soglia universale di rottura del vetro.

Dopo la prova il modulo non deve presentare interruzioni del circuito né difetti visivi maggiori, deve superare la prova di isolamento a umido e rispettare il limite di perdita di potenza fissato dalla IEC 61215-1:2021. Tra le prove della norma di sicurezza IEC 61730-2:2023 non figura una prova di grandine autonoma: il riferimento resta la MQT 17. Un certificato IEC 61215 attesta quindi il superamento della prova minima in condizioni definite. Non attesta una resistenza oltre i 25 mm, salvo che il rapporto di prova dichiari un diametro superiore, e non promette che ogni esemplare, a ogni età e in ogni installazione, resista a qualunque grandinata di quella taglia.

Perché il diametro pesa così tanto

In parole semplici. Un chicco di grandine che cade è spinto verso il basso dal proprio peso e frenato dall’aria. All’inizio accelera; più va veloce, più l’aria lo frena, finché la frenata eguaglia il peso: da quel momento cade a velocità costante, la velocità terminale. Un chicco più grosso pesa molto di più, perché il peso cresce con il volume, ma offre all’aria una superficie che cresce meno: per bilanciarne il peso, l’aria deve frenarlo di più, e quindi il chicco deve cadere più veloce. Il chicco grande è insieme più pesante e più veloce, e l’energia che porta sul vetro cresce per entrambe le ragioni.

Il risultato è una regola da ricordare: nel modello ideale, raddoppiando il diametro, l’energia si moltiplica per sedici. Un chicco da 5 cm non colpisce «il doppio» di uno da 2,5 cm: colpisce con un’energia sedici volte maggiore. È per questo che, già nella tabella della norma, passare da 25 a 55 mm moltiplica l’energia per ventitré.

Passo per passo, per chi vuole seguire il calcolo. È meccanica classica e bastano due strumenti: la seconda legge di Newton, forza uguale a massa per accelerazione, da cui discende anche la formula dell’energia cinetica; e la resistenza dell’aria proporzionale al quadrato della velocità, che Newton stesso studiò nel secondo libro dei Principia. Il calcolo procede in quattro passaggi.

1. L’energia dell’impatto.

Si legge: l’energia E, in joule, è metà della massa m, in chilogrammi, per il quadrato della velocità v, in metri al secondo. Il quadrato significa che la velocità conta più della massa: a velocità doppia, energia quadrupla.

2. La massa del chicco.

ρ_g («rho g») è la densità del ghiaccio, cioè quanti chilogrammi pesa un metro cubo, circa 920; πd³/6 è il volume di una sfera di diametro d. Si legge: la massa cresce con il cubo del diametro. A diametro doppio, massa otto volte maggiore.

3. La velocità terminale. Quando il chicco smette di accelerare, la seconda legge di Newton dice che la somma delle forze è zero: il peso (a sinistra) è bilanciato esattamente dalla resistenza dell’aria (a destra):

A sinistra il peso: massa per accelerazione di gravità, g = 9,81 m/s². A destra la resistenza aerodinamica, che cresce con il quadrato della velocità e dipende dalla densità dell’aria ρ_a (circa 1,2 kg/m³), dalla sezione del chicco πd²/4 e da un coefficiente di forma C_d (circa 0,5 per una sfera). Ricavando la velocità:

Si legge: il quadrato della velocità terminale cresce in proporzione al diametro. A diametro doppio, velocità circa 1,4 volte maggiore (la radice di 2).

4. Mettendo insieme. Sostituendo la massa e la velocità nella formula dell’energia:

Si legge: tutto ciò che sta davanti a d⁴ è costante (densità del ghiaccio e dell’aria, gravità, forma); l’unica variabile è il diametro, alla quarta potenza. Il fattore sedici nasce così: otto dalla massa, due dal quadrato della velocità.

Un esempio numerico. Con i valori adottati dal registro svizzero della grandine (VKF, Prescrizioni n. 00a: ρ_g = 870 kg/m³, ρ_a = 1,2 kg/m³, C_d = 0,50, con rinvio alla norma SIA 261/1), un chicco da 2,5 cm pesa circa 7 g, cade a circa 22 m/s e porta circa 1,7 J; uno da 5 cm pesa circa 57 g, cade a circa 31 m/s e porta circa 27 J, sedici volte tanto, pari al limite inferiore della classe svizzera HW5. La tabella IEC segue la stessa legge con valori nominali propri: la velocità cresce con la radice quadrata del diametro, da 23 m/s a 25 mm a 39,5 m/s a 75 mm.

Un limite da tenere presente. È la legge di un chicco ideale, una sfera liscia di ghiaccio compatto: i chicchi reali, irregolari e spesso meno densi, se ne discostano. Che cosa significhi per i chicchi da 9 cm e oltre segnalati nel 2026 sarà oggetto della seconda parte.

IEC TS 63397:2022: la grandine oltre il minimo

La specifica tecnica IEC TS 63397:2022, «Qualifying guidelines for increased hail resistance», integrata dal corrigendum del luglio 2023, è volontaria e cambia la prova in tre punti:

• ghiaccio più freddo, a (−20 ± 3) °C, e velocità regolata perché ogni colpo cada in una banda di energia prefissata;
• sequenza: 200 ore di caldo umido, poi la grandine, poi carico meccanico dinamico, cicli termici e umidità-gelo, per far emergere come perdita di potenza le cricche latenti;
• esito misurato come perdita di potenza rispetto a un modulo di riferimento non colpito; l’elettroluminescenza è solo informativa, senza criteri di superamento.

Resistere all’urto immediato e mantenere le prestazioni dopo ulteriori sollecitazioni sono domande diverse: la specifica prova a rispondere a entrambe.

Il registro svizzero della grandine

In Svizzera l’Associazione degli istituti cantonali di assicurazione antincendio (VKF/AICAA), attraverso il proprio registro della grandine, classifica i componenti edilizi in cinque classi di resistenza, da HW1 a HW5, con ghiaccio a (−20 ± 3) °C. Per i moduli fotovoltaici la classe è assegnata separatamente per la funzionalità (danni che possono ridurre durata, prestazioni o sicurezza, comprese le rotture delle celle) e per l’aspetto (alterazioni visibili a 5 metri). La distinzione ricalca quella, familiare al perito, tra danno funzionale ed estetico, ma non coincide automaticamente con quella di una polizza.

Tre regole del registro sono istruttive:

• Riconoscimento semplificato. I moduli qualificati IEC 61215 possono ottenere, su domanda e con la documentazione prevista, la classe HW3 (funzionalità) senza ulteriori prove (prescrizioni VKF) se sono vetro-backsheet con vetro temperato di almeno 3 mm, oppure vetro-vetro con cornice che racchiude interamente bordi e angoli e con entrambe le lastre temperate di almeno 2 mm (Decisione B). Le classi HW4 e HW5 richiedono sempre la prova.
• Conversione delle prove IEC, da ottobre 2025. Un modulo provato secondo IEC con sfere da 45 mm è iscritto come HW3, cioè resistente a 30 mm; con 55 mm come HW4; con 65 mm come HW5. Tra le ragioni del declassamento il registro indica che il suo ghiaccio è di 16 °C più freddo di quello IEC: a parità di energia, il ghiaccio più freddo è considerato più severo.
• Certificati. Un modulo vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm «temperato/semi-temperato» risulta HW3 per funzionalità e aspetto (certificato VKF n. 40330); un vetro-backsheet con vetro temperato da 3,2 mm risulta HW4 (certificato n. 33176). Sono due prodotti diversi: esempi documentali, non un confronto sperimentale.

Le classi si fermano a HW5 (50 mm), ma le prescrizioni svizzere prevedono anche prove con sfere da 60, 70 e 80 mm, e il certificato può riportarne il superamento (VKF, Prescrizioni n. 00a, Appendice B). Secondo Swissolar, per gli edifici delle classi II e III in molte località è già richiesta la classe HW4, e nelle zone che la nuova carta svizzera della grandine indica con chicchi oltre 4 cm (periodo di ritorno di 50 anni) la classe HW3 non sarà più sufficiente (Swissolar, Merkblatt Photovoltaik n. 17).

FM Approvals

Negli Stati Uniti FM Approvals usa la procedura ANSI/FM 4473, con classi fino alla 4 (sfera da 50,8 mm, 36,4 J). Per i moduli su copertura (FM 4478) il minimo è la classe 2; la qualifica «Very Severe Hail» (VSH) impiega la sfera di classe 4 a velocità maggiorata, tra 72 e 79 J, e non ammette cricche visibili con lente a 10 ingrandimenti. Per gli impianti a terra (FM 4480) il minimo è di 6 ft-lb, circa 8 J (§ 4.3.1, p. 11), e dopo l’impatto l’elettroluminescenza è giudicata con soglie esplicite: cricche «non critiche» (che interessano meno dell’1% dell’area della singola cella) ammesse su non più del 20% delle celle, «critiche» (1–20%) su non più del 10%, nessuna oltre il 20%; potenza residua almeno al 95% (§ 4.3.1.1.2 e 4.3.1.1.3; definizioni delle cricche al § 1.9). Uno schema di certificazione, in altre parole, considera accettabile una quota di celle criccate nel prodotto nuovo. Il criterio di accettazione del prodotto nuovo non coincide però con la valutazione tecnica e contrattuale di un’alterazione sopravvenuta in esercizio: il tema sarà ripreso nella terza parte.

Tavola III — Le soglie a confronto, in ordine di energia

Fonti: IEC 61215-2:2021; VKF, Prescrizioni di prova n. 00a, tabella 1; ANSI/FM 4473; FM 4478 (marzo 2025). L’ordinamento per energia ha finalità descrittiva: le prove differiscono per temperatura e preparazione del ghiaccio, configurazione sperimentale e criteri di accettazione, e la tavola non è una scala di conversione tra schemi. I valori IEC sono ripresi dal testo dell’edizione 2016 della IEC 61215-2.

I laboratori indipendenti

Chi è Kiwa PVEL. Kiwa PVEL è un laboratorio indipendente con sede a Napa, in California, che fa parte del gruppo internazionale di prova e certificazione Kiwa e si occupa di affidabilità e prestazioni dei moduli fotovoltaici. Ogni anno pubblica la PV Module Reliability Scorecard: i produttori sottopongono volontariamente i propri moduli al suo programma di prove (il Product Qualification Program), con prove estese oltre i requisiti minimi della qualificazione IEC, e il laboratorio ne rende pubblici i risultati. L’edizione 2026, la dodicesima, è uscita il 27 maggio 2026 (comunicato Kiwa PVEL). Le prove citate in questo articolo non sono state eseguite dallo Studio: i dati sono quelli pubblicati da Kiwa PVEL, che Zappa & Company ha soltanto riorganizzato in tabelle e grafici.

I programmi di prova estesi consentono di quantificare queste differenze. Nella scorecard 2026 di Kiwa PVEL la sequenza di grandine impiega sfere da 35 a 55 mm, con forma, densità e velocità controllate; ogni prodotto è provato soltanto con alcune dimensioni.

Il laboratorio riporta, tra l’altro, che il 61% dei moduli vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm si rompe con sfere da 45 mm, contro il 7% del gruppo a vetro più spesso presentato in forma aggregata (30 moduli), e che tutte le distinte base i cui moduli non hanno subito rotture del vetro hanno perso meno del 2% di potenza. Il dettaglio per configurazione è nella Tavola V.

RETC (giugno 2023) stima che, a parità di probabilità di rottura del 50%, i moduli con vetro temperato da 3,2 mm su backsheet siano «circa due volte più resistenti» dei vetro-vetro con vetro indurito da 2,0 mm. Uno studio su tre moduli commerciali con vetro frontale da 2,8, 3,0 e 4,0 mm, provati con sfere da 25 a 55 mm, riporta perdite di potenza del 21,8%, dell’11,7% e dell’1,1% (Chakraborty, Haldkar e Manoj Kumar, Renewable Energy 203, 2023): un campione minimo, che indica una tendenza senza certificare che ogni vetro da 4 mm resista a quei diametri.

In Italia non abbiamo individuato una classificazione nazionale della resistenza dei moduli alla grandine: i riferimenti tecnici restano la norma IEC e gli schemi volontari esteri. I requisiti assicurativi vanno verificati nelle singole condizioni di polizza, esaminate nella seconda parte.

Come si legge la scheda tecnica di un modulo

La scheda tecnica è il primo documento da acquisire in un sinistro fotovoltaico. Mettiamo a confronto due schede dello stesso produttore, della stessa famiglia e dello stesso formato: una vetro-backsheet monofacciale e una vetro-vetro bifacciale.

Tavola IV — Due schede tecniche a confronto

Sono le schede di due versioni specifiche, non un campione del mercato, e il confronto non è a parità di ogni altra caratteristica: cambia anche l’altezza della cornice, 35 contro 30 mm. Garanzia di potenza, identica nelle due schede: almeno il 99% della potenza nominale al termine del primo anno, poi una riduzione del limite garantito di 0,40 punti percentuali all’anno, fino all’87,4% al trentesimo anno.

La lettura generale segue poche regole:

• I dati elettrici valgono in condizioni convenzionali. STC significa irraggiamento di 1.000 W/m², cella a 25 °C e spettro di riferimento AM1.5; NOCT indica la temperatura che la cella raggiunge con 800 W/m², aria a 20 °C e vento a 1 m/s (45 ± 2 °C nelle schede citate). In esercizio la potenza può essere inferiore o superiore a quella nominale, secondo irraggiamento, temperatura delle celle e, nei bifacciali, luce sul retro.
• Il fattore di bifaccialità (80% nella scheda vetro-vetro) è il rapporto tra le prestazioni delle due facce in condizioni di misura: non promette l’80% di energia in più. Il guadagno reale dipende da quanta luce raggiunge il retro.
• La tolleranza positiva (0/+3%) descrive il prodotto nelle condizioni dichiarate, non la potenza di quel modulo prima del sinistro.
• I carichi meccanici si riferiscono a condizioni di prova e di montaggio definite, e non certificano la resistenza all’impatto della grandine.
• Le certificazioni vanno lette con l’anno dell’edizione. Il semplice richiamo alla IEC 61215, senza ulteriori indicazioni, non documenta una prestazione alla grandine superiore al minimo del programma di qualificazione: 25 mm, circa due joule.
• Le garanzie sono due e diverse: quella di prodotto copre i difetti, quella di potenza la perdita di rendimento nel tempo. La garanzia di potenza è un impegno contrattuale, non una legge di degrado da applicare in perizia.

Sulla grandine le due schede sono istruttive per ciò che non dicono. Nessuna delle due dichiara una resistenza alla grandine oltre la certificazione IEC. La scheda vetro-vetro dichiara «heat strengthened», cioè indurito, il solo vetro posteriore, e non dichiara il trattamento del vetro frontale, proprio quello che riceve il chicco: è un dato non disponibile nella scheda, non la prova di un vetro non temperato.

Quando la resistenza è dichiarata, di solito si tratta di prodotti costruiti per questo. Un modulo vetro-vetro con vetro frontale temperato da 3,2 mm, lanciato nel 2024 per il Nord America, è presentato come testato da TÜV con chicchi da 55 mm a 33,9 m/s, «circa 17 volte» l’energia della prova IEC (LONGi, maggio 2024). Secondo la tabella della norma, però, la sfera da 55 mm porta 46,1 J contro i 2,0 J di quella da 25 mm: circa 23 volte. Per spiegare la differenza occorrerebbe conoscere la massa effettiva del proiettile e il riferimento energetico usato dal produttore: anche le dichiarazioni migliori vanno verificate sul rapporto di prova.

In un accertamento, dalla scheda si passa quindi a quattro documenti:

1. l’etichetta sul retro del modulo installato, con modello e numero di serie, perché la scheda descrive una famiglia e non il singolo modulo;
2. la distinta base del lotto di produzione (bill of materials, BOM), cioè l’elenco dei componenti con cui quei moduli sono stati effettivamente costruiti. Lo stesso modello commerciale può essere prodotto, in periodi o stabilimenti diversi, con componenti diversi: vetri di altri fornitori, di altro spessore o con altra tempra. I laboratori provano e certificano una specifica distinta base; dal numero di serie il produttore può indicare con quale distinta base è stato costruito il lotto a cui appartiene il modulo installato. Solo così si sa se un risultato di prova riguarda davvero quei moduli;
3. il rapporto di prova di grandine, con laboratorio, diametro, velocità, numero di impatti ed esito;
4. le eventuali qualificazioni aggiuntive e le evidenze sperimentali: registro VKF (classe per funzionalità e per aspetto), rating FM, rapporti Kiwa PVEL o RETC riferiti alla distinta base.

Per usare un rapporto di prova in un confronto tecnico completo devono essere ricostruibili le seguenti informazioni, dal documento stesso o dai protocolli e allegati richiamati:

Che cosa mostrano le prove

La Figura 1 e la Tavola V riportano i risultati della sequenza di grandine di Kiwa PVEL 2026 per tipo di modulo e dimensione della sfera. Il grafico è il modo più rapido per coglierli; la tavola riporta gli stessi valori in forma di tabella. Sono le sedici caselle del grafico pubblicato dal laboratorio, senza valori interpolati o dedotti.

A colpo d’occhio. A 45 mm il vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm ha avuto il vetro rotto nel 61% dei 70 moduli provati, il vetro-backsheet da 3,2 mm in nessuno dei 12 provati. A 50 mm si rompono anche le configurazioni con vetri più spessi.

⚠ Attenzione: le barre non descrivono prove successive sullo stesso esemplare. Ogni valore riassume il gruppo di moduli provato a quel diametro, raggruppato per configurazione costruttiva e spessore dei vetri; prodotti, composizione e numerosità dei campioni possono cambiare da una barra all’altra. Per esempio, nel vetro-vetro 2,5 + 2,5 mm si sono rotti 2 moduli su 4 a 50 mm e nessuno dei 2 provati a 55 mm. Questo non indica che una sfera più grande sia meno severa: campioni diversi e così ridotti non consentono di ricostruire una relazione generale fra diametro e frequenza di rottura. Le prove non sono dello Studio: sono state eseguite e pubblicate dal laboratorio indipendente Kiwa PVEL.

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Figura 1 — Moduli con il vetro rotto nelle prove Kiwa PVEL 2026, per tipo di modulo e dimensione della sfera. Prove eseguite e pubblicate dal laboratorio indipendente Kiwa PVEL (PV Module Reliability Scorecard 2026); elaborazione grafica di Zappa & Company sui dati pubblicati.

Come leggere il grafico e la tavola:

• Un riquadro nel grafico, una riga nella tavola, per ogni tipo di modulo, indicato dallo spessore del vetro frontale e dal tipo di retro.
• Da sinistra a destra, sfere sempre più grandi, da 40 a 55 mm, con l’energia di ogni colpo indicata dal laboratorio. Per confronto, la prova minima IEC con sfere da 25 mm vale circa 2 J.
• L’altezza della barra, o il numero nella casella, è la percentuale di moduli con il vetro rotto. Sotto la barra, o tra parentesi, quanti moduli sono stati provati.
• Barre piene: almeno 10 moduli provati. Barre chiare a righe: solo 2–4 moduli, un dato da leggere con molta cautela; sopra la barra è indicato quanti moduli si sono rotti su quelli provati, per esempio «2 su 4», e nella tavola il dato è segnato con ‡. Riquadro tratteggiato: combinazione non provata.

Tavola V — Rottura del vetro osservata nelle prove Kiwa PVEL 2026, per configurazione e diametro della sfera

↔ Scorri la tabella orizzontalmente per visualizzare tutte le colonne.

Fonte: Kiwa PVEL, Scorecard 2026, grafico della sequenza di grandine; i valori del 43% e del 61% sono dichiarati anche nel testo del laboratorio, gli altri sono letti dal grafico e arrotondati. Il colore indica la frequenza di rottura osservata nel campione ( sotto il 10% · dal 10 al 30% · oltre il 30%), non una classe di sicurezza del prodotto. «Non provato»: nessun campione per quella combinazione nel dataset rappresentato. ‡ Campione di numerosità particolarmente ridotta: il risultato descrive i moduli provati e ha limitata capacità di sostenere confronti generalizzabili; per questo la casella non è colorata. A 45 mm il laboratorio presenta anche il dato aggregato dei tre gruppi a vetro più spesso: 7% su 30 moduli. Le prove sono state eseguite da Kiwa PVEL; lo Studio ne riporta i risultati pubblicati.

Che cosa se ne ricava:

• A 45 mm emerge la differenza comparativa più significativa: nei campioni esaminati il vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm ha mostrato una frequenza di rottura nettamente superiore alle configurazioni con vetri più spessi (61% di 70 moduli, contro lo 0% di 12 vetro-backsheet e il 14% di 14 moduli 3,2 + 2,0 mm). A 40 mm il 43% di rotture su 162 moduli documenta già la vulnerabilità del 2,0 + 2,0 mm, mentre le configurazioni alternative sono state provate su troppo pochi moduli per un confronto altrettanto solido.
• A 50 mm anche le configurazioni con vetri più spessi mostrano rotture, dal 44% al 57%. Lo spessore resta un’informazione utile per la preselezione, ma la prestazione va verificata sul prodotto e sulla distinta base effettivamente installati.
• A 55 mm i campioni sono di due-quattro moduli. Che due gruppi non mostrino rotture non significa che resistano meglio che a 50 mm: questi campioni non consentono una graduatoria generalizzabile tra configurazioni.

Una prova di laboratorio, infine, non riproduce una grandinata. Nella prova normalizzata i colpi sono separati e il modulo torna in equilibrio prima del successivo; in una grandinata reale può essere colpito più volte prima che le oscillazioni prodotte dall’urto precedente si siano esaurite. L’effetto degli impatti ravvicinati è oggetto di ricerche specifiche, come il progetto del NREL sugli impatti multipli (Jordan et al., Multiple Hail Impact Testing, marzo 2025): è un programma di ricerca, non la dimostrazione che ogni sequenza ravvicinata produca più danno.

Che cosa ne ricava chi accerta e chi assicura

1. La certificazione IEC 61215 documenta il minimo: 25 mm, circa 2 J. Una prestazione superiore può essere assunta come riferimento nell’accertamento quando è documentata per il prodotto considerato: rapporto di prova, registro svizzero, certificazione FM, risultati di laboratorio riferiti alla distinta base.
2. A 45 mm la differenza tra configurazioni è documentata. Nei campioni provati il vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm si rompe molto più spesso delle configurazioni a vetro più spesso. Per chi assume il rischio in zone esposte, il tipo di modulo è un’informazione di rischio, non un dettaglio commerciale.
3. A 50 mm anche i vetri più spessi si rompono: lo spessore aiuta a preselezionare, ma la prestazione va verificata sul prodotto e sulla distinta base installati.
4. Il modulo va identificato fino alla distinta base: dall’etichetta e dal numero di serie si risale al lotto di produzione e ai suoi componenti, e da questi al rapporto di prova pertinente. La sola denominazione commerciale e la potenza nominale non consentono di determinare la resistenza alla grandine.

Nella seconda parte il confronto passa dal laboratorio al campo: che cosa documentano i rapporti ufficiali dell’estate 2026, quale energia portano i chicchi di 9 cm e oltre, come si ricostruisce l’evento sul sito e che cosa prevedono le polizze, in Italia e all’estero.

Il metodo con cui lo Studio conduce questi accertamenti — delimitazione del danno, congruità degli interventi di ripristino e quantificazione delle perdite di esercizio — è descritto nella pagina dedicata alle perizie assicurative su impianti fotovoltaici.

Avvertenza

Le considerazioni di questo articolo hanno carattere tecnico e metodologico e non costituiscono valutazione di operatività di alcuna copertura. Le frequenze della Tavola V descrivono i prodotti provati in laboratorio e non sostituiscono la verifica del singolo modulo.

Fonti essenziali

Norme e schemi di certificazione

• IEC 61215-2:2021, Terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval – Part 2: Test procedures (prova MQT 17). I parametri procedurali, le masse e le velocità riportati nell’articolo sono tratti dall’edizione precedente, IEC 61215-2:2016, che la 2021 sostituisce.
• IEC TS 63397:2022, Photovoltaic (PV) modules – Qualifying guidelines for increased hail resistance, con corrigendum del luglio 2023.
• IEC 61730-2:2023, Photovoltaic (PV) module safety qualification – Part 2: Requirements for testing.
• VKF/AICAA, Prescrizioni di prova n. 00a, Parte generale A (classi HW1–HW5; Appendice B, sfere da 60, 70 e 80 mm) e pagina delle prescrizioni del registro della grandine.
• Hagelregister, Neue Regelung für den Eintrag von Photovoltaik-Modulen, ottobre 2025.
• Swissolar, Merkblatt Photovoltaik n. 17, Umgang mit Hagelschäden an Solaranlagen.
• FM Approvals, Examination Standard 4478, Roof-Mounted Rigid Photovoltaic Module Systems, marzo 2025.
• FM Approvals, Examination Standard 4480, Ground-Mounted or Elevated Photovoltaic Module Systems, febbraio 2025.
• ANSI/FM 4473, prova di resistenza all’impatto con sfere di ghiaccio (classi 1–4).
• ASTM C1048, Standard Specification for Heat-Strengthened and Fully Tempered Flat Glass.

Ricerca e laboratori di prova

• Kiwa PVEL, PV Module Reliability Scorecard 2026: Hail Stress Sequence, grafico dei risultati per configurazione e numerosità, Mechanical Stress Sequence.
• RETC, Module Glass Impacts Hail Resiliency, giugno 2023.
• Chakraborty S., Haldkar A.K., Manoj Kumar N., Analysis of the hail impacts on the performance of commercially available photovoltaic modules of varying front glass thickness, Renewable Energy 203, 2023.
• Mannino G., Battaglioli F., Tina G.M., Large hail impacts on photovoltaic systems: A review of damage, testing, and mitigation, Energy Reports 15, 2026.
• Palmiotti E.C. et al., Surface Stress Characterization and Trends in Thermally Strengthened Photovoltaic Module Glass, IEEE Journal of Photovoltaics 16(4), luglio 2026.
• Hartley et al., SAND2024-09110J, Sandia National Laboratories, 2024 (correlazione digitale d’immagine sull’impatto della grandine).
• Jordan D.C., Newkirk J., Springer M., Hartley J., Multiple Hail Impact Testing, NREL, marzo 2025.
• Mognato E. et al., Thermally toughened safety glass: correlation between flexural strength, fragmentation and surface compressive stress, glassonweb, 2011.

Industria e mercato

• VDMA, International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV), 17ª edizione, giugno 2026; 10ª edizione, 2019.
• Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report, luglio 2026.
• VDE Americas, Breaking point: understanding and preventing PV module glass fracture, PV Tech, 30 settembre 2025.
• kWh Analytics, Solar Risk Assessment 2023, 2024 e 2025.
• IEA PVPS, Bifacial Photovoltaic Modules and Systems, Report T13-14:2021.
• RETC, PV Module Index Report 2024.
• PV Tech, New policies set to ease China solar glass production constraints amidst soaring costs, novembre 2020.
• pv magazine, Chinese PV industry brief: rising solar glass prices, 24 settembre 2021.
• DuPont, 2020 Global PV Reliability Report.
• Schede tecniche di confronto: modulo vetro-backsheet 3,2 mm e modulo vetro-vetro 2,0 + 2,0 mm; LONGi, Hi-MO 5 Ice-Shield, maggio 2024.
• Arpae Emilia-Romagna, Rapporto dell’evento meteorologico dal 18 al 21 luglio 2026 e Rapporto dell’evento meteorologico del 28 agosto 2026, citati nell’apertura.

Nota metodologica

Le fonti sono state consultate alla data di aggiornamento indicata in apertura. Le frequenze della Tavola V sono quelle pubblicate da Kiwa PVEL, con il relativo numero di campioni; lo Studio non vi aggiunge stime proprie. Le energie della Tavola II sono calcolate dalle masse e velocità nominali della norma. L’analisi riguarda i moduli in silicio cristallino; i moduli a film sottile, con architetture di vetro diverse, non sono trattati. Le norme sono citate nelle edizioni indicate; per la IEC 61215-2 i dettagli della prova MQT 17 provengono dal testo dell’edizione 2016. Non sono riportati dati riservati relativi a incarichi peritali dello Studio; gli eventuali casi richiamati provengono da pubblicazioni accessibili. L’articolo non cita riferimenti giurisprudenziali.