Le differenze tra i moduli diventano più evidenti in ambienti ad alta temperatura? Analisi della scelta tra HJT, TOPCon e IBC

In estate la produzione fotovoltaica è spesso più elevata, ma questo non significa che i moduli lavorino meglio con il caldo. Al contrario, l’aumento della temperatura comporta perdite di potenza aggiuntive. Per HJT, TOPCon e IBC, la vera differenza non sta solo nell’efficienza nominale, ma in quale tecnologia riesce a mantenere più output quando la temperatura del modulo sale.

Se si guarda solo alla resistenza al calore, HJT ha in genere un vantaggio maggiore; se invece conta di più l’equilibrio tra costo e rendimento, TOPCon è più adatto alla maggior parte dei progetti standard; se il progetto richiede anche estetica e integrazione architettonica, IBC resta una soluzione valida. Per le imprese, le differenze tra i pannelli fotovoltaici in condizioni di caldo estivo si riflettono infine sulla stabilità della produzione, sulla quota di autoconsumo e sul ritorno dell’investimento.

Indice

1. Perché le alte temperature estive riducono l’efficienza dei moduli fotovoltaici?
2. Quali differenze ci sono tra HJT, TOPCon e IBC alle alte temperature?
3. Come scegliere il modulo più adatto per l’azienda in estate?
4. Come ridurre le perdite di produzione e migliorare le prestazioni del sistema?
5. Domande frequenti sulla scelta dei moduli fotovoltaici in ambienti ad alta temperatura
6. FAQ

1. Perché le alte temperature estive riducono l’efficienza dei moduli fotovoltaici?

I moduli fotovoltaici sono sensibili alla temperatura. Quando la temperatura delle celle aumenta, la tensione di uscita diminuisce, causando una perdita di potenza. In altre parole, anche se in estate l’irraggiamento è più forte e la produzione complessiva è spesso più elevata, il caldo di per sé non migliora l’efficienza del modulo fotovoltaico; al contrario, riduce la resa nelle ore di massima insolazione.

Per valutare questo effetto si osserva di solito il coefficiente di temperatura. Più è basso, minore sarà la perdita di potenza del modulo alle alte temperature. La logica di calcolo del testo originale può essere mantenuta così:

Perdita di potenza = coefficiente di temperatura × (temperatura di esercizio del modulo - 25°C)

Prendendo come esempio un modulo TOPCon, se il coefficiente di temperatura è stimato in -0,32%/°C, quando la temperatura di esercizio sale da 25°C a 65°C, la perdita di potenza è circa:

-0,32%/°C × (65 - 25) = 12,8%

Ecco perché in molti impianti, nelle ore centrali estive con l’irraggiamento più intenso, l’output del modulo non continua ad aumentare in parallelo alla radiazione solare. Le prestazioni reali non dipendono solo da quanto è forte il sole, ma anche da quanta potenza utile il modulo riesce a mantenere in condizioni di alta temperatura.

1.1 L’impatto dell’alta temperatura non riguarda solo il calo di efficienza

L’effetto del caldo sui moduli fotovoltaici non si limita alla riduzione della produzione in un momento specifico, ma può amplificare anche alcuni rischi di esercizio nel lungo periodo. I principali sono tre:

• Perdite di potenza più evidentiNelle ore centrali, quando forte irraggiamento e alte temperature si sommano, i moduli entrano più facilmente in una fascia di funzionamento ad alta temperatura e il calo di output risulta più marcato rispetto a primavera e autunno.
  
• Maggiore rischio di hotspot localiQuando una parte del modulo è ombreggiata, sporca o soggetta a contaminazione, l’aumento locale della temperatura può essere più rapido e il rischio di hot spot cresce. Questo resta un problema molto concreto nell’esercizio estivo.
  
• Maggiore pressione sul degrado in ambienti caldo-umidiCon l’azione combinata di alte temperature e umidità, fenomeni come il PID richiedono maggiore attenzione. Anche se i moduli moderni integrano normalmente soluzioni anti-PID, in presenza di progettazione o installazione non corrette questi rischi non possono essere del tutto trascurati.

1.2 Perché i progetti aziendali risentono di più delle alte temperature?

Per un impianto fotovoltaico aziendale, l’impatto del caldo non va valutato solo sulla produzione media, ma soprattutto sulla stabilità dell’output nelle fasce orarie di carico più critiche. In molte aziende, i picchi di consumo si concentrano proprio nelle ore diurne estive; se i pannelli fotovoltaici subiscono un calo più marcato nelle ore più calde, anche la capacità del sistema di coprire il fabbisogno diminuisce, aumentando la dipendenza dalla rete. Per questo, l’alta temperatura non incide solo sui parametri del modulo, ma anche sulle prestazioni complessive del sistema, sul risparmio energetico aziendale e sulla scelta del fotovoltaico per le aziende.

2. Quali differenze ci sono tra HJT, TOPCon e IBC alle alte temperature?

Le differenze tra queste tre tecnologie alle alte temperature riguardano soprattutto il coefficiente di temperatura, la stabilità dell’output e gli scenari applicativi per cui risultano più adatte. Il coefficiente di temperatura determina quanto rapidamente cala la potenza del modulo con il calore, mentre la struttura tecnica e il contesto di installazione determinano quanto questa differenza emerga davvero nel progetto reale.

2.1 HJT: migliore capacità di mantenere la potenza alle alte temperature

• Coefficiente di temperatura più basso: il coefficiente di temperatura dei moduli HJT è di circa -0,243%/°C, il che significa che per ogni aumento di 1°C la potenza diminuisce di circa 0,243%. Quando la temperatura del modulo passa da 25°C a 65°C, la perdita di potenza è solo di circa 9,72%, con un vantaggio più evidente in ambienti caldi.
• Vantaggi della struttura cellulare: grazie alla tecnologia a eterogiunzione, che combina silicio cristallino e silicio amorfo, HJT può assorbire in modo più efficace una parte più ampia dello spettro solare, migliorando l’efficienza complessiva, soprattutto nelle aree dell’Europa meridionale con forte irraggiamento.
• Maggiore affidabilità: il processo a bassa temperatura e una struttura cellulare più flessibile contribuiscono a ridurre il rischio di microcricche durante trasporto e installazione, migliorando la stabilità operativa nel lungo periodo.

2.2 TOPCon: prestazioni equilibrate alle alte temperature

• Coefficiente di temperatura intermedio: il coefficiente di temperatura è di circa -0,32%/°C e la perdita di potenza ad alta temperatura è di circa 12,8% nel passaggio da 25°C a 65°C. Pur essendo leggermente inferiore a HJT sotto questo aspetto, TOPCon resta migliore rispetto ai moduli tradizionali come il PERC.
• Vantaggi strutturali evidenti: la passivazione bifacciale e lo strato riflettente posteriore migliorano il trasporto dei portatori di carica, riducono i danni termici e contribuiscono ad allungare la vita utile del modulo.
• Vantaggio nel rapporto qualità-prezzo: rispetto a HJT, TOPCon ha costi più contenuti ed è quindi adatto a progetti aziendali con budget più sensibile ma con esigenze concrete sulle prestazioni estive. Per molto fotovoltaico aziendale standard, resta una delle soluzioni più equilibrate.

2.3 IBC: più adatto ai progetti con elevate esigenze estetiche

• Prestazioni ad alta temperatura comunque competitive: il coefficiente di temperatura dei moduli IBC è di circa -0,29%/°C. Con un aumento della temperatura da 25°C a 65°C, la perdita di potenza è di circa 11,6%. Dal punto di vista dei dati, quindi, non si tratta di una tecnologia senza competitività; semplicemente, se si considera solo la resistenza al calore, di norma non supera HJT.
• Adatto a scenari speciali: grazie ai vantaggi strutturali ed estetici, IBC è più indicato per edifici commerciali con requisiti architettonici elevati, progetti BIPV e altre applicazioni speciali. È proprio questo il punto che lo distingue maggiormente da HJT e TOPCon.

3. Come scegliere il modulo più adatto per l’azienda in condizioni di caldo estivo?

Quando un’azienda sceglie i moduli per scenari ad alta temperatura, il punto non è capire solo quale tecnologia abbia il parametro più alto, ma quale capacità serva davvero al progetto. Nelle aree con caldo intenso e forte irraggiamento, conta prima di tutto la stabilità di output alle alte temperature; per la maggior parte dei tetti commerciali e industriali standard, è più importante l’equilibrio tra prestazioni, costi e fattibilità; se il progetto richiede anche una buona resa estetica e coerenza con l’edificio, IBC è spesso una soluzione più mirata.

3.1 Temperature elevate: prima di tutto la stabilità termica

Se il progetto si trova nel sud Italia, nel centro-sud della Spagna o nel sud della Francia, dove in estate i moduli lavorano spesso a lungo in condizioni di alta temperatura, è opportuno confrontare prima di tutto il coefficiente di temperatura e la capacità di mantenere la potenza con il caldo. In questi casi, HJT tende a mostrare più chiaramente i suoi vantaggi.

Se invece il progetto si trova in aree con condizioni termiche più moderate, il caldo continua a influire sulla produzione, ma non sempre è il fattore decisivo. In questi casi, TOPCon risulta spesso una scelta più concreta e più adatta a molto fotovoltaico aziendale standard.

3.2 Quando lo spazio sul tetto è limitato, conta prima di tutto l’efficienza per metro quadrato

Per progetti su stabilimenti, magazzini o aree logistiche con superficie disponibile limitata, la potenza utile installabile per metro quadrato incide direttamente sulla taglia dell’impianto e sulle prestazioni complessive. In questi scenari, HJT o IBC sono spesso più adatti ai progetti che richiedono una resa più elevata per unità di superficie.

Se invece la disponibilità di tetto è più ampia e il progetto punta soprattutto al controllo del costo complessivo, TOPCon riesce in genere a offrire una soluzione più equilibrata per un impianto fotovoltaico per azienda o per un fotovoltaico capannone.

3.3 Priorità di progetto diverse portano a scelte diverse

Se il progetto punta soprattutto alla stabilità di output nelle ore estive più calde, HJT è in genere la tecnologia da confrontare per prima; se conta di più l’equilibrio tra investimento complessivo e facilità di realizzazione, TOPCon è spesso più adatto alla maggior parte dei tetti standard; se invece il progetto richiede standard più elevati in termini di estetica, integrazione architettonica e impatto visivo, IBC risulta più mirato.

Dal punto di vista pratico, quando un’azienda sceglie i pannelli fotovoltaici per scenari ad alta temperatura, conviene chiarire prima tre aspetti:

• Se il sito di progetto è soggetto in estate a condizioni di funzionamento stabilmente calde
• Se il progetto privilegia la stabilità di output nelle ore più calde oppure l’equilibrio complessivo della soluzione
• Se il tetto richiede anche maggiore attenzione all’estetica o all’integrazione con l’edificio

3.4 Nei progetti di lungo periodo conta di più la coerenza delle prestazioni

Per i progetti con ciclo di vita più lungo e con requisiti più elevati in termini di uniformità di produzione e stabilità operativa, come i sistemi gestiti in modo centralizzato su più siti, vale la pena dare priorità anche al controllo del degrado nel lungo termine e alla coerenza di esercizio. In questo tipo di applicazioni, HJT o IBC tendono più facilmente a mostrare vantaggi di stabilità nel tempo, mentre TOPCon si adatta meglio ai progetti che privilegiano l’equilibrio complessivo e l’efficienza di implementazione.

4. Come ridurre le perdite di produzione e migliorare le prestazioni del sistema?

Per i sistemi già in esercizio, la riduzione delle perdite dovute al caldo si può in genere dividere in tre passaggi: prima individuare l’origine del problema, poi migliorare pulizia e gestione delle ombre, infine ottimizzare le condizioni operative nelle ore più calde.

4.1 Prima individuare l’origine delle perdite e verificare il problema

Se in estate le prestazioni peggiorano, questo non significa necessariamente che il problema sia nel modulo. Spesso vengono semplicemente amplificati fattori come ventilazione insufficiente, ombreggiamenti locali, sporco non uniforme, anomalie di cablaggio o surriscaldamenti localizzati. Per un impianto già realizzato, il primo passo non è sostituire subito i moduli, ma capire se la perdita dipende dal modulo fotovoltaico oppure dalle condizioni del sistema.

Si può iniziare da queste verifiche:

• Confrontare l’andamento dell’output nelle ore centrali più calde con quello del mattino e del tardo pomeriggio
• Confrontare le differenze di prestazione tra aree diverse dello stesso tetto e tra stringhe diverse
• Confrontare la curva di produzione e l’andamento termico dell’estate attuale con quelli dello stesso periodo dell’anno precedente

Solo dopo aver chiarito l’origine della perdita, le azioni di ottimizzazione possono essere davvero efficaci.

4.2 Curare bene pulizia e gestione delle ombre

In ambienti caldi, polvere, escrementi di uccelli, ombre di alberi, parapetti e proiezioni degli impianti tecnici si trasformano più facilmente in perdite reali di produzione. Poiché i moduli lavorano già a temperature elevate, quando una zona è sporca o in ombra il surriscaldamento locale tende ad aumentare più rapidamente e il calo di output risulta più evidente.

Se si vuole migliorare in tempi rapidi le prestazioni di un sistema esistente, gli interventi prioritari sono spesso questi:

• Aggiungere prima dell’estate una pulizia mirata e un’ispezione dedicata
• Riesaminare i punti di ombreggiamento che si presentano in fasce orarie fisse
• Aumentare la frequenza dei controlli nelle aree più soggette a sporco e riscaldamento rapido
• Intervenire tempestivamente in presenza di surriscaldamenti locali anomali e rischio di hot spot

Queste azioni non sono complesse, ma spesso migliorano la produzione estiva in modo più diretto rispetto a una semplice valutazione dei parametri di targa dei moduli fotovoltaici.

4.3 Ottimizzare le condizioni del sistema nelle ore più calde

Se dopo le verifiche emerge che il problema si concentra soprattutto nelle ore centrali, bisogna valutare se le condizioni del sistema stanno amplificando le perdite. Per esempio, ventilazione insufficiente sul retro del modulo, disposizione troppo fitta o accumulo di calore sul tetto possono aumentare la temperatura reale di esercizio e aggravare il calo di potenza estivo.

Per questo, il terzo passaggio non consiste nel rifare l’impianto da zero, ma nell’ottimizzare prima di tutto le condizioni che incidono direttamente sulle prestazioni nelle ore più calde, tra cui:

• Verificare la dissipazione termica e la ventilazione nelle aree più critiche
• Valutare se la disposizione è troppo densa o se ci sono zone soggette ad accumulo di calore
• Effettuare correzioni locali o ottimizzazioni per aree nelle zone dove il problema è più concentrato
• Concentrarsi soprattutto sulle fasce orarie chiave, in particolare a mezzogiorno e nel primo pomeriggio estivo

Per un progetto commerciale o industriale, più che la produzione media sull’intera giornata conta la capacità di mantenere output utile nelle ore di maggiore temperatura. Se questi punti chiave vengono gestiti correttamente, il sistema tende in genere a garantire prestazioni estive più stabili e un migliore risparmio energetico in azienda.

5. Domande frequenti sulla scelta dei moduli fotovoltaici in ambienti ad alta temperatura

Con il caldo estivo, i moduli fotovoltaici non dovrebbero produrre di più?

Non del tutto. In estate la produzione complessiva è spesso più alta soprattutto perché l’irraggiamento solare è più intenso e la durata dell’esposizione è maggiore; ma dal punto di vista del modulo, l’aumento della temperatura comporta perdite di potenza aggiuntive. Il punto davvero importante è capire quanta potenza utile il modulo riesca ancora a mantenere nelle ore più calde.

Quando la temperatura dell’aria raggiunge i 35°C, a quanto può arrivare in genere la temperatura reale del modulo?

Di solito è più alta. Soprattutto a mezzogiorno, con forte irraggiamento, poco vento e condizioni di dissipazione termica normali, non è raro che la temperatura del modulo raggiunga 60°C o anche di più. Per questo, per valutare l’impatto del caldo non basta guardare la temperatura dell’aria: bisogna considerare anche la temperatura reale di esercizio del modulo, il tipo di installazione e le condizioni del tetto.

In ambienti ad alta temperatura, HJT è sempre più adatto di TOPCon?

Non necessariamente. Se il progetto dà priorità al mantenimento della potenza nelle ore più calde, HJT tende ad avere un vantaggio maggiore; se invece contano di più costo, maturità della fornitura ed equilibrio complessivo della soluzione, TOPCon resta molto competitivo, soprattutto quando adotta ottimizzazioni strutturali come il design 1/3-cut. Il punto non è stabilire in astratto quale tecnologia sia più forte, ma quale sia più adatta al progetto reale.

I moduli IBC hanno ancora competitività nelle aree calde?

Sì. I vantaggi di IBC non riguardano solo il comportamento alle alte temperature, ma anche l’assenza di busbar frontali, la migliore integrità estetica e la maggiore compatibilità con l’integrazione architettonica. Se il progetto richiede insieme efficienza, resa visiva e coerenza con il design del tetto, IBC resta una soluzione che vale la pena confrontare.

In estate, per scegliere i moduli basta guardare il coefficiente di temperatura?

No. Il coefficiente di temperatura è importante, ma non è l’unico criterio di scelta. Nei progetti reali, il tipo di installazione, la ventilazione, l’ambiente del tetto, la coerenza prestazionale dei moduli e la manutenzione successiva influenzano tutti il comportamento effettivo nelle ore più calde. Il coefficiente di temperatura indica solo la perdita di potenza del modulo ad alta temperatura, ma da solo non basta a determinare la scelta finale del progetto.

Maysun Solar si impegna a fornire ai clienti europei soluzioni di moduli fotovoltaici più adatte a scenari ad alta temperatura e a tetti complessi. Attorno alle principali tecnologie come TOPCon, IBC e HJT, continuiamo a ottimizzare le prestazioni dei moduli in termini di comportamento termico, stabilità di output e adattabilità applicativa, aiutando progetti residenziali e di fotovoltaico aziendale a trovare un equilibrio più razionale tra prestazioni, costi e affidabilità nel lungo periodo.

Riferimenti

European Commission Joint Research Centre (JRC) — Manuale utente PVGIS

https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/getting-started-pvgis/pvgis-user-manual_en

European Commission Joint Research Centre (JRC) — Fonti dei dati PVGIS e metodi di calcolo

https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/getting-started-pvgis/pvgis-data-sources-calculation-methods_en

European Commission Joint Research Centre (JRC) — FV connesso alla rete

https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/pvgis-tools/grid-connected-pv_en

World Bank Group; Solargis — Global Solar Atlas: output dei dati

https://globalsolaratlas.info/support/data-outputs

Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE — Aree di attività: Fotovoltaico

https://www.ise.fraunhofer.de/en/business-areas/photovoltaics.html

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