Indice
- Introduzione
- Perché l’aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici provoca perdita di potenza?
- Quattro effetti principali delle alte temperature sui moduli fotovoltaici
Introduzione
Forte irraggiamento non significa necessariamente alta produzione di energia. Nei mesi di luglio e agosto, sebbene l’irraggiamento sia massimo, le alte temperature spesso riducono l’output della centrale rispetto alla primavera o all’inizio dell’estate. Ciò avviene perché l’aumento della temperatura abbassa in modo significativo l’efficienza dei pannelli fotovoltaici, impedendo al sistema di mantenere le migliori prestazioni.
Le condizioni standard di test dei moduli fotovoltaici sono 25℃, e i coefficienti di temperatura delle diverse tecnologie variano da -0,24%/℃ a -0,44%/℃. Quando la temperatura passa da 25℃ a 70℃, la potenza in uscita può diminuire del 10%–20%, mentre un intervallo tra 20℃ e 30℃ è più vicino alla zona di lavoro ideale.
Il caldo e l’umidità elevati dell’estate non solo riducono l’efficienza di produzione energetica, ma aumentano anche il carico termico su inverter e cavi, esercitando pressione sulla stabilità a lungo termine dell’impianto fotovoltaico per aziende.
Perché l’aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici provoca perdita di potenza?
A causa delle caratteristiche termiche intrinseche dei moduli, l’aumento della temperatura provoca perdita di potenza. Nelle giornate estive più calde, la temperatura sul retro del modulo può arrivare fino a 70℃ e lo strato di lavoro delle celle interne può superare gli 80℃.
La potenza dei moduli a diverse temperature si calcola con la seguente formula di perdita:
PT = PSTC × [1 + γ × (Tc − 25)]
Dove:
- PT = potenza in uscita del modulo alla temperatura Tc
- PSTC = potenza nominale a condizioni standard di test (25℃)
- γ = coefficiente di temperatura di potenza (valore negativo, unità /℃, ad esempio -0,0032 equivale a -0,32%/℃)
- Tc = temperatura operativa del modulo (℃)
Prendendo come esempio un modulo fotovoltaico da 550W, la perdita di potenza da 25℃ a 70℃ è:
- Tecnologia PERC: coefficiente -0,35%/℃, calo di circa 15,8%, output circa 463W
- Tecnologia TOPCon: coefficiente -0,32%/℃, calo di circa 14,4%, output circa 471W
- Tecnologia IBC: coefficiente -0,29%/℃, calo di circa 13,1%, output circa 478W
- Tecnologia HJT: coefficiente -0,243%/℃, calo di circa 10,9%, output circa 490W
Nota: Sistema fotovoltaico residenziale in Germania, con moduli della serie TOPCon, variazione della potenza in uscita da 25℃ a 70℃
Sia negli impianti di fotovoltaico per le aziende che in quelli residenziali, la struttura del tetto influisce sul riscaldamento dei moduli.
Prendendo come esempio un tetto in acciaio colorato, i moduli ai bordi hanno temperature più basse grazie a una migliore ventilazione, mentre nella zona centrale la ventilazione è scarsa e la temperatura più alta.
Le misurazioni reali di Fraunhofer ISE e TÜV dimostrano che questa differenza può arrivare a 5–10℃, corrispondenti a circa un 3–5% di differenza nella produzione. Fenomeni simili si riscontrano anche su tetti in cemento, coperture a membrana e pensiline fotovoltaiche: se non gestiti correttamente, possono ridurre la produzione dell’intera stringa, rappresentando un rischio da considerare nella progettazione e nella manutenzione dell’impianto fotovoltaico.
Quattro effetti principali delle alte temperature sui moduli fotovoltaici
1. Riduzione della potenza di uscita dei moduli fotovoltaici
Con l’aumento della temperatura nell’impianto, la potenza dei pannelli fotovoltaici continua a diminuire: è l’effetto più diretto del caldo. Secondo i dati misurati da Fraunhofer ISE e NREL, i moduli in silicio cristallino producono circa il 15%–20% in più a una temperatura ambiente di circa 20℃ rispetto a quando operano in condizioni di calore elevato, tra 65℃ e 70℃.
A parità di irraggiamento, i sistemi situati in aree a bassa temperatura registrano una produzione effettiva di energia più elevata, mentre quelli in regioni calde sono più soggetti a cali di produzione e perdita di potenza.
Come ridurre il surriscaldamento dei moduli fotovoltaici in estate?
Durante il funzionamento estivo, una progettazione e una manutenzione adeguate possono ridurre efficacemente le perdite di potenza dovute alle alte temperature.
- Migliorare la ventilazione: prevedere canali di aerazione sugli impianti a tetto per evitare la formazione di isole di calore nella parte centrale dei moduli.
- Installazione rialzata: sollevare i moduli tramite supporti per aumentare lo spazio di circolazione dell’aria.
- Tetti chiari o rivestimenti riflettenti: riducono l’assorbimento del calore e abbassano la temperatura operativa complessiva dell’impianto fotovoltaico per aziende.
2. Impatto sulla durata dei componenti principali dell’inverter
Negli impianti di fotovoltaico aziendale, l’inverter è un componente chiave tanto sensibile al calore quanto i moduli. È costituito da numerosi semiconduttori di potenza, condensatori e induttori che già generano calore durante il funzionamento. Se a questo si somma l’eccessiva temperatura ambientale, il rischio di calo di efficienza e riduzione della durata operativa aumenta in modo significativo.
Quando la temperatura esterna dell’inverter supera i 60–65℃, il sistema attiva spesso una protezione automatica di derating per evitare guasti. Nelle giornate estive più calde, una centrale fotovoltaica non solo produce meno energia, ma può anche subire ulteriori perdite di rendimento a causa del surriscaldamento degli inverter.
Come ridurre il surriscaldamento degli inverter in ambienti ad alta temperatura?
Una ventilazione e protezione adeguata sono fondamentali per garantire il funzionamento stabile a lungo termine degli inverter.
- Ottimizzazione di installazione e layout: scegliere posizioni ben ventilate, evitando che l’inverter si trovi sotto l’irraggiamento diretto di mezzogiorno o nelle zone di isola di calore sul tetto.
- Combinazione di ombreggiamento e dissipazione: utilizzare tettoie o pannelli di protezione per ridurre l’irraggiamento solare diretto, mantenendo al contempo un corretto flusso d’aria.
- Pianificazione di cavi ed apparecchiature: cablaggio razionale e distanze sufficienti per evitare accumuli locali di calore che ostacolano la dissipazione complessiva.
- Soluzioni avanzate di raffreddamento: nelle grandi centrali, gli inverter a raffreddamento liquido stanno progressivamente sostituendo il design tradizionale ad aria; nelle applicazioni di fotovoltaico per le aziende, prevalgono sistemi intelligenti di ventilazione e canali ottimizzati per affrontare le ondate di calore sempre più frequenti.
3. Effetto hot-spot: riduzione della durata dei moduli fotovoltaici
Temperature locali troppo elevate possono attivare l’effetto hot-spot, riducendo la vita utile dei moduli del 20%–30%.
Il meccanismo si basa sul fatto che le celle solari parzialmente ombreggiate lavorano in polarizzazione inversa, trasformando la corrente in calore e facendo salire rapidamente la temperatura in quella zona.
Nel lungo periodo, queste aree surriscaldate portano all’invecchiamento dei materiali di incapsulamento, alla formazione di crepe nelle celle e, nei casi più gravi, al guasto del modulo fotovoltaico stesso.
Durante l’estate, i pannelli fotovoltaici sono più esposti a rischi di ombreggiamento dovuti a escrementi di uccelli, foglie, polvere o strutture parziali: anche con una temperatura ambiente di soli 35℃, le zone colpite possono superare rapidamente i 100℃, causando cali significativi di potenza sull’intera stringa.
Come rilevare e prevenire l’effetto hot-spot negli impianti fotovoltaici?
Per evitare le perdite di potenza e i rischi di sicurezza legati agli hot-spot, è necessario adottare misure multilivello già in fase di progettazione e durante l’operatività:
- Termografia a infrarossi: eseguire controlli periodici durante l’esercizio estivo per individuare tempestivamente le aree di surriscaldamento locale.
- Layout e scelta dei moduli: ottimizzare la disposizione delle stringhe in fase di progettazione per ridurre il rischio di ombreggiamento parziale.
- Protezione e pulizia dei moduli: pulire regolarmente polvere, foglie ed escrementi di uccelli per ridurre le cause di ombreggiamento.
- Diodi di bypass e nuovi materiali: l’impiego di diodi di bypass di alta qualità e processi di incapsulamento migliorati può ridurre in modo significativo l’impatto degli hot-spot.
4. PID effect: degrado e guasti dei moduli fotovoltaici
L’effetto PID (Potential Induced Degradation), noto anche come degrado indotto dal potenziale, si verifica negli impianti fotovoltaici in condizioni di alta tensione combinata con alte temperature e umidità. È causato dalla migrazione ionica che determina un decadimento delle prestazioni dei moduli.
Il fenomeno si manifesta con un rapido calo della potenza in uscita nel breve termine e con un’accelerazione del processo di guasto nel lungo periodo. In condizioni estreme, il PID può ridurre l’efficienza dei moduli del 10%–30%, compromettendone notevolmente la vita utile.
Il rischio di PID è più elevato nelle zone costiere con elevata umidità e forte concentrazione salina, e diventa ancora più critico se combinato con le alte temperature estive. Tuttavia, il PID è stato identificato già nel 2005 e, grazie a anni di ricerca e al miglioramento dei materiali, i moduli fotovoltaici di alta qualità oggi hanno ridotto in modo significativo tale rischio.
Come prevenire l’effetto PID nei moduli solari?
La pratica del settore dimostra che le seguenti misure possono ridurre in modo efficace la probabilità di PID:
- Progettazione elettrica: messa a terra corretta o applicazione di una tensione inversa ai moduli durante la notte per eliminare le cariche accumulate.
- Struttura vetro-vetro: l’uso del doppio vetro riduce la penetrazione del vapore acqueo e la migrazione delle cariche, migliorando notevolmente l’affidabilità a lungo termine degli impianti fotovoltaici.
Maysun Solar offre pannelli fotovoltaici e soluzioni di alta qualità, che spaziano dai tetti industriali ai sistemi da balcone. Grazie a tecnologie come IBC, HJT e TOPCon, anche in condizioni di alte temperature garantiamo prestazioni elevate e affidabilità nel tempo, ideali per chi investe in un impianto fotovoltaico industriale o residenziale.
Riferimenti
Fraunhofer ISE. (2025). Photovoltaics Report 2025. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2025). Photovoltaic Performance: Real-Time PV Solar Resource Testing. U.S. Department of Energy. https://www.nrel.gov/pv/real-time-photovoltaic-solar-resource-testing.html
DNV. (2021). PV Module Reliability Scorecard 2021. DNV Energy Systems. https://2021modulescorecard.pvel.com/2021-pv-module-reliability-scorecard/
Kiwa PVEL. (2025). PV Module Reliability Scorecard 2025. Kiwa PVEL. https://scorecard.pvel.com/
Maysun Solar. (2025). Solarmodul-Hotspot-Risiken und Prävention – Leitfaden. Maysun Solar Deutschland Blog. https://www.maysunsolar.de/blog/solarmodul-hotspot-risiken-und-praevention-leitfaden
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