Negli ambienti con nebbia salina e umidità elevata, i rischi strutturali dei moduli si manifestano in modo ritardato: la valutazione dell’adattamento strutturale in fase di selezione è più critica della manutenzione. La IEC 61701 rappresenta solo un riferimento di base, mentre i moduli a doppio vetro tendono a garantire prestazioni di lungo periodo più controllabili in questi contesti.
Indice
- Perché nebbia salina e alta umidità rappresentano un rischio a lungo termine per i moduli fotovoltaici?
- Il rischio deriva dalla protezione del sistema o dalla struttura del modulo?
- Superare il test IEC 61701 garantisce l’idoneità agli ambienti costieri?
- Differenze strutturali essenziali tra moduli in ambienti con nebbia salina e alta umidità
- Esiste un “miglior modulo fotovoltaico” in questi ambienti?
Perché nebbia salina e alta umidità rappresentano un rischio a lungo termine per i moduli fotovoltaici?
Nebbia salina e umidità persistentemente elevata amplificano nel medio-lungo periodo il rischio di guasti dei moduli, effetti che spesso non emergono nelle fasi iniziali di esercizio di un impianto fotovoltaico per aziende.
Nelle aree costiere o soggette a umidità costante, sali e vapore acqueo costituiscono una condizione ambientale permanente, aumentando progressivamente la probabilità di problemi legati a isolamento elettrico, corrosione e stabilità strutturale dei moduli fotovoltaici.
Durante l’autunno e l’inverno, l’umidità relativa rimane spesso su livelli elevati. In alcune zone costiere europee, ad esempio nel nord della Germania, la media può raggiungere circa 85%–90%, con presenza prolungata di umidità e salinità che interagiscono ripetutamente con i pannelli per fotovoltaico nel corso del funzionamento.
Didascalia: esempio di impianto su tetto in area costiera con alta umidità e nebbia salina, composto da 67 moduli a doppio vetro, per una potenza installata di circa 36 kWp.
Questi effetti si sviluppano in modo cumulativo: buone prestazioni nel primo anno non escludono la presenza di rischi. Molti problemi emergono solo dopo diversi anni di esercizio dei pannelli solari.
Proprio per la natura ritardata e difficilmente verificabile nelle fasi iniziali, gli ambienti con nebbia salina e alta umidità sono inclusi in protocolli specifici di prova e valutazione della resistenza.
Il rischio deriva dalla protezione del sistema o dalla struttura del modulo?
Quando in ambienti con nebbia salina e alta umidità si verificano problemi di affidabilità, l’attenzione si concentra spesso su protezione, installazione o manutenzione dell’impianto. Questi aspetti sono i più visibili e più facilmente osservabili durante l’esercizio di un impianto fotovoltaico aziendale.
Tuttavia, nei contesti costieri o a umidità persistente, gli effetti ambientali sono fortemente cumulativi e ritardati. Le condizioni operative iniziali raramente riflettono il rischio reale. Quando le anomalie diventano evidenti, il sistema è spesso in funzione da anni e lo spazio decisionale si riduce notevolmente.
In queste condizioni ambientali, il punto di origine del rischio risiede nella struttura del modulo. La configurazione strutturale, definita in fase di selezione dei moduli fotovoltaici, stabilisce anche il limite di resistenza alle sollecitazioni prolungate di umidità e salinità.
Le misure di protezione e le pratiche di installazione possono solo ritardare la comparsa dei problemi e ridurne le conseguenze, ma non modificano il limite intrinseco di adattamento strutturale.
La protezione funziona quindi come uno strumento di gestione del rischio. In ambienti ad alto stress, la controllabilità delle prestazioni a lungo termine di un impianto fotovoltaico per aziende è in parte determinata prima ancora dell’avvio del sistema.
Superare il test di nebbia salina IEC 61701 garantisce l’idoneità agli ambienti costieri?
Negli ambienti costieri o ad alta umidità, il test di nebbia salina IEC 61701 è considerato un importante riferimento per valutare la resistenza ambientale dei moduli fotovoltaici e ha valore nella fase di selezione. Tuttavia, il superamento del test non equivale automaticamente a una piena idoneità a lungo termine in tutti i contesti costieri o ad alta umidità.
Didascalia: differenze tra la copertura del test IEC 61701 e la scala temporale dei rischi operativi a lungo termine dei moduli in ambienti costieri e ad alta umidità.
Cosa risponde realmente la IEC 61701
Nei progetti reali, la IEC 61701 viene spesso utilizzata per verificare se un pannello fotovoltaico presenta reazioni evidentemente inadeguate in ambiente salino, funzionando come un primo filtro tecnico.
Dal punto di vista della progettazione normativa, la IEC 61701 valuta la risposta di base del modulo all’azione dei sali, ad esempio la presenza di:
- fenomeni di corrosione evidenti
- anomalie funzionali
- guasti rapidi
Per questo motivo è adatta a escludere soluzioni con rischi significativi in ambiente salino, ma non a distinguere le differenze sottili legate all’esercizio a lungo termine dei pannelli solari.
Negli ambienti costieri reali o in condizioni di umidità persistente, i fattori che influenzano il funzionamento prolungato superano ampiamente quanto riprodotto nelle condizioni di prova.
Superare il test non significa essere idonei
Un equivoco frequente è ritenere che il superamento della IEC 61701 renda automaticamente un modulo adatto agli ambienti costieri. Questa interpretazione trascura la differenza di scala tra le condizioni di test e quelle operative reali.
- Test standard: eseguiti in ambiente controllato, con esposizione alla nebbia salina di solito compresa tra decine e centinaia di ore, talvolta estesa a diverse settimane, per identificare reazioni rapide e chiaramente anomale.
- Ambiente reale: i moduli operano per periodi superiori a dieci anni, con esposizione continua a sali, umidità e cicli termo-igrometrici. Gli effetti sono cumulativi e spesso caratterizzati da forte ritardo temporale.
In molti impianti fotovoltaici per aziende, il solo superamento della IEC 61701 non è sufficiente per sostenere una valutazione di idoneità a lungo termine in ambiente costiero. I risultati dei test devono essere interpretati insieme al ciclo operativo reale e al contesto ambientale, senza essere estrapolati direttamente come conclusioni definitive.
Rischi a lungo termine non coperti dai test standard
Alcuni rischi legati alla stabilità a lungo termine non vengono identificati direttamente dai test standard, ma possono emergere progressivamente dopo anni di funzionamento.
In condizioni operative prolungate, sali, umidità, cicli di temperatura, differenze di potenziale e carichi elettrici si sommano nel tempo. Gli effetti si manifestano spesso come degradazione dell’isolamento, corrosione locale cumulativa o variazioni della stabilità strutturale, difficili da rilevare nelle fasi iniziali.
L’esperienza di settore indica che i problemi associati a nebbia salina e alta umidità raramente si concentrano nel primo o nel secondo anno, ma tendono a emergere gradualmente tra 3–8 anni di esercizio.
Differenze strutturali essenziali tra moduli in ambienti con nebbia salina e alta umidità
Negli ambienti con nebbia salina e alta umidità, le differenze strutturali tra moduli vengono amplificate in modo sistematico e influenzano la loro affidabilità nel lungo periodo.
Attraverso l’interazione tra incapsulamento, sigillatura, strutture di bordo e percorsi di potenziale elettrico, queste differenze si traducono in rischi che incidono sulla stabilità operativa dei moduli fotovoltaici.
Limiti di stabilità a lungo termine di incapsulamento e sigillatura
Negli ambienti salini e umidi, le differenze di stabilità a lungo termine emergono innanzitutto nei limiti strutturali garantiti da incapsulamento e sigillatura.
Nel tempo, vapore acqueo e sali si accumulano attraverso processi di infiltrazione continua, cicli termo-igrometrici e invecchiamento dei bordi. La capacità di incapsulamento e tenuta diventa quindi una variabile strutturale decisiva per le prestazioni a lungo termine.
In queste condizioni, i moduli con struttura a doppio vetro tendono a ridurre il rischio di ingresso dell’umidità e di degradazione progressiva della sigillatura, contribuendo a mantenere un funzionamento stabile nel lungo periodo.
Percorsi di trasmissione del rischio tra telaio e potenziale elettrico
Negli ambienti con nebbia salina e alta umidità, il rischio si amplifica progressivamente lungo specifici percorsi interni alla struttura del modulo fotovoltaico.
Nel funzionamento reale, questi percorsi derivano dall’interazione di più fattori strutturali e operativi, tra cui:
- telaio del modulo: come confine strutturale, è più esposto all’accumulo e all’azione ripetuta di umidità e sali;
- area di interfaccia tra telaio e incapsulamento: soggetta a maggiori sollecitazioni durante i cicli termo-igrometrici;
- differenza di potenziale tra interno ed esterno del modulo: in presenza di umidità e salinità aumenta il rischio di corrosione localizzata;
- modalità di messa a terra e continuità di potenziale: influenzano direzione e diffusione dello stress ambientale nella struttura.
Quando umidità, sali e differenze di potenziale si sommano a lungo termine lungo questi percorsi, l’effetto è una modifica lenta e cumulativa dello stato strutturale locale dei pannelli fotovoltaici.
Limiti ambientali di efficienza e potenza nominale
Negli scenari applicativi standard, efficienza e potenza sono i criteri più immediati e frequentemente utilizzati nella scelta dei moduli.
In ambienti con nebbia salina e alta umidità, il valore informativo di questi parametri si riduce sensibilmente e non è sufficiente a descrivere il comportamento a lungo termine di un impianto fotovoltaico per aziende.
Efficienza e potenza rappresentano prestazioni iniziali o di breve periodo in condizioni standard. I problemi tipici degli ambienti salini e umidi riguardano invece stabilità strutturale e accumulo progressivo del rischio.
Le differenze di parametro non corrispondono necessariamente a differenze reali dopo anni di esercizio. Su orizzonti pluriennali, stabilità strutturale, percorsi di trasmissione del rischio e limiti di adattamento ambientale incidono più direttamente sulle prestazioni disponibili, aspetti che non sono espressi dai soli valori di efficienza o potenza.
Esiste un “miglior modulo fotovoltaico” in ambienti con nebbia salina e alta umidità?
Negli ambienti con nebbia salina e alta umidità, le prestazioni a lungo termine dipendono dalla capacità strutturale del modulo di sopportare stress ambientali continui. L’adattamento strutturale definisce il limite superiore di prevedibilità del progetto nel lungo periodo.
Image alt: sistema fotovoltaico a doppio vetro in ambiente ad alta umidità e nebbia salina, esempio di adattamento strutturale a lungo termine.
Non esiste un “miglior modulo” in senso universale
In presenza di nebbia salina e alta umidità, il concetto di “miglior modulo fotovoltaico” non può essere definito indipendentemente dal contesto.
Ogni progetto è soggetto a livelli diversi di salinità, umidità e cicli termo-igrometrici, con conseguenti variazioni nei percorsi di esposizione al rischio. Il termine “migliore” acquista significato solo quando condizioni ambientali e scenario applicativo sono chiaramente definiti.
In ambienti salini e umidi conta l’adattamento strutturale, non solo i parametri
In queste condizioni, i moduli sono esposti a stress ambientali continui e cumulativi.
L’idoneità di un modulo dipende dalla sua capacità strutturale di resistere a infiltrazioni di umidità, corrosione salina e cicli termo-igrometrici ripetuti. Strutture con maggiore continuità di sigillatura e confini strutturali più stabili favoriscono il controllo dei rischi a lungo termine.
Ad esempio, i moduli a doppio vetro o vetro-vetro bifacciali, grazie alla continuità dell’incapsulamento e alla stabilità meccanica, mostrano in genere una maggiore controllabilità operativa negli ambienti ad alta umidità.
Il concetto chiave dell’adattamento strutturale è la riduzione dell’incertezza durante l’esercizio prolungato.
La fase di selezione determina il limite del rischio a lungo termine
Negli ambienti con nebbia salina e alta umidità, il profilo di rischio di un impianto fotovoltaico aziendale viene in gran parte definito già nella fase di scelta dei moduli.
Le misure di protezione e la manutenzione successiva possono influenzare la velocità e la modalità di esposizione al rischio, ma difficilmente ne modificano il percorso fondamentale. Con l’accumulo pluriennale dello stress ambientale, le differenze tra strutture emergono progressivamente.
Per questo motivo, le decisioni prese in fase di selezione riguardo a stabilità strutturale e adattamento ambientale determinano direttamente la controllabilità del rischio nel lungo periodo.
Come fornitore di moduli attivo da anni nei progetti su tetto in aree costiere e ad alta umidità in Europa, Maysun Solar presta particolare attenzione all’adattamento strutturale sotto l’azione prolungata di sali e umidità. In relazione ai rischi di degrado della sigillatura e dei confini strutturali amplificati in questi ambienti, i moduli a doppio vetro favoriscono una maggiore controllabilità operativa nel lungo periodo.
Reference
Fraunhofer ISE. (2025). Photovoltaics Report.
https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf
International Electrotechnical Commission (IEC). (2020). IEC 61701: Photovoltaic (PV) modules – Salt mist corrosion testing.https://webstore.iec.ch/publication/59588
Deutscher Wetterdienst (DWD). (2024). Climate Data Center (CDC) – Climate data for Germany.https://opendata.dwd.de/climate_environment/CDC/
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