Stagione ad alto rischio di ombreggiamento e sporco: come foglie e escrementi di uccelli generano hotspot nei pannelli fotovoltaici?

Indice

1. Introduzione
2. Come si formano gli hotspot nei moduli fotovoltaici?
3. Quali tipi di sporco generano più facilmente hotspot nei pannelli fotovoltaici?
4. Quanto influiscono gli hotspot sulle prestazioni dell’impianto fotovoltaico?
5. Come riconoscere e risolvere gli hotspot?
6. Strategie efficaci per prevenire gli hotspot nel sistema fotovoltaico.

Introduzione

Con l’arrivo dell’autunno e dell’inverno, sia gli impianti fotovoltaici aziendali che quelli domestici sono maggiormente esposti ai problemi di ombreggiamento e accumulo di sporco. Foglie secche, escrementi di uccelli e polvere possono sembrare trascurabili, ma spesso causano conseguenze impreviste. Perché un’ombreggiatura parziale porta al surriscaldamento di un modulo fotovoltaico? E perché una piccola macchia può compromettere le prestazioni di un intero impianto fotovoltaico aziendale?

Rispetto a fenomeni più evidenti come piogge o ondate di calore, gli hotspot causati da sporco e ombreggiamento sono più subdoli e facili da sottovalutare. Non danneggiano immediatamente i pannelli fotovoltaici, ma nel tempo possono generare stress termico progressivo, con conseguente decadimento delle prestazioni, rottura del vetro o perfino il guasto del modulo.

Il rischio hotspot legato all’ombreggiamento non è un evento casuale, ma rappresenta un rischio strutturale per qualsiasi impianto fotovoltaico per le aziende. Se non viene gestito con adeguate misure di prevenzione e manutenzione, tenderà a ripetersi nelle stagioni più critiche, compromettendo la sicurezza operativa e il rendimento economico dell’impianto.

1. Come si formano gli hotspot nei moduli fotovoltaici?

Un hotspot è un’area localizzata di un modulo fotovoltaico che si surriscalda anormalmente a causa di un problema di funzionamento. La causa primaria non è la temperatura, ma l’ombreggiamento. Quando un elemento come una foglia, un escremento di uccello o un detrito copre una cella fotovoltaica, quest’ultima non è più in grado di generare energia. L’interruzione della corrente provoca una tensione inversa che trasforma la cella da generatrice di energia a carico resistivo, con conseguente surriscaldamento e formazione dell’hotspot.

Il problema non riguarda una singola cella, ma l’intero modulo fotovoltaico. Un pannello fotovoltaico è composto da 60 a 100 celle collegate in serie, e più pannelli sono collegati tra loro per formare una stringa. Basta che una sola cella sia parzialmente ombreggiata affinché l’intera stringa veda una riduzione della corrente. Anche con solo il 5% della superficie coperta, la perdita di produzione può superare il 30%. Più l’ombreggiamento è concentrato e maggiore è la corrente operativa, più rapido sarà lo sviluppo dell’hotspot e più elevata la temperatura raggiunta.

I diodi di bypass entrano in funzione quando la tensione inversa supera 0,5–0,7V, isolando l’area interessata. Tuttavia, in casi di ombreggiamento molto localizzato come gli escrementi di uccelli, gli hotspot si formano spesso prima che il diodo possa intervenire. Se la struttura del modulo, come nel caso di un impianto fotovoltaico industriale, o le condizioni operative non sono adeguatamente ottimizzate, gli hotspot possono ripresentarsi frequentemente e causare danni progressivi come degrado dell’incapsulamento, bruciature nei punti di saldatura o addirittura la rottura del vetro.

2. Quali tipi di sporco generano più facilmente hotspot nei pannelli fotovoltaici?

Escrementi di uccelli

Gli escrementi di uccelli rappresentano la causa più comune e rischiosa di hotspot negli impianti fotovoltaici, sia domestici che fotovoltaico aziendale. Il problema principale non è tanto l’area coperta, quanto l’elevata concentrazione dell’ombreggiamento e la sua capacità di bloccare completamente la luce solare. Anche una piccola macchia di escremento che copre interamente una singola cella può interrompere gravemente il flusso di corrente nel circuito in serie.

In un modulo fotovoltaico, tutte le celle sono collegate in serie e la corrente deve rimanere uniforme. Quando una cella viene coperta dagli escrementi, non riesce più a generare energia elettrica, ma la corrente della stringa continua a forzarne il passaggio. Questo provoca una tensione inversa sulla cella oscurata, che si trasforma in un carico resistivo, generando un hotspot.

Inoltre, gli escrementi di uccelli hanno una pessima conducibilità termica. Dopo l’evaporazione dell’umidità, i residui organici solidi trattengono il calore, impedendo la dissipazione. Secondo i dati delle ispezioni DNV, il surriscaldamento localizzato causato da questo tipo di sporco varia generalmente tra i 35°C e i 70°C, valori significativamente più alti rispetto ad altri tipi di sporco.

Basta che una singola cella — pari a circa il 2% della superficie del pannello fotovoltaico — venga completamente coperta, perché la potenza dell’intero modulo cali tra il 25% e il 30%, generando rapidamente un evidente effetto hotspot.

Foglie secche

Il rischio di hotspot causato dalle foglie è diverso rispetto agli escrementi di uccelli e dipende principalmente dalla modalità di copertura e dalla durata dell’accumulo. Una singola foglia, infatti, mantiene una certa trasparenza alla luce (circa il 20%-40%). Quando le foglie sono sparse, la luce si riduce e l’efficienza di generazione scende, ma la corrente all’interno del modulo fotovoltaico rimane bilanciata, quindi è difficile che si formino hotspot.

Tuttavia, quando le foglie si accumulano, soprattutto se umide, la trasparenza scende rapidamente sotto il 10%. In queste condizioni, più celle nell’area coperta entrano in una fase di produzione molto bassa o nulla, impedendo il passaggio della corrente locale e innescando la tensione inversa. Secondo il rapporto IEA PVPS Task 13, questo fenomeno è particolarmente evidente nella parte centrale dei pannelli, dove l’intervento dei diodi di bypass è spesso ritardato, con un aumento localizzato della temperatura compreso tra 20°C e 40°C.

Si tratta di un rischio fortemente stagionale: se non vengono rimosse per tempo, le foglie accumulate possono generare più hotspot distribuiti, compromettendo la sicurezza operativa dell’intero impianto fotovoltaico per aziende o residenziale.

Polvere e sporco diffuso

Il rischio principale derivante dall’accumulo di polvere non è legato agli hotspot, ma al decadimento costante dell’efficienza dell’intero impianto fotovoltaico per le aziende. A differenza degli escrementi di uccelli o delle foglie, la polvere si deposita in modo omogeneo, riducendo l’intensità della luce su tutta la superficie del pannello fotovoltaico.

In condizioni di luce diffusa e attenuata, tutte le celle del modulo fotovoltaico subiscono una riduzione uniforme della corrente fotogenerata, ma la corrente rimane bilanciata, quindi non si genera tensione inversa localizzata. Anche quando la polvere copre l’80%-90% della superficie del pannello, non si innescano direttamente fenomeni di hotspot. Le analisi termografiche mostrano generalmente che la differenza di temperatura causata dalla polvere è inferiore ai 5°C.

Secondo lo studio del NREL sull’impatto dell’accumulo di polvere nei sistemi fotovoltaici, l’accumulo porta a una perdita di produzione compresa tra il 3% e il 7%. Tuttavia, se la polvere si combina con altri elementi come escrementi di uccelli o muschio nello stesso punto, possono comunque formarsi hotspot localizzati, con effetti negativi a lungo termine sulle prestazioni del sistema.

Muschio e alghe

Il rischio legato al muschio deriva dalla posizione fissa dell’ombreggiamento, dalla sua estrema durata e dalla forte capacità di trattenere calore. Il muschio tende a crescere nelle aree dei pannelli fotovoltaici dove si accumula acqua, soprattutto lungo i bordi dei moduli. Una volta formato, crea un’ombreggiatura semi-permanente che non ha una stagionalità definita.

Il meccanismo elettrico è simile a quello degli escrementi di uccelli: le celle fotovoltaiche coperte dal muschio subiscono una limitazione costante della corrente fotogenerata. Tuttavia, la corrente dell’intera stringa continua a forzare il passaggio, generando una tensione inversa persistente sulle celle interessate.

Inoltre, la struttura interna del muschio è altamente umida e presenta una bassa conducibilità termica, favorendo l’accumulo di calore nell’area interessata. Le analisi termografiche eseguite da TÜV Rheinland dimostrano che l’aumento della temperatura nelle celle coperte da muschio varia normalmente tra 25°C e 35°C.

Questo tipo di hotspot cronico non solo riduce la produzione energetica del fotovoltaico aziendale, ma accelera anche l’invecchiamento dell’incapsulamento, la bruciatura dei punti di saldatura e può persino provocare microfratture nel vetro del pannello.

3. Quanto influiscono gli hotspot sulle prestazioni del sistema fotovoltaico?

Perdita di potenza: calo continuo della produzione

Gli hotspot rappresentano uno dei principali rischi per il calo continuo della potenza dei pannelli fotovoltaici. Quando una cella entra in modalità di tensione inversa, smette di generare energia e diventa un elemento passivo che consuma energia. Questo non provoca solo un guasto localizzato, ma, a causa della connessione in serie tipica di un impianto fotovoltaico per aziende, l’effetto si amplifica rapidamente. La corrente limitata su una singola cella obbliga tutta la stringa a ridurre la sua corrente operativa, con una conseguente riduzione evidente della potenza del modulo.

Anche con un’area di ombreggiamento pari solo al 2%-5%, la perdita di potenza del modulo fotovoltaico può arrivare comunemente al 20%-35%. Se ci sono più hotspot contemporaneamente, la riduzione della produzione dell’intera stringa può superare il 40%. Questo tipo di decadimento non è un evento isolato: si verifica ciclicamente con il ripetersi di sporco e ombreggiamento, generando un effetto cumulativo che erode progressivamente le prestazioni a lungo termine del sistema.

Ancora più critico è il fatto che, sotto l’azione ripetuta degli hotspot, il calo annuale della produzione di un impianto fotovoltaico aziendale si attesta comunemente tra il 5% e il 10%. Un piccolo problema localizzato può rapidamente trasformarsi in una perdita di capacità su scala di stringa o persino di tutto il sistema, con il rischio aggiuntivo di causare anomalie elettriche secondarie.

Danni termici all’incapsulamento: accelerazione dell’invecchiamento dei materiali

Il calore costante generato dagli hotspot è uno dei principali fattori che accelerano l’invecchiamento dell’incapsulamento nei moduli fotovoltaici. Quando la temperatura locale rimane costantemente sopra i 60°C, innesca processi di degrado termico dei materiali: l’incapsulante ingiallisce, perde stabilità chimica e subisce fenomeni di delaminazione e formazione di bolle, creando una catena di deterioramento irreversibile.

La delaminazione compromette la funzione protettiva del pannello e riduce progressivamente la trasmittanza luminosa. Le cavità che si formano nelle aree con hotspot diventano veri e propri canali per l’ingresso di umidità. Questo porta a fenomeni di corrosione che accelerano la fatica delle saldature, la rottura delle busbar e delle griglie metalliche. Si crea così una combinazione letale tra degrado dei materiali e malfunzionamenti elettrici.

Secondo i test condotti da TÜV Rheinland e dal NREL, in presenza di hotspot i fenomeni di delaminazione e formazione di bolle si manifestano in un intervallo di 12–24 mesi, molto prima rispetto al normale ciclo di vita dei pannelli fotovoltaici (8–10 anni). Ancora più critico è che questo tipo di degrado inizia dall’interno ed è difficilmente visibile dall’esterno, compromettendo le prestazioni ottiche, la stabilità strutturale e la capacità produttiva a lungo termine del sistema.

Guasti elettrici: erosione delle saldature e interruzione del circuito

Gli hotspot non accelerano solo il degrado dei materiali, ma compromettono anche le connessioni elettriche del fotovoltaico aziendale. Il calore localizzato e continuo agisce su saldature, busbar e griglie, causando affaticamento termico dei metalli. Con temperature costantemente comprese tra 90°C e 120°C, le saldature sviluppano fenomeni di ricristallizzazione, microfratture ed erosione, portando a un rapido calo dell’affidabilità elettrica.

Con il peggioramento delle saldature, anche le busbar e le griglie metalliche subiscono rotture dovute agli stress termici e alle sollecitazioni di corrente. Quando i percorsi di corrente si interrompono, i diodi di bypass entrano frequentemente in funzione, causando deviazioni locali del flusso di corrente e un calo continuo della produzione. Le interruzioni dei circuiti portano alla disconnessione dei moduli, sbilanciamento delle tensioni della stringa e, in alcuni casi, a guasti verso terra.

I dati delle ispezioni di DNV e PVEL mostrano che oltre il 18% dei pannelli fotovoltaici affetti da hotspot presenta problemi elettrici come erosione delle saldature, rottura delle busbar o fusione dei collettori. Rispetto al normale invecchiamento, il degrado elettrico causato dagli hotspot è molto più rapido e si diffonde velocemente, trasformando un guasto localizzato in un’anomalia elettrica su scala di stringa.

Danni strutturali: dalle microfratture allo sfondamento del vetro

Il surriscaldamento localizzato generato dagli hotspot non si limita a danneggiare l’incapsulamento e le connessioni elettriche, ma mette seriamente a rischio l’integrità strutturale dei pannelli fotovoltaici. Lo stress termico continuo agisce su vetro, celle e saldature, inducendo cicli di espansione e contrazione che generano concentrazione di stress meccanico. Soprattutto in presenza di forti escursioni termiche giorno-notte o condizioni climatiche estreme, le aree con hotspot diventano punti critici di fragilità.

Sotto l’effetto di questi cicli termo-meccanici, le celle sviluppano microfratture che si propagano lungo le linee di maggiore concentrazione dello stress. Con il tempo, queste fratture causano la delaminazione dell’incapsulante, la deformazione del telaio e la formazione di crepe angolari o centrali sul vetro. Le microfratture possono evolvere rapidamente in rotture complete del vetro e fessurazioni dell’incapsulamento, compromettendo l’integrità del modulo.

I dati di DNV e PVEL mostrano che i moduli con hotspot hanno una probabilità di sviluppare microfratture superiore di 2,5 volte rispetto ai pannelli normali e che circa il 12% di questi evolve in crepe visibili o rotture complete. Questo tipo di danno strutturale comporta una drastica riduzione della trasmittanza e favorisce l’ingresso continuo di umidità, con effetti combinati di degrado dell’incapsulamento, perdita di efficienza elettrica e compromissione della durata operativa del sistema.

4. Come riconoscere e gestire gli hotspot?

Individuare gli hotspot tramite dati e segnali sul campo

Gli hotspot vengono solitamente identificati attraverso anomalie nelle prestazioni di produzione e difetti fisici visibili. La riduzione della potenza è il segnale più diretto, che si manifesta come un output della stringa significativamente inferiore rispetto ad altre stringhe simili. Anche la corrente sbilanciata è un segnale tipico: la corrente lato DC risulta anormalmente bassa e non coerente con l’orientamento, l’ombreggiamento o la configurazione del sistema. Gli inverter spesso segnalano errori come “sbilanciamento di potenza della stringa” o “anomalia DC”. L’analisi della curva IV mostra collasso della spalla di corrente, abbassamento inverso e attivazione dei diodi di bypass, segnali tipici di degrado elettrico.

I segnali visibili sul campo includono inquinamento localizzato (come escrementi di uccelli, foglie secche, muschio), rigonfiamenti dell’incapsulamento, delaminazione, infiltrazione di umidità, microfratture del vetro e deformazioni del telaio. Quando l’inquinamento si accompagna a una perdita di potenza, si tratta tipicamente di hotspot da sporco; se invece difetti come delaminazione si combinano con anomalie elettriche persistenti, si tratta di hotspot di tipo strutturale o elettrico. La semplice presenza di polvere uniforme provoca solo una riduzione generale della produzione senza generare hotspot. Attraverso la verifica incrociata tra fluttuazioni dei dati e anomalie fisiche, è possibile individuare rapidamente i moduli sospetti con hotspot.

Utilizzare strumenti di diagnostica per confermare la posizione e la causa dell’hotspot

La termografia è il metodo più diretto per identificare gli hotspot. Una differenza di temperatura ≥10°C sulla superficie del modulo viene generalmente considerata indicativa di hotspot sospetti, mentre una differenza inferiore a 5°C è più spesso attribuibile a variazioni di dissipazione termica. Le ispezioni devono essere eseguite in condizioni di alta irradianza e carico elevato per evitare falsi positivi.

• Ispezione EL (Elettroluminescenza): utile per rilevare microfratture, rottura delle busbar e delaminazioni invisibili, particolarmente efficace nelle fasi iniziali degli hotspot o per guasti strutturali.
• Analisi della curva IV: si concentra sulle anomalie elettriche. Segnali come collasso della spalla di corrente, abbassamento inverso e attivazione dei diodi di bypass sono indicativi, ma l’analisi IV non permette di localizzare fisicamente il problema, bensì di confermare la presenza di mismatch di corrente o guasti ai bypass.
• Ispezione termografica con drone: ampiamente utilizzata nei grandi impianti fotovoltaici per individuare rapidamente anomalie termiche. Per gli impianti distribuiti su tetto si utilizza prevalentemente una termocamera portatile, abbinata all’analisi EL per i problemi strutturali e all’analisi IV per confermare i guasti elettrici.

Attraverso una diagnosi combinata che include analisi termografica, curve elettriche e immagini strutturali, è possibile attribuire con precisione gli hotspot a cause come ombreggiamento da sporco, difetti strutturali o guasti elettrici, fornendo così una base chiara per gli interventi correttivi successivi.

Scegliere il giusto intervento in base alla causa dell’hotspot

La regola generale è chiara: gli hotspot causati da sporco sono riparabili, mentre quelli di origine strutturale o elettrica richiedono la sostituzione immediata del modulo fotovoltaico.

• Hotspot da sporco: sono rischi reversibili. È possibile risolverli tramite pulizia regolare e manutenzione mirata. Se il problema si ripresenta frequentemente, soprattutto nelle aree come il colmo del tetto, sporgenze o zone con ristagni d’acqua, si consiglia di installare dispositivi anti-volatili o migliorare il sistema di drenaggio.
• Hotspot strutturali: come rigonfiamenti dell’incapsulamento, delaminazione o microfratture, sono guasti irreversibili. Una volta confermati, il modulo deve essere sostituito senza esitazione. Continuare a farlo funzionare porta solo ad accelerare il degrado dei materiali e l’insorgenza di guasti elettrici.
• Hotspot elettrici: sono generalmente causati da erosione delle saldature, rottura delle busbar o guasti ai diodi di bypass. Un malfunzionamento del bypass può essere temporaneamente isolato per mantenere l’impianto operativo, ma tutti i guasti elettrici associati ad alte temperature richiedono la sostituzione immediata del modulo.

Stabilire un sistema di prevenzione e controllo del rischio hotspot

La chiave per prevenire gli hotspot è eliminare le condizioni che li generano e mantenere un ciclo continuo di monitoraggio del rischio. Un sistema di controllo efficace si basa su due livelli: il primo è la protezione ambientale e strutturale, il secondo è il rilevamento precoce dei guasti e la dismissione tempestiva dei moduli danneggiati, creando così un ciclo chiuso che va dalla prevenzione alla gestione.

Per gli hotspot da sporco, la soluzione è implementare un programma di pulizia regolare, migliorare il drenaggio e installare sistemi anti-volatili per ridurre il rischio di ricorrenza. Per quelli di origine strutturale o elettrica, la prevenzione parte dal controllo della qualità dei moduli fotovoltaici, dall’osservanza degli standard di installazione e dall’eliminazione di fattori critici come la concentrazione di stress o difetti di saldatura in fase di costruzione.

Dal punto di vista operativo, è fondamentale combinare ispezioni termografiche di routine con controlli approfonditi annuali, mantenendo così il monitoraggio in uno stato costante e sistematico.

5. Come prevenire sistematicamente gli hotspot negli impianti fotovoltaici?

(1) Prevenire gli hotspot attraverso la struttura del modulo

La struttura del modulo determina se un’ombreggiatura locale può generare o meno un hotspot. I moduli progettati con tecnologie come celle suddivise (tre sezioni), multi-busbar o contatto posteriore totale (IBC) sono in grado di distribuire meglio gli sbilanciamenti di corrente, riducendo significativamente il rischio di hotspot.

La tecnologia a tre sezioni (triplo cut) suddivide ulteriormente il circuito elettrico, limitando l’impatto dell’ombreggiamento a un’area molto più piccola. Le celle con multi-busbar offrono più percorsi per la corrente, evitando la concentrazione su singole linee. La struttura half-cut (mezza cella) lavora con rami paralleli, riducendo la densità di corrente su ogni percorso.

La tecnologia IBC a contatto posteriore totale offre attualmente la massima resistenza agli effetti dell’ombreggiamento, grazie a percorsi di corrente estremamente corti e all’assenza di griglie frontali che potrebbero causare ombreggiamenti aggiuntivi.

I moduli bifacciali in vetro-vetro, pur non offrendo vantaggi specifici a livello di struttura elettrica contro gli hotspot, possono comunque compensare parzialmente le perdite dovute all’ombreggiamento frontale, sfruttando la produzione della parte posteriore in ambienti con elevata riflessione.

(2) Ridurre il rischio di hotspot tramite installazione e configurazione ottimizzata

L’installazione e la configurazione dell’impianto sono fattori chiave per prevenire la formazione degli hotspot. Le ombreggiature derivano principalmente dalla struttura del tetto, dall’ambiente circostante e dall’accumulo di sporco nel lungo periodo. Un layout corretto dell’array fotovoltaico e adeguate misure di protezione sul sito possono ridurre in modo significativo la probabilità che si verifichino hotspot.

Durante la fase di installazione, il rischio di hotspot è principalmente legato alle ombreggiature e all’accumulo di sporco. Le ombreggiature più comuni provengono da elementi come il colmo del tetto, i parapetti, le condotte di ventilazione, le torri di scarico, gli edifici circostanti o le ombre degli alberi. Queste ombre possono inoltre variare nel tempo a causa delle stagioni, dell’angolo di altezza solare o della crescita della vegetazione. Gli array fotovoltaici devono essere posizionati evitando queste aree ad alto rischio, in particolare le ombre del colmo, delle sporgenze e delle grondaie. È consigliabile mantenere una distanza di sicurezza di 30–50 cm dagli ostacoli più alti per garantire un’irradiazione uniforme tra i moduli della stringa, evitando così fenomeni di mismatch di corrente causati da ombreggiamenti localizzati. Nei tetti con ombreggiature fisse, è necessario ottimizzare il progetto modificando il layout o escludendo le aree soggette a ombreggiamento.

Durante il funzionamento, anche gli hotspot causati dall’accumulo di sporco non devono essere sottovalutati. L’installazione di dissuasori per uccelli, barriere anti-caduta foglie e sistemi per mantenere il drenaggio sempre efficiente aiuta a ridurre il rischio di hotspot generati da sporco. È inoltre importante controllare regolarmente la crescita di muschio, soprattutto nei tetti esposti a nord o in ombra.

Per situazioni in cui non è possibile eliminare completamente le ombreggiature, è consigliabile utilizzare inverter con più MPPT, microinverter o ottimizzatori. Questi sistemi consentono di mitigare la perdita di produzione dovuta all’ombreggiamento, ma è importante sottolineare che l’ottimizzazione elettrica migliora solo l’output e non è in grado di eliminare il rischio di hotspot.

3. Controllo del rischio hotspot attraverso un sistema operativo efficace e continuo

Secondo le statistiche operative di DNV e IEA, una pulizia regolare può ridurre del 70% l’incidenza degli hotspot causati da sporco, mitigando efficacemente l’aumento locale della temperatura e la perdita di produzione dovuta a ombreggiamenti da foglie o escrementi di uccelli, specialmente nei mesi autunnali e invernali.

Tuttavia, lo sporco è solo uno dei fattori scatenanti. Gli hotspot non sono fenomeni casuali, ma un rischio strutturale alimentato dall’interazione continua tra cambiamenti ambientali, invecchiamento dei materiali, degrado dell’incapsulamento e stress elettrico. Questo rischio accompagna l’intero ciclo di vita di un impianto fotovoltaico per le aziende. Rispetto alle ottimizzazioni statiche della fase di progettazione, il sistema operativo ha il compito di gestire dinamicamente questo rischio nel lungo periodo.

Nella pratica operativa, gli hotspot da sporco e quelli di natura strutturale o elettrica mostrano comportamenti di rischio completamente diversi:

• Gli hotspot da sporco sono determinati da fattori stagionali e ambientali. La loro gestione richiede ispezioni frequenti sul campo e interventi immediati di pulizia per garantire una mitigazione continua.
• Gli hotspot strutturali o elettrici derivano dall’affaticamento dei materiali, dal mismatch elettrico o da difetti di fabbricazione. Questi richiedono controlli approfonditi e interventi preventivi basati su diagnosi periodiche.

In assenza di una gestione efficace, gli hotspot si evolvono da semplici anomalie termiche locali a processi di degrado progressivo: delaminazione dell’incapsulamento, erosione delle saldature, aumento del mismatch di corrente, fino alla disconnessione delle stringhe e a un calo strutturale e persistente della produzione.

Un sistema operativo efficace rappresenta il cuore del ciclo di gestione del rischio hotspot. Le sue funzioni non si limitano alla semplice rimozione dello sporco o alla riparazione dei guasti, ma si estendono al monitoraggio multidimensionale tramite termografia, ispezione EL e analisi delle curve IV. Questo approccio permette di quantificare costantemente gli stati anomali, intercettare l’evoluzione dei rischi e adattare dinamicamente la frequenza delle ispezioni, le strategie diagnostiche e i protocolli di intervento, garantendo la stabilità termica e l’integrità elettrica dell’impianto.

Negli attuali standard di gestione degli asset fotovoltaici, il rischio hotspot è riconosciuto come una variabile strutturale critica che influenza direttamente le prestazioni energetiche, accelera il degrado dei pannelli fotovoltaici, aumenta i costi operativi e riduce il valore complessivo dell’asset. La mancanza di un ciclo di gestione chiuso porta a una diffusione irreversibile del rischio lungo la curva di decadimento delle prestazioni e l’aumento dei costi operativi.

La gestione degli hotspot non è più una semplice attività operativa, ma rappresenta una competenza fondamentale all’interno del framework di gestione della salute del sistema fotovoltaico. Solo attraverso la sinergia tra ottimizzazione della struttura dei moduli, configurazione intelligente del sistema e un ciclo operativo chiuso è possibile trasformare il rischio hotspot da fattore di guasto a variabile operativa controllabile. Questo è il presupposto essenziale per garantire la stabilità della produzione e del valore dell’impianto fotovoltaico aziendale lungo l’intero ciclo di vita.

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Riferimenti

DNV. (2021). PV Module Reliability Scorecard 2021. DNV Energy Systems. https://www.dnv.com/services/pv-module-reliability-scorecard-2021-200178
PVEL. (2023). PV Module Reliability Scorecard 2023. PV Evolution Labs (PVEL). https://www.pvel.com/pv-module-reliability-scorecard/
NREL. (2022). Impact of Soiling on PV System Performance: Review and Analysis. National Renewable Energy Laboratory. https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/82015.pdf
IEA PVPS Task 13. (2020). Soiling of Photovoltaic Panels: Literature Review, Measurement, and Modeling. International Energy Agency. https://iea-pvps.org/research-tasks/task-13/
TÜV Rheinland. (2021). Quality Monitor: Global PV Module Reliability Testing. TÜV Rheinland Group.https://www.tuv.com/media/corporate/products_1/renewables_1/solar/solar_quality_monitor.pdf
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