Le ondate di calore del 2024 e 2025 hanno mostrato perdite orarie fino al 90% negli impianti iberici

Il TMY è uno strumento concettualmente semplice: costruisce un anno “medio” mettendo insieme, mese per mese, i dati meteorologici più rappresentativi di un lungo periodo storico. Funziona bene per stimare la resa annuale di un impianto. Ma quando il termometro supera i 40 gradi per giorni consecutivi, quell’anno medio diventa un riferimento fuorviante: i moduli perdono tensione con il caldo, e la produzione reale scende molto più di quanto il modello preveda.

Il crollo del performance ratio

I numeri sul campo dicono qualcosa di più preciso. Durante l’ondata di caldo spagnola del 2024, il più grande calo orario del performance ratio ha raggiunto il 90,4% presso l’impianto Amibil, secondo lo studio pubblicato su PV Magazine. Significa che, nelle ore più critiche, l’impianto ha reso meno di un decimo della potenza che il modello si aspettava. La perdita giornaliera più pesante è invece quella di Zebro: 17,6% di produzione in meno durante l’ondata di caldo portoghese del 2025.

Il punto non è solo tecnico. Se un singolo impianto perde watt nelle ore più assolate, cosa succede quando l’intero sistema è sotto stress?

Il paradosso del record: più solare, prezzi alle stelle

La risposta arriva dal giugno 2025. In quel mese, la generazione solare dell’Unione Europea ha raggiunto il massimo storico di 45 TWh, secondo i dati raccolti da Ember. Un traguardo che sembrava una vittoria: più fotovoltaico, più copertura dei consumi, prezzi più bassi. E invece no.

Durante la stessa ondata di caldo, la domanda giornaliera di energia è aumentata fino al 14%, spinta dai condizionatori accesi ovunque. A questo si sono aggiunte le interruzioni delle centrali termoelettriche, che con il caldo estremo perdono efficienza o si fermano del tutto. Il risultato è stato un aumento dei prezzi medi giornalieri dell’elettricità da 2 a 3 volte.

Il paradosso è tutto qui: il fotovoltaico ha prodotto più di quanto abbia mai fatto, eppure i prezzi sono schizzati. Il problema non è quanto produciamo, ma quanto siamo capaci di prevedere e resistere.

Dalla resa annuale alla resilienza termica

È qui che il documento cambia rotta. La sfida per il settore solare europeo si sta spostando dal massimizzare la generazione annuale al migliorare la resilienza degli impianti fotovoltaici contro le perdite di produzione ricorrenti durante periodi di caldo estremo. Con l’aumento della frequenza delle ondate di calore dovute al cambiamento climatico, la priorità per il solare nell’Europa meridionale passa dalla massimizzazione della resa annuale alla progettazione di impianti che resistano allo stress termico.

Questo significa cambiare approccio fin dalla fase di progettazione. I dati TMY, costruiti su serie storiche che non catturano la frequenza e l’intensità degli eventi estremi recenti, restano utili per confrontare tecnologie e fornitori. Ma non bastano più per dimensionare un impianto in Spagna, Portogallo o nel Sud Italia. Servono dati meteorologici e scenari climatici più rappresentativi degli eventi estremi, come indicato nel documento pubblicato a luglio.

Per progettisti e gestori, la domanda diventa concreta: quanto vale una resa annuale più alta se poi si perde in estate, proprio quando la domanda è al picco? La risposta non sta nei dati storici, ma nei nuovi scenari climatici. Un impianto progettato sull’anno medio tende a sovradimensionare le aspettative di produzione estiva e a sottovalutare lo stress termico su moduli, cavi, inverter e sistemi di raffreddamento.

Per chi installa o gestisce impianti nel Sud Europa, il trade-off è ormai esplicito: inseguire il kWh annuale con modelli storici espone a perdite estive ricorrenti. La progettazione deve partire da scenari climatici estremi, non da anni medi, se si vuole che il solare resista davvero al caldo che verrà.