Il caldo estremo ha mandato in tilt il fotovoltaico

Le simulazioni basate sugli anni meteorologici tipici sovrastimano la produzione, mentre i dati reali mostrano perdite fino al 90%

Un calo orario del performance ratio del 90,4% a Amibil e una perdita giornaliera del 17,6% a Zebro. Non sono numeri da banco di prova, ma misure di campo registrate durante le ondate di caldo estremo della penisola iberica. A raccoglierle è lo studio su tre piccoli impianti fotovoltaici durante quattro eventi di caldo estremo in Spagna e Portogallo, pubblicato lo scorso 14 luglio. Il quadro che ne emerge è netto: le ondate di calore possono costituire un rischio operativo per le prestazioni degli impianti, riducendo l’efficienza dei moduli.

Due impianti, due crolli: il caldo che mangia i kilowattora

Il crollo più profondo è quello di Amibil: durante l’ondata di caldo spagnola del 2024, il più grande calo orario del performance ratio ha raggiunto il 90,4%. Il performance ratio misura quanto dell’energia teoricamente producibile viene effettivamente convertita: un calo del 90,4% significa che, in quell’ora, l’impianto ha prodotto meno di un decimo di quanto avrebbe dovuto. A Zebro, durante l’ondata di caldo portoghese del 2025, la più grande perdita giornaliera è stata del 17,6%: più di un sesto della produzione attesa sparito nell’arco di 24 ore.

Lo studio ha analizzato tre piccoli impianti durante quattro eventi di caldo estremo. Un’altra ricerca ha esaminato invece gli impatti delle alte temperature su alcuni grandi parchi fotovoltaici, il che allarga il problema ben oltre la piccola taglia. La domanda, a questo punto, non è se il caldo incida sulle prestazioni — i numeri di campo dicono di sì — ma se questi crolli fossero già previsti dai software di simulazione, o se rappresentino una sorpresa sistematica.

L’inganno dei Typical Meteorological Years

Quel dubbio ha una risposta chiara, ed è negativa: quei crolli non erano previsti. Il problema sta negli strumenti di simulazione standard, che per stimare la produzione si affidano ai Typical Meteorological Years, gli anni meteorologici tipici usati come riferimento climatico. Gli autori hanno scoperto che affidarsi esclusivamente a dataset TMY per stimare la produzione può sovrastimare sistematicamente la generazione fotovoltaica durante gli eventi di caldo estremo. In pratica, i modelli promettono più energia proprio quando il caldo sta erodendo quella stessa produzione.

Il paradosso è che il solare non è mai così necessario come durante le ondate di caldo. Lo scorso anno, durante l’ondata di caldo di giugno-luglio 2025, il solare ha fornito fino a 50 GW di potenza in Germania, coprendo più di un terzo dell’elettricità del paese. È esattamente in quelle ore — quando il raffrescamento spinge i consumi e la rete ha bisogno di ogni kilowattora — che l’errore dei dati TMY diventa più costoso: chi pianifica la produzione con quegli strumenti rischia di contare su energia che non arriverà.

Se i modelli falliscono proprio quando il solare vale di più, la domanda si sposta sulla tecnologia: quali celle resistono meglio al caldo reale che i TMY non vedono?

HJT contro TOPCon: il verdetto del campo

I dati degli impianti iberici offrono una prima risposta, e non è rassicurante per tutte le tecnologie. Un esperimento triennale sul campo in aree desertiche, pubblicato a maggio 2025, ha misurato come si degradano moduli con chimiche di cella diverse. Il risultato: i moduli HJT, nonostante l’elevata efficienza iniziale e i coefficienti di temperatura favorevoli, hanno mostrato un tasso di degradazione fino all’8,73% in tre anni. Nello stesso periodo, un modello TOPCon è degradato appena dello 0,14%.
Il divario tra questi due estremi è di circa sessanta volte.

È un dato che rovescia una narrazione comoda: la cella che sulla carta soffre meno il calore istantaneo non è necessariamente quella che invecchia meglio. La scelta di cella non è neutra, e va messa accanto ai dati termici reali — non alle simulazioni basate su anni meteorologici tipici — già in fase di business case. Per chi progetta impianti in aree calde, il confronto tra HJT e TOPCon è una variabile di progetto tanto quanto orientamento, ombreggiamento o costo per watt.

Per chi progetta o gestisce impianti, il messaggio è netto: smettere di fidarsi dei Typical Meteorological Years e integrare dati reali di degrado termico nei modelli di produzione. I numeri di Amibil e Zebro — e il divario di degradazione tra HJT e TOPCon — dicono che il caldo estremo non è un dettaglio stagionale: è la condizione operativa su cui si decide la redditività. E la redditività si gioca nei pomeriggi più caldi, quando il performance ratio crolla e le simulazioni, per costruzione, non se ne accorgono.