Ottimizzazione del fotovoltaico in estate
L’estate è la stagione dell’abbondanza solare, ma non sempre della massima efficienza. Se da un lato l’irradianza disponibile tra giugno e agosto è al massimo, dall’altro crescono le criticità legate al surriscaldamento dei moduli e ai picchi termici.
Ottimizzare il fotovoltaico in estate significa quindi agire sia sul lato impiantistico sia su quello della gestione operativa. I sistemi con tracker, in particolare quelli monoassiali e biassiali, così come i moduli bifacciali, offrono margini significativi di miglioramento della resa, soprattutto nei grandi impianti utility scale.
L’ultimo report dell’IEA PVPS conferma che, combinando bifacciali e tracker monoassiali, è possibile ottenere incrementi di produzione fino al 35% rispetto ai sistemi fissi tradizionali. E se si adottano soluzioni biassiali, il vantaggio può superare anche il 40%, soprattutto in estate e alle latitudini più basse.
Tracker monoassiali e biassiali, il confronto nei mesi estivi
La scelta tra tracker monoassiali e biassiali dipende in gran parte dal contesto geografico e dal bilancio costi-benefici. I monoassiali, che seguono il sole lungo un solo asse (tipicamente est-ovest), offrono un guadagno medio tra il 20% e il 30% rispetto ai sistemi fissi. In estate, il vantaggio cresce grazie all’elevato angolo di incidenza solare.
I tracker biassiali, capaci di seguire il sole in due direzioni, offrono prestazioni ancora superiori, con incrementi di produttività che arrivano anche al 45%, come evidenziato da simulazioni realizzate su siti ad alta irradiazione in Europa e Nord Africa.
Tuttavia, richiedono costi iniziali e di manutenzione più elevati. I dati presentati nel workshop PVPS 2025 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia mostrano come l’impiego di strategie di inseguimento in condizioni di luce diffusa (diffuse tracking) garantisca un ulteriore +2% di resa nei giorni nuvolosi, che d’estate non sono affatto rari in molte aree europee.
Moduli bifacciali per l’ottimizzazione del fotovoltaico in estate
Un’altra leva centrale per l’ottimizzazione del fotovoltaico in estate è l’adozione di moduli bifacciali, in grado di catturare la radiazione sia dalla superficie frontale che da quella posteriore.
In estate, quando la riflessione da superfici chiare o sabbiose è più elevata, questi moduli possono aumentare il rendimento anche del 10-15% rispetto ai moduli monofacciali, soprattutto se installati in combinazione con tracker.
Il report “Best Practices for the Optimization of Bifacial Photovoltaic Tracking Systems” dell’IEA PVPS (2024) sottolinea che l’accoppiata moduli bifacciali + tracker monoassiale rappresenta oggi lo standard di riferimento per il miglior rapporto tra costo del kWh prodotto e durata impiantistica, anche in condizioni ambientali complesse.
Questo vale soprattutto per i parchi solari utility scale, dove la scelta dei componenti e l’orientamento dei pannelli diventano determinanti per massimizzare la resa nel trimestre estivo.
Manutenzione estiva e tecnologie predittive per ridurre i fermi
Ottimizzare il fotovoltaico in estate significa anche prevenire le perdite legate a malfunzionamenti e degrado delle prestazioni. L’aumento delle temperature nei mesi caldi comporta rischi maggiori di hot spot e degrado termico dei moduli, che possono compromettere la produzione proprio nel periodo di massima resa.
Per questo, il monitoraggio termico continuo e la manutenzione predittiva stanno diventando sempre più centrali nella gestione degli impianti. L’ultimo report IEA PVPS sulle modalità di guasto dei moduli (2025) evidenzia come i fenomeni più critici nei mesi estivi siano legati a surriscaldamenti localizzati, delaminazioni e danni da mismatch.
Tecnologie basate su intelligenza artificiale e machine learning permettono oggi di anticipare queste anomalie, segnalare in anticipo i trend di degrado e ottimizzare la manutenzione evitando fermi indesiderati. Sistemi predittivi evoluti, come quelli descritti nello studio COMLAT (India, 2024), mostrano come l’uso di reti neurali e algoritmi ibridi possa ridurre le perdite da fermo impianto del 15-20% rispetto a O&M tradizionali.