Le ondate di calore estremo non sono più soltanto un problema di comfort: per il settore fotovoltaico rappresentano un fattore di rischio operativo capace di abbattere la produzione in modo fulmineo e di mettere in discussione l’affidabilità delle previsioni su cui si fonda la pianificazione energetica. Uno studio dell’Università di Évora, pubblicato sull’International Journal of Climate Change Strategies and Management, ha misurato perdite orarie fino al 90,4% del rapporto di prestazione su tre impianti in Spagna e Portogallo durante le ondate di calore del 2024 e del 2025. I dati sollevano interrogativi concreti sulla stabilità del sistema elettrico e sulla capacità degli attuali modelli di stima di accompagnare una transizione sempre più dipendente dal solare.
La fisica del degrado termico e le ricadute operative
I moduli in silicio cristallino perdono tra lo 0,3% e lo 0,5% di efficienza per ogni grado Celsius oltre i 25 °C. Durante le ondate di calore la temperatura dei pannelli può superare i 70 °C, con un duplice effetto: una contrazione immediata della potenza erogata e un’accelerazione del degrado di incapsulanti e cavi. Gli inverter, a loro volta, attivano la riduzione di potenza termica per autoproteggersi, contribuendo al calo di produzione.
Lo studio ha esaminato quattro eventi estremi ufficialmente classificati dalle agenzie meteorologiche spagnola AEMET e portoghese IPMA, usando come parametro le ore cumulative sopra i 35 °C (DH35). Le temperature massime hanno raggiunto i 39,4 °C in Portogallo e 38,9 °C in Spagna nell’estate 2024. I tre impianti monitorati — Zebro (37,06 kW) in Portogallo, Ariza (15 kW) e Amibil (64,5 kW) in Spagna — hanno mostrato che le perdite di rendimento si concentrano in un numero limitato di ore, in coincidenza con i picchi termici pomeridiani.
Il crollo orario più severo è stato registrato ad Amibil durante l’ondata di calore spagnola di luglio-agosto 2024: -90,4% del rapporto di prestazione. La perdita giornaliera più alta si è invece verificata a Zebro nell’ondata portoghese di maggio-giugno 2025, con una flessione della produzione del 17,6%. In tutti i casi, le prestazioni sono tornate normali entro lo stesso giorno o il successivo, appena lo stress termico si è attenuato. Il fenomeno, seppure transitorio, segnala una vulnerabilità che si ripropone in impianti di taglia e tecnologia diverse: un campanello d’allarme per il mondo industriale e per i gestori di rete.
Previsioni di produzione: il fallimento degli Anni Meteorologici Tipici
Le simulazioni di producibilità usate in fase di progettazione e finanziamento degli impianti si basano sugli Anni Meteorologici Tipici (TMY), set di dati climatici storici che non includono gli eventi estremi. I ricercatori hanno confrontato le previsioni ottenute con i TMY con quelle basate sui dati reali del dataset di rianalisi ERA5-Land — validato con una stazione meteorologica accanto all’impianto Amibil, mostrando coefficienti di correlazione di 0,95 per la temperatura dell’aria e 0,98 per l’irradiazione orizzontale globale.
Il divario è stato misurato con l’Energia Non Servita (ENS): la differenza tra l’energia attesa usando i TMY e quella effettivamente prodotta. Le maggiori discrepanze assolute sono emerse a Zebro durante la seconda ondata portoghese, mentre la deviazione relativa più elevata si è osservata ad Ariza nell’ondata spagnola del 2025. Affidarsi solo ai TMY significa sovrastimare sistematicamente la produzione nei periodi di caldo estremo, con errori di previsione che si traducono in contratti di fornitura non rispettati e in una pianificazione della rete meno solida di quanto si creda. Per gli operatori di mercato e i regolatori, il messaggio è chiaro: i dataset storici non bastano più a garantire la prevedibilità del parco solare, specialmente con l’aumento atteso della frequenza degli estremi termici.
Resilienza degli impianti, non più soltanto record annuali
Gli autori dello studio concludono che la sfida per il solare europeo si sta spostando dalla massimizzazione della produzione annua al miglioramento della resilienza contro le perdite ricorrenti da caldo estremo. Un cambio di paradigma che interpella l’intera filiera: produttori di moduli e inverter, sviluppatori, utility e gestori di rete.
Con la penetrazione sempre più elevata del fotovoltaico nel mix elettrico europeo, un evento di calore che colpisca simultaneamente più regioni può creare deficit improvvisi di generazione in corrispondenza delle ore in cui il sistema è già sotto pressione. Le perdite misurate dallo studio, sebbene transitorie, hanno colpito impianti di diverse dimensioni e tecnologie, segnalando un fenomeno sistemico e non isolato che dovrà essere considerato nelle politiche di adeguatezza della capacità e nei piani di sviluppo della rete.
Cosa significa per il sistema elettrico e per le politiche energetiche
Consideriamo il crollo del 90,4% del rapporto di prestazione orario ad Amibil: significa che in quell’ora l’impianto ha prodotto solo il 9,6% di quanto avrebbe dovuto in condizioni standard. Se lo stesso grado di perdita si manifestasse su una porzione ampia del parco solare iberico, il buco di generazione sarebbe immediato e potrebbe richiedere l’attivazione di costose riserve di bilanciamento o, nei casi più critici, mettere a repentaglio la stabilità della frequenza di rete. La perdita giornaliera del 17,6% registrata a Zebro, inoltre, indica che anche l’arco dell’intera giornata viene compromesso quando lo stress termico si prolunga per più ore o per più giorni consecutivi.
Lo studio ha peraltro rilevato che anche brevi periodi di temperature estreme al di fuori delle ondate di calore ufficialmente classificate hanno causato riduzioni di potenza comparabili. Ciò implica che le metriche attuali di allerta e i modelli di previsione non sono abbastanza granulari per cogliere il rischio operativo reale, un vuoto che i regolatori e i gestori dei mercati elettrici dovranno colmare rapidamente.
Il messaggio per i pianificatori energetici e per chi disegna le regole del mercato è netto: i dataset climatici storici non bastano più. Servono modelli capaci di incorporare la frequenza e l’intensità crescenti degli estremi termici, per evitare che il fotovoltaico, pilastro della transizione, diventi un’incognita proprio nei giorni più torridi dell’anno. In gioco c’è la capacità del sistema elettrico di assorbire quote crescenti di rinnovabile senza mettere a rischio la sicurezza degli approvvigionamenti.
