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Nel contesto della rapida espansione globale del fotovoltaico, un workshop organizzato da QualEnergia.it ha evidenziato un tema cruciale ma spesso trascurato: la durata effettiva dei moduli e il rischio di degrado delle tecnologie di nuova generazione, che incide su redditività, sostenibilità e fiducia degli investitori.

Il tema si riflette su tre piani: economico, ambientale e reputazionale. Piccoli aumenti del tasso di perdita di potenza possono modificare l’IRR e mettere a rischio i conti; meno energia prodotta nel tempo riduce le emissioni evitate e peggiora l’impronta complessiva; se gli impianti degradano sistematicamente, la fiducia di investitori, assicuratori e stakeholder può crollare.

Una corsa al minimo costo ed elevata efficienza ha spinto il costo dei moduli a circa il 15-20% dei capex, ma l’innovazione avanza più rapidamente di altre componenti. I moduli, se ben progettati, possono durare 30-35 anni, quindi la loro affidabilità è decisiva per la redditività e per l’impronta climatica.

Testi e dati mostrano che la longevità è tecnicamente realizzabile: l’impianto Mont Soleil (500 kW, in esercizio dal 1990-1991) ha perdite di potenza contenute e una potenziale vita di circa 40 anni; l’impianto TISO di Lugano, con misure dal 1982, mostra che l’ingiallimento dell’incapsulante influisce sulla resa nel tempo. Le varianti del BOM e l’incapsulante incidono notevolmente sulla durabilità.

Tre macro-trend preoccupanti: crescita esplosiva del mercato (centinaia di GW installati in breve), crollo dei prezzi e una rivoluzione tecnologica rapida (da PERC a TOPCon/HJT, celle n-type, vetro-vetro e nuovi incapsulanti). Queste dinamiche generano notevoli incognite sulle prestazioni in campo, soprattutto in ambienti difficili.

Evidenze di mercato mostrano un aumento delle non conformità: i cicli tecnologici compressi portano a maggiori difetti tra stabilimenti, mentre i test di qualifica non prevedono completamente la vita utile. È maggiore la variabilità tra fabbriche e marchi in Paesi diversi.

Gli EPC sottolineano come difetti minori o seriali impattino su garanzie e responsabilità: contratti richiedono ispezioni in fabbrica e test indipendenti; sintomi di calo della qualità si registrano anche su inverter e sistemi di storage, con rischi di fermate e sostituzioni.

Gestire questo rischio invisibile implica cambiare paradigma: introdurre scenari multipli di degrado nei modelli economici; rafforzare due diligence tecnica (BOM tracciabile, ispezioni, test indipendenti); evitare l’adozione simultanea di molte innovazioni non validate; promuovere evoluzioni controllate e standard aggiornati; investire in dati di lungo periodo e ricerca sistemica.

In conclusione non si tratta di privilegiare una tecnologia: il FV resta la chiave della transizione energetica, ma la bancabilità deve basarsi su durabilità verificabile, qualità lungo il ciclo di vita e strumenti concreti per progettare e finanziare impianti resilienti nel tempo.