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Il fotovoltaico galleggiante può essere efficiente grazie al raffreddamento, ma il beneficio dipende dal progetto. Secondo l’IEA PVPS, a fine 2024 la capacità globale era circa 9,1 GW; coprire solo 1% della superficie dei bacini artificiali potrebbe ospitare oltre 4 TW. Umidità, corrosione, sporcizia biologica, vento, onde e variazioni di livello influenzano rendimento e durata; non basta applicare le stesse ipotesi del fotovoltaico a terra.

Il raffreddamento non è automatico: con l’acqua i moduli possono raffreddarsi meglio, ma dipende dal design e dall’esposizione. La maggior parte è raffreddata ad aria e la dissipazione dipende dalla convezione, dall’altezza sul pelo dell’acqua e dal vento. Sistemi in contatto diretto con l’acqua hanno scambi termici dominanti, ma comportano compromessi: i moduli orizzontali su membrane possono raffreddarsi bene, mentre in latitudini elevate il piano spesso riceve meno irraggiamento e la pulizia naturale è ridotta.

Per progettare FPV serve una valutazione completa del sito: irraggiamento, venti, moto ondoso, profondità, correnti e oscillazioni del livello dell’acqua. Onde e movimenti aumentano disallineamento elettrico e stress meccanico; esistono rischi che il bacino si svuoti. In prove reali, onde di 2,5 m hanno generato carichi significativi sui moduli e richiesto resistenza strutturale.

Moduli, cavi e geometria vanno scelti insieme. Si propongono prove di calore umido oltre gli standard; alcuni moduli sono specifici per ambienti marini e i cavi devono essere impermeabili con protezioni IP67. L’orientamento e l’inclinazione vanno bilanciati: angoli tipici sotto i 15°, configurazioni est-ovest possono aumentare la potenza; il bifacciale può essere svantaggiato dall’albedo basso dell’acqua.

Il grado di copertura è il parametro chiave che lega resa e impatto ambientale. Una copertura maggiore aumenta la potenza disponibile ma modifica luce, ventilazione e qualità dell’acqua. Non esiste una percentuale universale: differenziano i limiti imposti da Paesi come uno strumento di gestione ambientale, ponendo attenzione a accessibilità, rete, pesca e navigazione.

Due prove pratiche mostrano limiti dei modelli. A Catania, 16,2 kWp con 36 moduli bifacciali est-ovest, inclinazione 10° e bordo a circa 52 cm dall’acqua evidenziano differenze tra SAM e PVsyst, con incertezza di ~2-4% sui rendimenti. Nel lago Les Toules in Svizzera, 448 kWp hanno dovuto resistere a neve e vento; produzione reale di 1.418 kWh/kWp contro 1.469 kWh/kWp prevista, ma con un vantaggio del 29,1% rispetto a un impianto di riferimento non alpino, evidenziando benefici e costi operativi da affrontare.