La ricerca parla chiaro: pannelli performanti per oltre 30 anni

Lo studio – “Three decades, three climates: environmental and material impacts on the long-term reliability of photovoltaic modules”, EES Solar, Royal Society of Chemistry –  su sei impianti svizzeri installati tra il 1987 e il 1993 dimostra che i moduli fotovoltaici di prima generazione degradano molto meno di quanto si pensi e ridefinisce le aspettative sulla vita utile degli impianti. Analizziamo insieme il paper di seguito.

Nel fotovoltaico industriale, la domanda sulla durata reale dei moduli rimane aperta. Le garanzie di performance dei produttori – tipicamente 25 anni, con una tendenza crescente verso i 30 – si basano su test di invecchiamento accelerato in laboratorio, non su dati di campo pluridecennali. I test accelerati usati dall’industria, come quelli di qualifica, sicurezza e certificazione, non sono test di durata: non forniscono indicazioni reali sulla vita utile effettiva di un modulo solare.

Per questo, uno studio pubblicato su EES Solar nel 2025 da un team internazionale che include ricercatori di SUPSI, EPFL, CSEM, OFI, HI ERN e BFH rappresenta una delle analisi più complete mai condotte sul tema. Sei impianti fotovoltaici in Svizzera, installati tra il 1987 e il 1993, oltre 20 anni di dati di monitoraggio ad alta qualità, analisi di laboratorio su moduli fisicamente estratti dagli impianti. 

Gli impianti analizzati e il contesto

Tutti e sei i sistemi sono equipaggiati con moduli della stessa famiglia tecnologica: ARCO AM55, Siemens SM55 (inclusa la variante SM55-HO, “high output”) e Siemens SM75, prodotti nello stabilimento di Camarillo, in California. Nel 1990, Siemens Solar acquisì ARCO Solar, da cui la doppia denominazione dei moduli. La potenza nominale indicata in targa è 55 W per la maggior parte dei moduli (48 W per gli SM75), con tensione a circuito aperto di 21,7 V e corrente di cortocircuito di 3,45 A.

I sistemi coprono tre zone altitudinali distinte, ognuna con una propria classificazione climatica Köppen-Geiger: bassa quota (sotto i 600 m, clima temperato Cfb), media quota (1.000-1.500 m, clima freddo Dfb) e alta quota (oltre i 2.500 m, clima polare ET). Gli impianti analizzati sono:

• Möhlin (310 m, tetto ventilato, AM55) – il primo impianto fotovoltaico privato connesso in rete in Svizzera;
• Tiergarten Est e Ovest a Burgdorf (533 m, tetto ventilato, SM55-HO e mix SM55/SM55-HO);
• Burgdorf Fink (552 m, applicazione integrata su edificio, SM55);
• Mont-Soleil (1.270 m, open-rack, SM55) – il primo impianto fotovoltaico utility-scale in Europa;
• Birg (2.677 m, facciata ventilata, AM55);
• Jungfraujoch (3.462 m, facciata ventilata, SM75).

La struttura dei moduli è quella che diventerà standard per decenni: vetro frontale (3,3 mm), incapsulante EVA, celle in silicio monocristallino, secondo strato EVA, backsheet polimerica. Quest’ultima è una struttura trilaminare PVF/PET/PVF, comunemente nota come Tedlar, con riempitivo principalmente a base di biossido di titanio (TiO₂). Le celle sono collegate da due busbar, con spessori variabili tra 265 e 460 µm. Il telaio è in alluminio anodizzato.

Il dato che cambia la prospettiva: PLR medio di -0,24% all’anno

L’analisi delle performance è stata condotta con il metodo multi-annual year-on-year (multi-YoY), che riduce l’incertezza statistica rispetto al classico approccio YoY confrontando ogni anno di riferimento con tutti gli anni successivi disponibili, non solo con quello immediatamente successivo. Il performance ratio corretto per la temperatura (PR’) è stato calcolato seguendo le linee guida IEC 61724-1:2021.

Il risultato principale: il tasso medio di perdita di performance (PLR) su tutti i sistemi monitorati è -0,24% ± 0,16% annuo. Nella letteratura di settore, i valori comunemente riportati per sistemi fotovoltaici più datati oscillano tra -0,75% e -1% annuo. Il divario è sostanziale e non marginale.

I valori per singolo impianto variano tra -0,06% annuo (Birg, 2.677 m, facciata ventilata) e -0,55% annuo (Burgdorf Fink, 552 m, integrazione su edificio). I sistemi ad alta quota mostrano un PLR medio di circa -0,11% annuo, quelli a bassa quota di circa -0,35% annuo.

Le misurazioni indoor in condizioni STC (1.000 W/m², 25°C) su moduli fisicamente rimossi dagli impianti hanno confermato che la maggior parte dei moduli ha conservato oltre l’80% della potenza nominale iniziale dopo 30–35 anni di campo. La soglia dell’80% dopo 25 anni è quella tipicamente garantita contrattualmente dai produttori. Questi moduli la superano, e con margine.

Tre climi, tre storie di degrado

La forza metodologica dello studio sta proprio nell’avere la stessa tecnologia di modulo installata in condizioni climatiche radicalmente diverse. Questo permette di isolare l’effetto del clima tenendo relativamente costante la variabile tecnologica.

A bassa quota, le temperature di modulo sono le più elevate. Il sistema BAPV di Burgdorf Fink raggiunge temperature massime di 74°C, con una T98 (valore superato solo nel 2% del tempo annuo, come definito dalla IEC TS 63126) di circa 57°C. I sistemi a tetto ventilato della stessa zona altitudinale mostrano i valori più alti di temperatura totale percorsa – metrica che somma le variazioni assolute di temperatura nel tempo – a causa dei cicli di riscaldamento e raffreddamento più rapidi rispetto alla configurazione integrata, che ha maggiore inerzia termica.

Ad alta quota, le condizioni sono opposte. Le temperature medie sono più basse, con minimi fino a -31°C. Le irradianze in piano sono più elevate, con picchi superiori a 1.400 W/m², probabilmente per effetto della minore spessore atmosferico, dell’albedo da neve e delle riflessioni nuvolose. Le variazioni termiche giornaliere sono ampie – fino a 80°C di escursione diurna – ma lo stress termico cumulativo rimane inferiore a quello dei sistemi a bassa quota, perché le temperature assolute sono più contenute.

A media quota, il sistema open-rack di Mont-Soleil mostra il T98 di modulo più basso tra tutti i sistemi, pari a 40°C, proprio grazie alla configurazione a rack aperto che favorisce la ventilazione posteriore.

Cosa degrada e perché: le analisi di laboratorio

Le analisi sui moduli estratti dagli impianti hanno combinato tecniche non distruttive e distruttive: misure I-V in STC, imaging EL, spettroscopia NIR con modelli chemometrici (PCA e Random Forest), imaging UVF, ATR-IR su sezioni trasversali e TD-GC/MS per la quantificazione dei prodotti di degradazione dell’EVA.

Acido acetico e corrosione. L’EVA, sotto stress termico prolungato, produce acido acetico per scissione dei gruppi acetato. Nei moduli a bassa quota le concentrazioni rilevate con TD-GC/MS erano significativamente più alte rispetto ai moduli ad alta quota. In un modulo del sistema Mont-Soleil con zone di degrado localizzato (aree scure nelle immagini EL), la concentrazione di acido acetico nelle zone compromesse era circa il doppio rispetto alle zone integre dello stesso modulo. L’acido acetico corrode i finger in argento e i componenti in piombo delle saldature, aumentando la resistenza di contatto e riducendo il fill factor con conseguente degrado visibile nelle immagini EL come zone scure.

Degradazione dell’adesivo nel backsheet. Le analisi ATR-IR sulle sezioni trasversali dei backsheet hanno mostrato che nei moduli a bassa quota lo strato adesivo interno (spessore ~5-7 µm) tra PVF e PET risulta degradato o quasi completamente assente nelle zone più stressate. Nei moduli ad alta e media quota lo strato rimane integro, con alta correlazione spettrale rispetto al materiale di riferimento non invecchiato. La degradazione di questo strato porta a un aumento della permeazione di vapore acqueo e a una maggiore tendenza alla delaminazione, con conseguenze dirette sulla corrosione di celle e connettori.

Solder bond failure. Nei moduli SM55 del sistema Tiergarten Ovest e nei moduli AM55 di Möhlin, le immagini EL hanno evidenziato ricorrenti failure delle giunzioni saldate tra ribbon e busbar. Le cricche partono dai bordi delle celle e progrediscono verso il centro, generando aree scure ai bordi e spot luminosi lungo i ribbon. In alcuni casi gravi, le giunzioni risultano completamente interrotte. Questo meccanismo si traduce in aumento della resistenza serie e riduzione del fill factor, confermati dalle misure I-V. La causa è attribuita alla fatica termica ciclica, combinata con possibile corrosione chimica e formazione di intermetallici nella zona di saldatura Sn-Pb.

Il Bill of Materials come fattore più critico

Forse il risultato più rilevante dal punto di vista ingegneristico è la centralità del BOM (Bill of Materials) nel determinare la longevità dei moduli – identificato dallo studio come il fattore più critico, seguito dall’influenza climatica.

I moduli AM55 di Möhlin, i più vecchi del campione (prodotti nel 1987), erano stati fabbricati prima dell’introduzione degli stabilizzatori UV nell’EVA per applicazioni in ambito fotovoltaico. Il risultato è visibile: ingiallimento dell’incapsulante, delamination più severa lungo i ribbon, emissioni UVF con colore e intensità diversi rispetto ai moduli prodotti dopo il 1987. Lo studio indica che la qualità dell’incapsulante è migliorata progressivamente dopo il 1987 con l’aggiunta per gradi di stabilizzatori UV e antiossidanti. Il tasso di degradazione mediano della potenza massima per i moduli AM55 di Möhlin è stato di -1,27% annuo – circa cinque volte la media dell’intero campione.

Sul sito Tiergarten Ovest, la presenza contemporanea di moduli SM55 e SM55-HO sulla stessa falda ha permesso un confronto diretto tra varianti dello stesso prodotto in condizioni di esposizione identiche. I moduli SM55 hanno mostrato performance indoor circa il doppio peggiori rispetto agli SM55-HO, con failure sistematici dei solder bond in tutti e cinque i moduli SM55 analizzati. Le analisi NIR con chemometria hanno rivelato che le due varianti differiscono nel backsheet: gli SM55-HO hanno uno strato PVF interno più spesso con riempitivo in carbonato di calcio (CaCO₃) invece di TiO₂ – una scelta progettuale per aumentare la riflettività interna e quindi l’efficienza, da cui il suffisso “High Output”. Le differenze nei processi di interconnessione tra le due varianti sono state identificate come causa principale del divario nelle performance a lungo termine.

Implicazioni per il fotovoltaico industriale

Lo studio ha sia valore accademico, che per chi progetta, installa o gestisce impianti fotovoltaici su coperture industriali, infatti è evidente come le implicazioni operative siano molteplici.

La prima riguarda le aspettative di vita utile. Con PLR medi di -0,24% annuo, lo studio suggerisce una possibilità teorica derivante dai dati, ossia che le vite utili superiori ai 50 anni siano tecnicamente plausibili in climi temperati – con impatto diretto sul LCOE e sul carbon footprint dell’impianto. Moduli ben progettati e costruiti con materiali di qualità possono operare ben oltre i periodi di garanzia convenzionali.

La seconda riguarda il ruolo della configurazione di montaggio. Il sistema BAPV mostra il PLR più alto tra i sistemi a bassa quota. La ventilazione posteriore riduce lo stress termico cumulativo e rallenta i meccanismi di degradazione termo-dipendenti. Per le coperture industriali, questo dato rafforza le argomentazioni a favore della ventilazione come criterio progettuale non secondario.

La terza riguarda il monitoraggio come strumento di gestione attiva. Il degrado localizzato – hotspot termici, acido acetico localizzato, solder bond failure – non emerge dai dati di sistema aggregati senza analisi di dettaglio. L’imaging EL periodico e l’analisi dei parametri I-V permettono di intercettare queste anomalie prima che impattino significativamente sulle performance complessive.

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