Caso di studio · 2026
Solar PV Underperformance
Quanto perde il fotovoltaico, perché e quanto costa.
“La differenza tra i segmenti non è che gli impianti più piccoli abbiano più guasti. È che nessuno sa quanti ne abbiano.”
Solar PV Underperformance 2026, sezione 8.2
30 anni di esercizio: la differenza la fa la gestione, non la tecnologia
Un impianto di riferimento da 100 kWp sul tetto di un edificio industriale. I tre scenari differiscono solo per il modo in cui l’impianto viene gestito.
Sottoproduzione rispetto al modello di investimento, ipotizzando un degrado dello 0,5% l’anno. Il modello esclude il fermo una tantum durante la sostituzione dell’inverter. Lo scenario C è un’estrapolazione [STIMA].
Quanto costa nell’arco della vita utile dell’impianto
Il valore dell’energia non prodotta in 30 anni per 100 kWp, a 0,11 €/kWh. Il divario tra gestione attiva e impianto trascurato è di circa 54.000 €.
[CALCOLO] Studio, sezione 6.2.
Controlli più frequenti, perdite minori
Il dato più solido dello studio. Il divario di circa 4 punti percentuali è la migliore stima disponibile di quanta parte della perdita si possa recuperare.
Raptor Maps, Global Solar Report 2026. Correlazione, non causalità dimostrata.
La dimensione dell’impianto a partire dalla quale il servizio si ripaga
La quota di produzione annua che un servizio da 340 € l’anno deve far risparmiare per ripagarsi. La soglia si colloca intorno a 75–100 kWp.
[CALCOLO] Prezzo dell’energia 0,11 €/kWh, 1.100 kWh/kWp. La sottoproduzione recuperabile di ≈3% deriva dal divario tra il 7% e il 3%.
Perché nessuno vede i guasti
Il monitoraggio gratuito del produttore dell’inverter rileva in modo affidabile solo una minoranza delle cause di perdita. La maggior parte dei guasti, lì, non sembra affatto un guasto.
| Problema | Frequenza | Gravità | Visibile nel monitoraggio dell’inverter? |
|---|---|---|---|
| Fermo dell’inverter | Alta | Alta | Sì |
| Fermo di un’intera stringa | Alta | Media–alta | In parte |
| Guasti ai connettori e al cablaggio DC | Alta | Media | No |
| Sporcamento | Molto alta | Bassa–media | Non senza un modello |
| Ombreggiamento graduale | Media | Media | Non senza un modello |
| Microfratture | Alta | Bassa, in aumento | No |
| Hotspot | Media | Media, rischio per la sicurezza | No |
| PID | Bassa–media | Alta | In parte |
| Diodo di bypass guasto | Media, in aumento | Alta, rischio per la sicurezza | No |
| Impostazioni errate alla messa in servizio | Media | Media | Non senza un modello |
Sintesi dello studio, sezione 5.5.
Un impianto da 250 kWp in numeri
La sottoproduzione riduce i ricavi in modo lineare, mentre i costi fissi restano uguali. Basato su un CAPEX di 600 €/kWp.
| Indicatore | Nessuna perdita | Sottoproduzione 5% | Sottoproduzione 10% | Sottoproduzione 15% |
|---|---|---|---|---|
| Produzione annua | 275 MWh | 261,3 MWh | 247,5 MWh | 233,8 MWh |
| Perdita annua | — | €1,513 | €3,025 | €4,538 |
| Rientro semplice | 5,0 anni | 5,2 anni | 5,5 anni | 5,8 anni |
| Perdita in 25 anni | — | 37.800 € | 75.600 € | 113.400 € |
[CALCOLO] Non attualizzato, esclusi i costi di esercizio. Un’illustrazione dell’ordine di grandezza, non un modello finanziario del progetto.
Metodologia e fonti
Fonti principali: NREL PV Fleet Performance Data Initiative · IEA PVPS Task 13 · Raptor Maps Global Solar Report 2026 · kWh Analytics Solar Risk Assessment 2026 · Kiwa PI Berlin · SolarPower Europe · ERÚ (Autorità ceca di regolazione dell’energia). Elenco completo nel PDF, sezione 23.
Quanto perde il vostro impianto?
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