Negli ultimi anni il fotovoltaico ha lasciato i confini del campo a terra per colonizzare tetti, specchi d'acqua e terreni coltivati: pannelli integrati negli edifici (BIPV), impianti galleggianti sui bacini idrici (floating PV) e sistemi agrivoltaici che condividono lo stesso ettaro con le colture. Un nuovo report dell'IEA-PVPS Task 13, il gruppo di lavoro internazionale sull'affidabilità e le prestazioni dei sistemi fotovoltaici dell'Agenzia Internazionale dell'Energia, avverte però che questi tre segmenti non possono più essere progettati, testati e certificati con le stesse regole sviluppate per il fotovoltaico convenzionale a terra: le condizioni ambientali e i vincoli funzionali sono troppo diversi, e i protocolli di qualifica esistenti rischiano di lasciare scoperti guasti e degradazioni che emergono solo sul campo.
TRL 7-9 — Tecnologia matura/commerciale per l'hardware (BIPV e floating PV già installati su scala industriale, agrivoltaico in rapida diffusione), ma le metodologie di test e i protocolli di qualifica specifici per queste applicazioni sono ancora in fase di sviluppo
Impatto potenziale: alto
Perché il fotovoltaico "fuori standard" cambia le regole del gioco
Il Task 13 di IEA-PVPS si occupa da anni di affidabilità e prestazioni dei sistemi fotovoltaici, e il nuovo report — firmato da un gruppo di tredici ricercatori internazionali guidato da Gabi Friesen, Laura Micheli, Pietro Elia Campana e Ulrike Jahn — parte da una constatazione semplice: le norme di progettazione, i protocolli di test e gli indicatori di prestazione usati per il fotovoltaico a terra sono stati messi a punto negli ultimi trent'anni pensando a moduli fissi o con inseguimento solare, montati su strutture stabili, in ambienti relativamente prevedibili. BIPV, floating PV e agrivoltaico rompono ciascuno a modo proprio queste condizioni: un modulo integrato in facciata ha una ventilazione posteriore limitata che ne altera il comportamento termico, un impianto galleggiante è immerso in un ambiente umido e in movimento, un sistema agrivoltaico deve condividere la luce e lo spazio con una coltura viva. Il messaggio centrale del report, ripreso da pv magazine il 9 settembre 2026, è che occorre "un approccio più ampio e multidimensionale alla valutazione delle prestazioni", perché gli approcci progettuali convenzionali non sono più sufficienti per queste applicazioni multifunzionali.
Fotovoltaico galleggiante: acqua, biofouling e sollecitazioni meccaniche
Per gli impianti galleggianti, il report conferma che il raffreddamento offerto dall'acqua può migliorare l'efficienza dei moduli rispetto a un pari impianto a terra, un vantaggio già documentato in letteratura. Ma le condizioni operative introducono anche rischi specifici che i test convenzionali non colgono: umidità persistente e conseguente corrosione, "biofouling" (cioè la colonizzazione biologica di alghe e microrganismi sulle superfici a contatto con l'acqua), sollecitazioni meccaniche ripetute da vento e moto ondoso sulle strutture galleggianti. Sono fattori di stress che non compaiono nei protocolli di qualifica pensati per un modulo fissato su un tetto o su un terreno stabile, e che secondo i ricercatori richiedono metodologie di test dedicate, oltre a un monitoraggio più sistematico delle prestazioni nel tempo.
BIPV: quando la facciata diventa anche un generatore elettrico
Per il fotovoltaico integrato negli edifici, il report richiama il caso di un impianto BIPV installato ad Amsterdam, in un'area costiera esposta a umidità marina elevata e venti forti: 368 kW di potenza, distribuiti su 1.735 moduli per una superficie complessiva di 3.013 metri quadrati. In un contesto come questo, i vincoli non sono solo elettrici: i moduli devono rispondere anche a requisiti strutturali e antincendio propri dell'involucro edilizio, mentre la ventilazione ridotta sul retro dei pannelli — che nel fotovoltaico a terra è quasi sempre garantita da un'intercapedine d'aria libera — può alterarne il comportamento termico e quindi le prestazioni nel tempo. A questo si aggiunge il rischio di ombreggiamento parziale, più frequente in un contesto urbano denso di ostacoli (altri edifici, cornicioni, elementi architettonici) rispetto a un campo fotovoltaico isolato.
Agrivoltaico: l'equilibrio tra energia e raccolto
Il terzo caso discusso dal report riguarda l'impianto agrivoltaico di Flakkebjerg, in Danimarca: quasi 1 MW di potenza (998 kW) con moduli bifacciali PERC montati a un'inclinazione di ±55 gradi, pensata per bilanciare la produzione elettrica con l'esigenza di lasciar passare luce sufficiente alle colture sottostanti. L'esempio citato dai ricercatori è concreto e istruttivo: le piante di colza coltivate sotto l'impianto sono cresciute oltre i 70 centimetri di altezza, arrivando a interferire meccanicamente con il movimento dei moduli a inseguimento e a generare un ombreggiamento reciproco non previsto in fase di progetto. È il tipo di interazione — tra crescita agronomica e comportamento elettromeccanico dell'impianto — che un protocollo di test pensato solo per le prestazioni elettriche non è in grado di intercettare, e che richiede invece una progettazione congiunta tra ingegneri energetici e agronomi.
Cosa propone l'IEA: nuovi indicatori e test su misura
Di fronte a queste criticità, il report non si limita a segnalare il problema ma propone una direzione di lavoro: affiancare ai tradizionali indicatori di resa elettrica (l'energia prodotta per kWp installato) metriche specifiche per ciascuna applicazione, come la resa energetica per unità di superficie disponibile, il tasso di autoconsumo o il "valore d'uso duale" — cioè quanto un sistema agrivoltaico riesce a generare energia senza penalizzare in modo significativo la resa agricola, o quanto un impianto galleggiante libera suolo prezioso senza compromettere l'ecosistema acquatico. Sul fronte dei test, i ricercatori chiedono l'adozione di condizioni di montaggio e modelli termici specifici per applicazione, invece di riadattare in modo approssimativo le procedure sviluppate per il fotovoltaico a terra. Sui dati di lungo periodo, il report è comunque cauto: le prove sul campo indicano che sistemi ben progettati possono raggiungere durate di vita paragonabili al fotovoltaico convenzionale, ma la base di osservazioni pluriennali resta ancora limitata rispetto ai decenni di esperienza accumulati sugli impianti a terra.
Perché interessa il settore
BIPV, floating PV e agrivoltaico sono i tre segmenti su cui punta buona parte della crescita futura del fotovoltaico nei contesti a disponibilità di suolo limitata: tetti e facciate nelle città, bacini idrici e bacini di cava altrove inutilizzabili, terreni agricoli dove la generazione elettrica deve convivere con la produzione di cibo. Proprio perché si tratta di segmenti in espansione, un mancato allineamento tra le regole di progettazione e le condizioni operative reali rischia di tradursi, con qualche anno di ritardo, in guasti prematuri, contenziosi assicurativi e una fiducia degli investitori inferiore a quella di cui gode il fotovoltaico a terra, ormai una tecnologia consolidata e a basso rischio percepito. Il valore del report IEA-PVPS non sta quindi in un nuovo materiale o in un nuovo record di efficienza, ma in un richiamo tempestivo rivolto a produttori, enti di certificazione e progettisti: aggiornare test e standard prima che la crescita di questi mercati, oggi ancora relativamente giovani, superi la capacità di garantirne l'affidabilità a lungo termine.
Il commento di PINET
Per l'Italia, dove agrivoltaico e fotovoltaico su edifici sono già al centro delle politiche di sostegno alla generazione distribuita, questo report arriva in un momento utile: prima che gli impianti approvati negli ultimi anni comincino a rivelare, con qualche anno di funzionamento sul campo, eventuali criticità di progettazione oggi difficili da anticipare. Il tema riguarda soprattutto chi gestisce impianti agrivoltaici, dove il confine tra ingegneria energetica e pratica agronomica è ancora poco presidiato dagli standard tecnici, e chi installa BIPV su edifici esistenti, spesso senza le stesse verifiche di ventilazione e comportamento termico che un progetto ex novo potrebbe garantire. L'ostacolo pratico più immediato è che l'aggiornamento di norme tecniche e protocolli di certificazione richiede tempi lunghi e un consenso internazionale che il report IEA-PVPS può sollecitare ma non imporre da solo; nel frattempo, la responsabilità di una progettazione attenta alle condizioni specifiche del sito resta in capo a progettisti e installatori. Un richiamo utile, dunque, più che un allarme: la tecnologia funziona, ma va misurata e certificata con il metro giusto.
Fonte: pv magazine Global, "Reliability risks emerge across BIPV, floating PV and agrivoltaics", basato sul report IEA-PVPS Task 13, "Optimisation of Photovoltaic Systems for Different Applications".
