Mi capita spesso di dover analizzare i capitolati tecnici di impianti fotovoltaici da diversi chilowatt a decine di megawatt. Decine di pagine, specifiche meticolosissime sui tracker — strutture portanti, bullonerie, tolleranze dimensionali, prove di carico al vento. E poi, per i moduli fotovoltaici, un elenco di certificazioni: documenti ESG, dichiarazioni di conformità, attestazioni di provenienza. Tutto in ordine, tutto protocollato. Tutto tranne una cosa: la qualità reale dei moduli, le loro prestazioni attese nel tempo, il comportamento termico, la degradazione annua garantita.
Ma c’era qualcosa di ancora più rivelatore nella struttura di questi documenti. Il progetto sembra partito dall’impianto elettrico — dalla potenza da installare, dalla configurazione degli inverter, dal layout dei moduli — e la struttura definita a posteriori, come se fosse un semplice adattamento di quanto già deciso. Il problema non è l’ordine in sé: la progettazione esecutiva di un impianto su tracker è per sua natura un processo iterativo, in cui l’elettrico e le fondazioni si influenzano a vicenda. La configurazione dei moduli determina i carichi sulla struttura; i risultati del pull-out test — la prova che misura la resistenza reale del suolo all’estrazione dei pali di fondazione — possono richiedere di rivedere interasse, profili e layout. I due processi devono procedere in parallelo, con continui aggiustamenti reciproci. Quando invece l’elettrico viene cristallizzato prima e le fondazioni vengono semplicemente adattate senza rimettere in discussione nulla, si rinuncia proprio a quella fase iterativa che distingue un progetto ottimizzato da uno approssimativo.
Il mercato fotovoltaico italiano sta crescendo a ritmi che non si vedevano da anni. I prezzi sono scesi, la tecnologia è matura, in alcuni casi ci sono anche gli incentivi. Ma qualcosa non torna.
Oggi è facile installare un impianto fotovoltaico. È molto più difficile farlo funzionare bene per 25 anni.
Il problema che nessuno racconta
Il settore è attraversato da una pressione competitiva che spinge verso il basso — sul prezzo, sui tempi, sui margini. Le gare d’appalto si vincono in centesimi di euro per watt di picco (€/Wp), e chi propone soluzioni di qualità superiore spesso viene escluso nelle prime fasi di selezione, senza nemmeno la possibilità di spiegare perché quella differenza di costo esiste.
I contratti EPC — quelli che affidano a un unico soggetto la progettazione, la fornitura e la costruzione dell’impianto — sono sempre più schiacciati dai margini. Quando si comprime il margine di un costruttore, lui comprime quello dei suoi fornitori. E quando si comprime il margine dei fornitori, si comincia a scegliere moduli da listini che non si sarebbero altrimenti presi in considerazione, cavi con sezioni al limite, connessioni affidate alla velocità più che alla cura.
Il prezzo, in questo mercato, sta diventando più importante della qualità. E questo è un problema che si paga — solo che lo si paga dopo, a impianto installato e collaudato, quando nessuno degli attori originali è più sul cantiere.
Ed è proprio in questa fase — quando il prezzo diventa il principale criterio di selezione — che gli effetti di un capitolato debole iniziano a emergere nel progetto reale.
Dove si nascondono davvero gli errori di progettazione
Il layout non è un dettaglio
Uno degli errori più diffusi che mi capita di osservare riguarda il layout dell’impianto, ovvero il modo in cui i moduli vengono posizionati sul terreno o sulla copertura. In apparenza è una scelta estetica. In realtà è una delle decisioni tecniche più impattanti sull’intera vita dell’impianto.
Il parametro chiave si chiama GCR, dall’inglese Ground Coverage Ratio: in parole semplici, è il rapporto tra la superficie dei moduli e l’area totale del campo. Un GCR alto significa moduli più vicini tra loro, il che massimizza la potenza installata per metro quadro, ma genera ombreggiamenti reciproci che riducono la produzione in modo significativo e permanente. Un GCR ottimizzato, invece, trova il giusto equilibrio tra superficie utilizzata e ore di sole sfruttabili.
Quello che vedo spesso nei layout “low cost” non è un’analisi di questo tipo: è un layout copiato da un progetto precedente, riadattato alla morfologia del nuovo sito senza rielaborare le distanze tra le file. Il risultato sono perdite di producibilità che in certi casi superano il 5-8% annuo — perdite invisibili nel senso che l’impianto funziona, non si ferma, non genera allarmi. Produce semplicemente meno di quanto potrebbe, ogni giorno, per vent’anni.
I cavi che nessuno vede
Una delle voci di costo più facilmente comprimibili in un cantiere fotovoltaico è il cablaggio. I cavi non si vedono, sono interrati o nascosti nelle canaline, e la differenza tra una sezione da 4 mm² e una da 6 mm² — apparentemente piccola — ha un impatto diretto sulle perdite resistive dell’impianto.
Una sezione sottodimensionata non causa un guasto immediato. Causa una perdita continua di energia sotto forma di calore, ogni volta che la corrente scorre. Sommata su anni di esercizio, quella perdita diventa un costo reale. E questo senza considerare i connettori: una giunzione MC4 non serrata correttamente, o realizzata con componenti non compatibili tra loro, è una delle cause più frequenti di punti caldi e, nei casi più gravi, di incendi. Un rischio che non si manifesta subito, ma che cresce nel tempo.
La sicurezza che
C’è un tema che nella mia attività si è imposto con forza negli ultimi anni, e che spesso viene sacrificato sull’altare del risparmio: l’accessibilità dell’impianto. Corridoi tra le file di moduli dimensionati al minimo, percorsi di emergenza non pianificati, distanze dai bordi dei tetti che non rispettano le indicazioni dei Vigili del Fuoco. Un impianto che non si riesce a ispezionare agevolmente è un impianto che non viene ispezionato. E un impianto che non viene ispezionato accumula problemi silenziosi: moduli degradati, connettori ossidati, strutture con microcorrosioni. Problemi che crescono in silenzio, invisibili finché non diventano costosi.
Il ready to build che non è pronto
Nel mercato delle acquisizioni di progetti fotovoltaici circola una categoria di asset presentati come “ready to build” — già progettati, titolati, pronti per la costruzione. In teoria, un vantaggio competitivo. In pratica, ho visto spesso una realtà diversa: due diligence condotte in modo superficiale, o eseguite con cura ma poi messe in un cassetto senza che nessuno ne traesse le conseguenze. Titoli abilitativi in scadenza che richiedono proroghe urgenti, connessioni elettriche da rifare perché il preventivo originale era stato svuotato da tre successive varianti al ribasso, verifiche tecniche che avrebbero dovuto bloccare l’operazione e invece sono state archiviate come formalità. Quello che sembrava un acquisto efficiente si trasformava in mesi di lavoro non preventivato — e in costi che nessuna valutazione iniziale aveva incluso.
Il monitoraggio che non monitora
Quasi tutti gli impianti moderni hanno un sistema di monitoraggio. Il problema non è la sua presenza, ma il modo in cui viene configurato e utilizzato. Nella maggior parte dei casi che mi trovo ad analizzare, il sistema registra dati aggregati a livello di stringa o di inverter, senza una granularità sufficiente a identificare dove si trova il problema quando la producibilità scende.
Gli allarmi, quando ci sono, si attivano solo in caso di guasto conclamato — un inverter che si spegne, un modulo completamente disconnesso. Le degradazioni progressive — un modulo con una cella in corto, una stringa con un connettore ad alta resistenza, un inverter che lavora fuori dalla sua curva ottimale — passano inosservate per mesi, a volte per anni. Un monitoraggio efficace dovrebbe permettere almeno l’analisi a livello di stringa, in modo da individuare rapidamente anomalie localizzate. Quando il problema viene scoperto, la perdita di produzione è già avvenuta. Nessuno la restituisce.
Il vero costo del “low cost”
C’è un elemento che sintetizza meglio di ogni altro questa dinamica: la producibilità attesa dell’impianto. In molte gare d’appalto che mi è capitato di esaminare, non esiste un riferimento preciso di quanta energia quell’impianto debba produrre nelle condizioni di sito. Oppure esiste, ma è basato esclusivamente su PVGIS — uno strumento europeo gratuito che usa dati satellitari e che va benissimo come prima stima esplorativa, ma che non può essere utilizzato come unico riferimento progettuale in fase di gara — e che non tiene conto del layout reale, delle perdite di cablaggio, del comportamento termico dei moduli scelti, degli ombreggiamenti specifici del sito.
Progettare senza un target di producibilità verificato è come costruire un edificio senza il computo metrico: si costruisce comunque, ma non si sa se quello che si sta costruendo è efficiente o no. E se non si sa cosa l’impianto dovrebbe produrre, non si potrà mai sapere se sta producendo bene o male.
Il problema non è quanto costa l’impianto oggi, ma quanto produce (male) nei prossimi 20 anni.
Una riduzione del 10% della producibilità annua su un impianto da 1 MWp, in una zona con buona irradiazione, significa decine di migliaia di euro di mancato ricavo che si accumulano silenziosamente, anno dopo anno, per tutta la vita utile dell’impianto.
Come si riconosce un impianto fatto bene
Non esiste una formula magica per distinguere un impianto progettato bene da uno progettato al ribasso. Ma ci sono segnali chiari, che si possono verificare prima di firmare qualsiasi contratto.
| Come riconoscere un impianto progettato bene | |
| Layout giustificato, non copiato | Il GCR deve essere calcolato sul sito specifico, con simulazione degli ombreggiamenti reali |
| Producibilità attesa documentata | Non solo PVGIS: deve includere le perdite specifiche del layout, dei cavi e dei componenti scelti |
| Accessibilità reale dell’impianto | Corridoi dimensionati per la manutenzione, percorsi di emergenza pianificati, distanze VVF rispettate |
| Specifiche chiare su moduli e inverter | Il capitolato deve definire requisiti minimi di qualità per i componenti attivi, non solo per le strutture |
| Monitoraggio con granularità utile | Analisi a livello di stringa, con soglie di allarme calibrate sulla producibilità attesa |
| Documentazione tecnica completa e verificata | As-built aggiornati, titoli abilitativi in regola, connessione conforme al preventivo — prima di firmare |
Conclusione
Il mercato fotovoltaico italiano sta andando veloce. Nuove installazioni ogni mese, nuovi operatori, nuove tecnologie. È una buona notizia, e sarebbe sbagliato leggerla in modo pessimistico.
Ma il problema con la velocità è che lascia poco spazio alla riflessione. Si installa, si collega alla rete, si incassa il contratto, si passa al cantiere successivo. La qualità di quello che si è costruito non si vedrà per anni — e quando si vedrà, chi ha costruito sarà probabilmente altrove.
La transizione energetica non si gioca solo sulla quantità di impianti installati, ma sulla qualità di quelli che resteranno tra 20 anni.
Un impianto fotovoltaico ben progettato è un bene che si apprezza nel tempo: produce bene, si mantiene bene, si documenta bene. Uno mal progettato è esattamente il contrario — e il suo costo reale non si misura alla firma del contratto, ma nelle bollette dei prossimi due decenni.