Quanta elettricità produrrà effettivamente il mio impianto fotovoltaico? Questa domanda è al centro di ogni calcolo di redditività. La risposta è più complessa di un semplice sguardo alla scheda tecnica del modulo – perché la potenza indicata in Watt picco (Wp) vale solo in condizioni di laboratorio ideali a 1.000 W/m² di irraggiamento e 25 °C di temperatura delle celle.

Nel funzionamento reale, numerosi fattori influenzano la resa: la posizione con il suo specifico irraggiamento solare, l'orientamento e l'inclinazione dei moduli, eventuali ombreggiamenti, effetti della temperatura e l'efficienza dei componenti installati. Questo articolo spiega queste relazioni, presenta le formule di calcolo e mostra quali fattori hanno il maggiore impatto sulla produzione di elettricità.

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La formula base per il calcolo della resa

La resa annuale di un impianto FV risulta dall'energia solare incidente moltiplicata per una catena di fattori di efficienza e coefficienti di correzione:

E = G × A × η_Modulo × η_Inv × η_Cavo × k_Temp × k_Orient × k_Ombra

Variabile	Significato	Range tipico
E	Resa annuale	1.000–1.600 kWh/kWp
G	Irraggiamento globale	1.200–1.900 kWh/(m²·a)
A	Area attiva dei moduli	m²
ηModulo	Efficienza del modulo	18–23%
ηInv	Efficienza dell'inverter	95–98%
ηCavo	Efficienza dei cavi	98–99%
kTemp	Fattore di temperatura	0,85–0,93
kOrient	Fattore di orientamento	0,70–1,00
kOmbra	Fattore di ombreggiamento	0,80–1,00

La formula illustra: ogni fattore si moltiplica con gli altri. Una perdita del 5% in un punto e del 10% in un altro non dà il 15% di perdita totale, ma 0,95 × 0,90 = 0,855, cioè il 14,5%. Con molte piccole perdite, questo effetto si accumula considerevolmente.

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Principi fisici

L'irraggiamento globale G è composto da tre componenti:

G = G_diretto + G_diffuso + G_riflesso

La radiazione diretta viaggia in linea retta dal sole alla superficie terrestre. Domina con cielo sereno e fornisce l'intensità più elevata. La radiazione diffusa deriva dalla diffusione da parte di molecole d'aria, aerosol e nuvole. In Italia rappresenta circa il 35–45% del totale annuale, meno che nell'Europa settentrionale grazie ai cieli più sereni. La radiazione riflessa (albedo) viene riflessa dall'ambiente circostante e contribuisce alla resa particolarmente con neve o superfici chiare.

Differenze regionali

In Italia, l'irraggiamento globale annuale varia tra 1.200 kWh/m² nella Pianura Padana e 1.900 kWh/m² in Sicilia e Sardegna. Questa differenza di quasi il 60% ha un impatto direttamente proporzionale sulla resa FV – l'Italia beneficia di alcune delle migliori condizioni solari d'Europa.

Regione	Irraggiamento globale	Resa specifica*
Pianura Padana (Milano, Torino)	1.200–1.350 kWh/m²	1.000–1.150 kWh/kWp
Toscana, Umbria	1.400–1.500 kWh/m²	1.180–1.280 kWh/kWp
Roma, Lazio	1.500–1.600 kWh/m²	1.260–1.350 kWh/kWp
Sud Italia (Napoli, Puglia)	1.600–1.750 kWh/m²	1.350–1.480 kWh/kWp
Sicilia, Sardegna	1.750–1.900 kWh/m²	1.480–1.600 kWh/kWp

*Con orientamento sud ottimale e inclinazione di 30°

Fonti dati per il calcolo

Il nostro calcolatore solare utilizza dati di irraggiamento dal database PVGis della Commissione Europea. Questi si basano su misurazioni satellitari e modelli meteorologici che coprono più di 10 anni. Per ogni località in Europa, PVGis fornisce l'irraggiamento globale medio – differenziato per componenti diretta e diffusa nonché per mese.

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L'angolo di incidenza

La radiazione che colpisce un modulo dipende dall'angolo tra i raggi solari e la superficie del modulo. Quando il sole è perpendicolare alla superficie del modulo, viene ricevuta la massima energia. Ad angoli radenti, la stessa potenza radiante si distribuisce su un'area maggiore – l'intensità per metro quadrato diminuisce proporzionalmente al coseno dell'angolo di incidenza.

I_Modulo = I_Sole × cos(θ)

dove θ è l'angolo tra i raggi solari e la normale al modulo.

Orientamento ottimale in Italia

Per la massima resa annuale in Italia, un orientamento a sud con inclinazione di 30–35° (nord Italia) o 25–30° (sud Italia) è ottimale. Questa geometria rappresenta un compromesso tra il sole estivo (posizione alta, giornate lunghe) e il sole invernale (posizione bassa, giornate corte).

La deviazione dall'ottimo può essere quantificata con il fattore di orientamento k_Orient:

Orientamento	Incl. 10°	Incl. 30°	Incl. 45°	Incl. 60°
Sud (0°)	0,94	1,00	0,96	0,88
SE/SO (±45°)	0,94	0,95	0,90	0,82
Est/Ovest (±90°)	0,91	0,86	0,78	0,67
Nord (180°)	0,86	0,66	0,55	0,44

Orientamento Est-Ovest: un caso particolare

I sistemi est-ovest su tetti piani generano il 10–15% in meno di resa annuale rispetto ai sistemi orientati a sud, ma offrono vantaggi:

La produzione di elettricità è distribuita più uniformemente durante la giornata. Mentre un sistema orientato a sud produce un picco elevato intorno a mezzogiorno, i sistemi est-ovest forniscono di più al mattino e alla sera. Questo aumenta l'autoconsumo con i profili di carico tipici e riduce lo stress sulla rete e i picchi di immissione.

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Perché l'ombreggiamento è critico

L'ombreggiamento è il killer di resa più frequentemente sottovalutato. A differenza di molte altre perdite, l'ombreggiamento parziale non influisce sulla resa in modo proporzionale – può ridurre drasticamente la resa di un'intera stringa di moduli.

La ragione risiede nella connessione in serie: i moduli solari sono collegati in stringhe attraverso le quali scorre la stessa corrente. Un modulo parzialmente ombreggiato limita la corrente dell'intera stringa. Un ombreggiamento del 10% della superficie del modulo può portare a perdite di resa del 30–50% se non vengono prese contromisure.

Tipi di ombreggiamento

L'ombreggiamento dell'orizzonte da terreno, colline o edifici distanti influisce su tutti i moduli allo stesso modo ed è prevedibile. Riduce principalmente la resa durante le ore mattutine e serali quando il sole è basso.

L'ombreggiamento ravvicinato da camini, abbaini, antenne o alberi crea ombre nette che influenzano solo parti del sistema. Queste ombre locali si muovono con la posizione del sole e possono influenzare diversi moduli in momenti diversi.

L'auto-ombreggiamento si verifica con i sistemi su struttura su tetti piani quando la distanza tra le file è scelta troppo piccola. Specialmente in inverno con angoli solari bassi, le file di moduli anteriori ombreggiano quelle posteriori.

Diodi di bypass e loro limiti

I moduli moderni contengono diodi di bypass che bypassano elettricamente le aree di celle ombreggiate. Un tipico modulo da 60 celle ha tre diodi di bypass, ciascuno in grado di bypassare 20 celle. Quando una cella è ombreggiata, un terzo del modulo viene bypassato – la corrente scorre intorno all'area ombreggiata, ma la produzione di quel terzo del modulo viene persa.

Il diodo di bypass previene i punti caldi e i danni al modulo ma può solo limitare, non prevenire, la perdita di resa.

Analisi dell'ombreggiamento

Un'analisi precisa dell'ombreggiamento è essenziale per il calcolo della resa. Il nostro calcolatore solare permette l'inserimento di ostacoli di ombreggiamento e calcola il loro impatto sulla resa annuale – risolto nel tempo per ogni mese e ora del giorno.

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Contesto fisico

Le celle solari sono basate su semiconduttori le cui proprietà elettriche dipendono dalla temperatura. All'aumentare della temperatura, il movimento termico dei portatori di carica nel reticolo cristallino aumenta. Questo porta a una maggiore ricombinazione di elettroni e lacune prima che possano fluire via come corrente.

L'effetto si manifesta principalmente nella ridotta tensione a circuito aperto U_OC. Il coefficiente di temperatura per la tensione nelle celle di silicio cristallino è tipicamente –0,3%/K. La corrente di cortocircuito I_SC aumenta leggermente con la temperatura (+0,05%/K), ma l'effetto della tensione domina.

Coefficienti di temperatura

Il coefficiente di temperatura della potenza γ (gamma) indica di quanto la potenza del modulo diminuisce per Kelvin di aumento della temperatura sopra i 25 °C:

Tecnologia del modulo	Coefficiente di temperatura γ
Monocristallino PERC	–0,35 a –0,40%/K
Policristallino	–0,40 a –0,45%/K
TOPCon	–0,30 a –0,35%/K
Eterogiunzione (HJT)	–0,25 a –0,30%/K
Film sottile CdTe	–0,20 a –0,25%/K

I moduli a eterogiunzione e film sottile hanno perdite di temperatura inferiori e sono quindi particolarmente adatti per località calde come il Sud Italia – dove possono fare una differenza significativa.

Temperatura del modulo in funzionamento

La temperatura delle celle durante il funzionamento è significativamente superiore alla temperatura ambiente. Un modulo scuro assorbe circa l'80% della radiazione incidente e ne converte solo il 20% in elettricità – il resto diventa calore.

La temperatura del modulo può essere calcolata approssimativamente:

T_Modulo = T_Ambiente + k × G

dove k è un fattore che dipende dalla situazione di montaggio:

• Autoportante, ben ventilato: k ≈ 0,025 K·m²/W
• Su tetto con ventilazione: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Integrato nel tetto senza intercapedine d'aria: k ≈ 0,050 K·m²/W

A 1.000 W/m² di irraggiamento e 35 °C di temperatura ambiente (tipica estate italiana), un modulo su tetto ben ventilato raggiunge circa 65 °C, un modulo integrato fino a 85 °C.

Perdite di temperatura nel corso dell'anno

Il fattore di temperatura k_Temp descrive la riduzione media della resa nel corso dell'anno:

k_Temp = 1 + γ × (T_Modulo,media – 25 °C)

In Italia, la temperatura media ponderata del modulo (ponderata per irraggiamento) varia significativamente:

• Nord Italia: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (45 – 25) = 0,924 (perdite ~7,5%)
• Centro Italia: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (50 – 25) = 0,905 (perdite ~9,5%)
• Sicilia/Sardegna: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (55 – 25) = 0,886 (perdite ~11,5%)

Nonostante le maggiori perdite di temperatura, il Sud Italia produce comunque significativamente più energia grazie all'irraggiamento molto più elevato.

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Fattore 5: Inverter ed elettronica di potenza

Funzioni dell'inverter

L'inverter è il collegamento centrale tra il generatore FV e la rete elettrica. I suoi compiti principali:

1. Conversione DC/AC: Conversione della corrente continua dei moduli in corrente alternata conforme alla rete (230 V, 50 Hz)
2. Inseguimento MPP: Ricerca continua del punto di funzionamento ottimale dei moduli
3. Monitoraggio della rete: Mantenimento dei limiti di tensione e frequenza, disconnessione in caso di guasti alla rete
4. Monitoraggio: Registrazione e trasmissione dei dati di resa

Efficienza dell'inverter

L'efficienza dell'inverter η_Inv non è costante ma dipende dal carico. Nel range di carico parziale (sotto il 20% della potenza nominale), l'efficienza diminuisce perché l'autoconsumo dell'elettronica rimane costante mentre la potenza elaborata diminuisce.

Punto di carico	Efficienza tipica
5% carico	88–92%
10% carico	93–95%
20% carico	95–97%
50% carico	96–98%
100% carico	95–97%

L'efficienza europea η_EU è una media ponderata che considera il tipico profilo di carico di un impianto FV.

Gli inverter di alta qualità raggiungono efficienze europee del 97–98%, i dispositivi economici del 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

I moduli solari hanno una caratteristica corrente-tensione non lineare. Il Maximum Power Point (MPP) è il punto di funzionamento di massima potenza – e questo si sposta costantemente con l'irraggiamento e la temperatura. L'algoritmo MPPT dell'inverter cerca continuamente questo punto di funzionamento ottimale.

La qualità dell'inseguimento MPPT varia tra i produttori e influisce direttamente sulla resa. Gli inverter di alta qualità raggiungono efficienze MPPT superiori al 99,5%. Le differenze diventano particolarmente evidenti con l'ombreggiamento parziale: gli algoritmi semplici possono rimanere bloccati in massimi di potenza locali, mentre i dispositivi moderni scansionano l'intero range di tensione per trovare il massimo globale.

Per impianti con più superfici di tetto o ombreggiamento parziale, si raccomandano inverter con più ingressi MPPT indipendenti.

Altre perdite di sistema

Fonte di perdita	Valore tipico	Causa
Cablaggio lato DC	0,5–2%	Perdite ohmiche, connessioni
Cablaggio lato AC	0,2–0,5%	Perdite di linea fino al contatore
Mismatch	0,5–2%	Diverse potenze dei moduli nella stringa
Sporcizia	2–5%	Polvere, polline, escrementi di uccelli, foglie
Riflessione	1–2%	Perdite ad angoli di incidenza radenti
Copertura nevosa	0–2%	Regionale e dipendente dall'inclinazione
Tempi di fermo	0,5–1%	Manutenzione, guasti, interruzioni di rete

Il rendimento di sistema o Performance Ratio (PR) riassume tutte le perdite tra l'uscita del modulo e l'immissione in rete. Impianti ben progettati raggiungono valori di PR del 78–85%.

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Calcolo semplificato della resa

Per una stima rapida, la formula usando la resa specifica è sufficiente:

E = P × Y_f

Variabile	Significato	Unità
E	Resa annuale	kWh/a
P	Potenza del sistema	kWp
Yf	Resa specifica (Final Yield)	kWh/kWp

La resa specifica Y_f combina tutti i fattori di influenza in un unico valore. Corrisponde alle ore di pieno carico – il tempo in cui il sistema dovrebbe ipoteticamente funzionare a potenza nominale per generare la resa annuale.

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Esempio di calcolo: Impianto da 6 kWp nel Centro Italia

Dati di input:

• Località: Roma (41,9° N, 12,5° E)
• Potenza del sistema: 6 kWp (15 moduli da 400 Wp)
• Area dei moduli: 25,8 m² (15 × 1,72 m²)
• Efficienza del modulo: 23,3%
• Orientamento: Sud (azimut 180°), inclinazione 28°
• Ombreggiamento: Antenna, 2% di perdita annuale
• Tipo di modulo: Monocristallino TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Inverter: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Passo 1: Irraggiamento globale su superficie inclinata Irraggiamento globale orizzontale nel sito: 1.550 kWh/m²·a Fattore di orientamento per Sud/28°: 1,00 Irraggiamento sulla superficie del modulo: 1.550 × 1,00 = 1.550 kWh/m²·a

Passo 2: Perdite di temperatura Temperatura media ponderata del modulo: 50 °C Perdita di temperatura: –0,32%/K × (50 – 25) K = –8,0% Fattore di temperatura: k_Temp = 0,920

Passo 3: Perdite di sistema

• Inverter: η_Inv = 0,975
• Cablaggio DC: η_Cavo = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Ombreggiamento: k_Ombra = 0,98
• Sporcizia: 0,97
• Riflessione: 0,98

Fattore di sistema: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,98 × 0,97 × 0,98 = 0,878

Passo 4: Resa annuale Resa teorica: 1.550 kWh/m² × 25,8 m² × 0,233 = 9.320 kWh Resa reale: 9.320 × 0,920 × 0,878 = 7.530 kWh/a Resa specifica: 7.530 ÷ 6 = 1.255 kWh/kWp

Performance Ratio: 7.530 ÷ (1.550 × 25,8 × 0,233) = 80,8%

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Resa nel corso dell'anno

La produzione di elettricità di un impianto FV segue la posizione del sole ed è distribuita in modo disuguale nel corso dell'anno:

Mese	Quota della resa annuale	Resa tipica (6 kWp)
Gennaio	5–6%	380–450 kWh
Febbraio	6–7%	450–530 kWh
Marzo	9–10%	680–750 kWh
Aprile	10–11%	750–830 kWh
Maggio	11–12%	830–900 kWh
Giugno	11–12%	830–900 kWh
Luglio	12–13%	900–980 kWh
Agosto	11–12%	830–900 kWh
Settembre	9–10%	680–750 kWh
Ottobre	7–8%	530–600 kWh
Novembre	5–6%	380–450 kWh
Dicembre	4–5%	300–380 kWh

Circa il 65% della resa annuale si verifica tra aprile e settembre. Luglio è spesso il mese con la resa più alta grazie alle giornate molto lunghe, nonostante le perdite di temperatura più elevate.

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Monitorare e validare la resa

Dopo la messa in servizio, la resa effettiva dovrebbe essere regolarmente confrontata con le previsioni. Deviazioni inferiori al 10% sono normali e dovute alle variazioni meteorologiche. Deviazioni maggiori indicano problemi:

• Sottoperformance sistematica: Sporcizia, progettazione difettosa del sistema, malfunzionamento dell'inverter
• Calo improvviso della resa: Modulo difettoso, rottura del cavo, guasto dell'inverter
• Deviazione stagionale: Nuova fonte di ombreggiamento (albero cresciuto, nuovo edificio)

Gli inverter moderni offrono monitoraggio tramite app o portale web. La registrazione delle correnti di stringa permette la localizzazione dei problemi fino al livello del modulo.

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Perché Excel non può sostituire un vero calcolatore solare

Molti pianificatori di impianti tentano di calcolare la resa FV con fogli Excel costruiti da sé. Per un primo orientamento può bastare – ma per una previsione affidabile è insufficiente.

Il problema fondamentale: Un calcolo realistico della resa richiede simulazioni ora per ora su un intero anno. Solo questo approccio cattura correttamente le interazioni tra posizione del sole, temperatura, copertura nuvolosa e ombreggiamento. Sono 8.760 ore, ciascuna con diversi valori di irraggiamento, posizioni solari e temperature dei moduli.

L'analisi dell'ombreggiamento illustra la complessità: L'ombra di un camino si muove sulla superficie dei moduli durante il giorno – e si comporta in modo completamente diverso a luglio rispetto a dicembre. Un foglio Excel con valori forfettari mensili non può catturare questa dinamica temporale. Gli strumenti professionali calcolano per ogni ora dell'anno quali moduli sono ombreggiati e in che misura, e come questo influisce sulla resa della stringa attraverso il collegamento in serie.

A questo si aggiungono gli effetti non lineari della fisica dei moduli: Il bypass dei diodi durante l'ombreggiamento parziale, la ricerca da parte dell'inverter del MPP globale quando esistono più massimi locali, lo spostamento del punto di lavoro dipendente dalla temperatura. Queste relazioni richiedono una simulazione risolta nel tempo, non catene di moltiplicazione statiche.

Anche i dati di irraggiamento sono critici. Gli strumenti professionali come il nostro calcolatore solare accedono a database validati come PVGis, che forniscono l'irraggiamento diretto e diffuso separatamente per ogni località – inclusi i valori mensili tipici e la variabilità. Un foglio Excel lavora al massimo con medie regionali che ignorano le peculiarità locali (zone nebbiose, altitudini elevate, albedo delle superfici d'acqua).

Il punto cruciale: Gli errori non si sommano – si moltiplicano. Un errore del 5% sull'ombreggiamento, del 3% sulla temperatura e del 2% sull'efficienza non dà il 10% di errore totale, ma può portare a deviazioni del 15% o più a seconda del segno. Per un impianto da 6 kWp, questo significa un errore di previsione di oltre 800 kWh all'anno – o diverse centinaia di euro di differenza nel calcolo economico.

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Conclusione

Una previsione di resa affidabile è la base di qualsiasi pianificazione FV economica. Determina il tempo di ammortamento, la dimensione ottimale dell'accumulo e i risparmi attesi sui costi dell'elettricità. Pianificate in modo conservativo con perdite di sistema realistiche – una sorpresa positiva è meglio di una delusione.

Ulteriori informazioni sulla pianificazione del sistema si trovano nell'articolo Pianificare un impianto solare: passo dopo passo. I principi fisici della produzione di elettricità sono spiegati nell'articolo Dal fotone al volt: come funzionano le celle solari.

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Calcola ora la tua resa FV

Con il nostro Calcolatore solare, puoi calcolare la resa elettrica attesa per la tua località – inclusa l'analisi dell'ombreggiamento, l'ottimizzazione dell'autoconsumo e il calcolo della redditività economica.

→ Al calcolatore solare

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Fonti

• IEC 61724-1: Monitoraggio delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici
• IEC 61853: Test delle prestazioni dei moduli fotovoltaici
• PVGis – Sistema informativo geografico fotovoltaico (Commissione Europea)
• GSE: Gestore dei Servizi Energetici
• Fraunhofer ISE: Rapporto Fotovoltaico 2025