1. Fondamenti dell’irraggiamento solare su tetti inclinati in Italia

La massimizzazione dell’irraggiamento estivo sui tetti inclinati richiede una comprensione rigorosa della geometria del sito, della latitudine e della declinazione solare estiva, oltre alla gestione avanzata dell’ombreggiamento locale. A differenza dei piani, i tetti inclinati presentano una dinamica anisotropa dell’irraggiamento diretto che varia con l’angolo di inclinazione e l’esposizione, rendendo essenziale un’ottimizzazione geometrica e orientativa mirata per ridurre le perdite stagionali e massimizzare la produzione energetica in estate.

Calcolo dell’angolo di inclinazione ideale:
L’angolo ottimale per massimizzare l’irraggiamento estivo si determina con la formula α = φ − δ, dove φ è la latitudine geografica del sito e δ l’angolo solare declinazione estiva, che per l’Italia si aggira intorno a +23,45° (al solstizio d’estate). Esempio pratico: a Roma (φ ≈ 41,9°), α ≈ 18,45°, ma per evitare ombreggiamenti estivi intensi, l’angolo di inclinazione ideale si colloca tra 35° e 40°, anziché 25–30° tipici per oltremonti. Questo compromesso riduce le perdite stagionali fino al 12–15% rispetto a configurazioni piane, grazie al minor incidenza diretta del sole a zenit alto.

L’esposizione a sud è prioritária: la componente diretta solare è massima in orientamento meridionale con inclinazione compresa tra 30° e 35°, ottimale per la disponibilità estiva. Allo stesso tempo, la diffusione solare diretta contribuisce fino al 30% del totale in giornate nuvolose, favorendo una produzione più stabile anche in condizioni atmosferiche sfavorevoli. L’uso di software di simulazione come PVsyst o Solmetric SunEye consente di modellare dinamicamente l’ombreggiamento orario, integrando mappe GIS e dati locali per prevedere la produzione reale.

Tabelle comparative di ottimizzazione angolo di inclinazione per principali città italiane:

2. Analisi geometrica avanzata dei pannelli su tetti inclinati

La configurazione modulare ottimale richiede un bilanciamento preciso tra spaziature orizzontali, inclinazione dei file e gestione dell’ombreggiamento reciproco. Principio base: per evitare auto-ombreggiamenti estivi, la lunghezza della file di pannelli non deve superare il 78% della larghezza del tetto; così, su un tetto 10 m × 6 m, quattro file da 2,5 m di larghezza con 0,8 m di spaziatura tra di esse garantiscono minima intersezione ombreggiata.

L’angolo di spigolo tra file, spesso 1°–2° decrementale, riduce l’ombreggiamento in pomeriggio, specialmente a sud. Inoltre, l’orientamento deve essere calcolato con attenzione: tetti con esposizione sud a 35° massimizzano l’irraggiamento diretto estivo, mentre configurazioni a “pensiline inclinate” possono incrementare la produzione del 5–8% in scenari con ombreggiamento dinamico, come in aree urbane con edifici alti.

Esempio pratico di configurazione: su un tetto 12 m × 8 m, con moduli da 1,6 kW e efficienza >21%, si possono disporre 6 file parallele da 2,0 m di larghezza, con spallacci di 0,8 m tra di loro e orientamento esattamente a sud (α = 35°). La simulazione in PVsyst mostra una riduzione del 10% delle perdite per ombreggiamento rispetto a una configurazione piatta, con un incremento stimato del 6–7% nella produzione annuale.

Gestione delle zone non utilizzabili: camini, lucernari e impianti tecnici rappresentano aree critiche. Utilizzando un algoritmo di clipping geometrico con plugin BIM (Solibri, Revit), è possibile segmentare il tetto in zone funzionali, evitando perdite di superficie produttiva. In particolare, edifici con camino centrale possono ridurre l’area utile fino al 18%, richiedendo layout a “zig-zag” o moduli orientati per massimizzare la copertura residua.

3. Metodologia integrata per progettazione fotovoltaica su superfici inclinate

La progettazione richiede un processo strutturato che parte dalla raccolta dati geospaziali e strutturali, prosegue con la selezione tecnologica precisa e si conclude con la simulazione energetica e l’ottimizzazione del racking.

Fase 1: raccolta e analisi dati
Utilizzare drone con LiDAR o stazione totale per un rilievo 3D del tetto, integrando coordinate GPS e modelli digitali. Raccogliere dati climatici da INGV o NASA POWER, focalizzati sull’irraggiamento orario estivo medio (kWh/m²/giorno). Verificare la capacità portante strutturale e le condizioni del tetto (tenuta, spessore copertura) attraverso documentazione tecnica e collaudi in loco.
Output chiave: certificato idoneità strutturale, piano energetico preliminare, mappa ISO di ombreggiamento dinamico.
Fase 2: scelta configurazione e moduli
Selezionare moduli con coefficiente di temperatura < −0,35%/°C e efficienza >21%, preferibilmente con rivestimento antiriflesso e tecnologia PERC. Distribuire i pannelli in stringhe di 8–10 moduli (tensione serie 400 V) per ottimizzare tensione e ridurre resistenze. Esempio: 4 serie da 6 moduli (6 × 1,6 kW = 9,6 kW per stringa), derivazione parallela per uniformare corrente e ridurre perdite per mismatch.
Tabelle di selezione: