Il fotovoltaico scolastico ha un problema di gestione

Il bando da 297mila euro per due scuole sarde mostra il divario tra hardware e gestione

243 megawatt contro 297mila euro. Non è una sfida, ma la fotografia di due Italie dell’energia: quella dei grandi numeri da inaugurazione e quella della concretezza quotidiana. Ieri, in Sicilia, si è acceso il più grande impianto fotovoltaico mai operativo in Italia: 243 MW, 413.000 moduli bifacciali, una produzione annua stimata di circa 400 GWh. Oggi, a Fluminimaggiore, un comune di 2.500 abitanti nel Sud Sardegna, si progetta qualcosa di molto più piccolo — ma forse più utile alla transizione reale: un bando da 297.859 euro per impianti fotovoltaici con accumulo sulle coperture della scuola dell’infanzia e primaria e della scuola secondaria di primo grado. La scadenza per le offerte è il 9 luglio.

Pannelli e batterie: la differenza è nell’accumulo

L’impianto siciliano Iberdrola Fenix produce circa 400 GWh all’anno e li immette in rete quando il sole colpisce i moduli bifacciali — che catturano luce su entrambi i lati, aumentando la resa per metro quadro. È un sistema monodirezionale: genera e basta. Il progetto di Fluminimaggiore, invece, integra un accumulo — batterie che disaccoppiano la generazione dal consumo. Per una scuola, il problema non è tanto quanta energia si produce in un anno, ma quando la si può usare.

Una primaria consuma elettricità di mattina, tra ottobre e maggio, quando le aule sono piene, le luci accese e i computer in funzione. D’estate, quando i pannelli rendono al massimo grazie all’irraggiamento, l’edificio è vuoto. Senza batterie, l’energia estiva andrebbe ceduta alla rete a prezzi all’ingrosso — oggi spesso sotto i 5 centesimi per kWh — mentre a settembre si tornerebbe a comprarla a prezzo pieno, quattro o cinque volte tanto. Con un sistema di accumulo, il surplus di luglio può essere immagazzinato, anche se con rendimenti che realisticamente si aggirano attorno all’85-90% per ogni ciclo carica-scarica, e utilizzato quando serve. È la differenza tra produrre elettricità e averne il controllo.

Su una scala di 297mila euro e due tetti scolastici, il ragionamento è industrialmente sensato: dimensionare i moduli per coprire il fabbisogno annuo, aggiungere batterie per spostare l’energia nel tempo, ridurre il prelievo dalla rete nei mesi invernali. Non è un prototipo sperimentale né una promessa tecnologica: è ingegneria applicata a un problema concreto. Ma proprio perché è concreto, il sistema richiede qualcuno che lo gestisca. E qui il racconto cambia.

La casella (quasi) vuota dell’energy manager

Un impianto fotovoltaico con accumulo non è un lampione. Richiede manutenzione predittiva sugli inverter, monitoraggio dello stato di salute delle batterie, regolazione dei cicli di carica in base ai profili di consumo stagionali. Nei comuni italiani, la figura che dovrebbe occuparsi di tutto questo è l’energy manager — un tecnico che pianifica gli acquisti di energia, ottimizza i consumi e tiene sotto controllo gli impianti di generazione. Peccato che, stando ai dati più recenti, l’energy manager nei comuni resti una figura rara: solo 50 capoluoghi su 109 l’hanno nominato. Dieci regioni su venti. E a Fluminimaggiore, 2.500 abitanti e un ufficio tecnico che probabilmente si conta sulle dita di una mano, l’energy manager quasi certamente non esiste.

Il paradosso è evidente: si finanzia l’installazione di sistemi tecnicamente sofisticati, ma non si copre il costo della competenza necessaria a farli funzionare bene per quindici o vent’anni. Una batteria mal gestita — ciclata troppo in profondità, lasciata a temperature elevate, mai ricalibrata — può perdere il 30% della capacità in meno di cinque anni. Senza una figura dedicata, il rischio è che l’impianto di Fluminimaggiore funzioni a dovere per i primi due anni e poi venga progressivamente abbandonato a un funzionamento subottimale, vanificando il senso dell’investimento.

L’ordinanza che non sistema le aree idonee

Se la mancanza di competenze tecniche è un freno operativo, l’incertezza normativa è quello strategico. Già nel 2024, l’ordinanza della Corte Costituzionale (la n. 115) si è espressa su parti della legge sarda per le aree idonee — la n. 20 del 2024 — ma ha solo scalfito il problema, senza risolverlo. Restano nodi aperti su quali superfici, con quali vincoli e con quali iter autorizzativi si possa installare nuovo fotovoltaico in Sardegna. Per un’amministrazione che volesse replicare il modello Fluminimaggiore su altre scuole, il percorso resta disseminato di ostacoli: il rischio concreto è che un bando ben scritto si impantani in un ricorso o in un parere difforme, scoraggiando sia i progettisti che le imprese.

Per chi installa e gestisce realtà come le scuole sarde, la vera barriera non è più il costo dei pannelli — sceso sotto i 20 centesimi per watt per i moduli standard — né la chimica delle batterie, ormai matura. È l’assenza sistematica di figure tecniche dentro gli enti locali e un quadro normativo che cambia ogni due anni senza mai chiudere i conti con la chiarezza. Il progetto di Fluminimaggiore ha tutte le carte in regola dal punto di vista tecnico: fotovoltaico su coperture esistenti, accumulo per l’autoconsumo, edifici pubblici con profili di consumo prevedibili. Ma poggia su un terreno istituzionale fragile. Se vogliamo che non resti un’iniziativa isolata — un altro piccolo numero in una statistica — bisogna smettere di finanziare solo la parte hardware della transizione e cominciare a investire su chi quell’hardware deve farlo funzionare, giorno dopo giorno, per i prossimi vent’anni.