ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato

ENERGIA FOTOVOLTAICA Il sole, la tecnologia e il mercato

Foto: Udine, ITI “A. Malignani”, campo F.V. ad inseguimento solare (un asse) da 5.2 kWp, basato a terra.

A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO http://sites.google.com/site/dottmagingcad Rev. 06/10/2011

ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE

Premessa _______________________________________________________________________________ 1 Chiave di lettura __________________________________________________________________________ 2

1 - Le fonti rinnovabili di energia ___________________________________________________ 3 1.1 - Cenni introduttivi __________________________________________________________________ 3 1.2 - La scelta ______________________________________________________________________________ 3 1.3 - Origini storiche del fotovoltaico _________________________________________________ 4 I pionieri (1839 – 1917) _______________________________________________________________________ 4 Lo sviluppo delle tecnologie ___________________________________________________________________ 4 Le applicazioni _________________________________________________________________________________ 5 Il fotovoltaico in Italia__________________________________________________________________________ 7

2 - La tecnologia _______________________________________________________________________ 8 2.1 - L’energia del sole ___________________________________________________________________ 8 2.2 - Le tecnologie solari ________________________________________________________________ 9 La potenzialità teorica del fotovoltaico _______________________________________________________ 9

2.3 - La conversione fotovoltaica_____________________________________________________ 10 2.4 - L'effetto fotovoltaico _____________________________________________________________ 11 2.5 - Efficienza di conversione ________________________________________________________ 12 2.6 - La caratteristica elettrica della cella __________________________________________ 13 2.7 - La tecnologia del silicio cristallino e il silicio di grado solare _____________ 14 La tecnologia del silicio per uso elettronico ________________________________________________ 15

2.8 - La tecnologia dei film sottili ____________________________________________________ 16 Tellururo di cadmio e diseleniuro ___________________________________________________________ 17 Solfuro di cadmio e arseniuro di gallio ______________________________________________________ 17

2.9 - Il fotovoltaico a concentrazione________________________________________________ 18

3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie _________________________ 20 3.1 - L’installato del fotovoltaico e la produzione di celle ________________________ 20 3.2 - Il fotovoltaico in Italia ___________________________________________________________ 21 La crescita del fotovoltaico in Italia: il 2009 _____________________________________________ 21 Installato totale a fronte del “conto energia”_____________________________________________ 21 Scenari italiani a medio e lungo termine _________________________________________________ 22

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE Le prospettive del mercato __________________________________________________________________ 22 La tecnologia evolve rapidamente __________________________________________________________ 23 Nuove tecnologie: il film sottile - Lo stato dell’arte _________________________________________ 24 Film sottili: i vantaggi ________________________________________________________________________ 25 Fotovoltaico per l'edilizia ____________________________________________________________________ 26 Le tecnologie del futuro ______________________________________________________________________ 27

3.3 - Costi del fotovoltaico e grid-parity ____________________________________________ 28 Costo __________________________________________________________________________________________ 28 La Grid Parity_________________________________________________________________________________ 29

3.4 - Valutazione del ritorno economico del capitale investito _________________ 29 Il finanziamento ______________________________________________________________________________ 31

4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici _________________________________________ 32 4.1 - Tipologie di impianti fotovoltaici ______________________________________________ 32 Impianti isolati (stand-alone) _______________________________________________________________ 32 Impianti connessi ad una rete elettrica di distribuzione (grid-connected) ________________ 34

4.2 - Il generatore fotovoltaico _______________________________________________________ 36 Il mismatch elettrico e i diodi _____________________________________________________________ 37 Il dimensionamento dei diodi ____________________________________________________________ 38 Il mismatch ________________________________________________________________________________ 39 Il mismatch di corrente e di tensione ____________________________________________________ 39

4.3 - Il sistema di controllo e di condizionamento della potenza _______________ 40 Controllo dei sistemi isolati__________________________________________________________________ 41 Controllo dei sistemi grid-connected _______________________________________________________ 41 L’inseguimento del punto di massima potenza _____________________________________________ 43

4.4 - I quadri elettrici __________________________________________________________________ 43

5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti _____________________ 45 5.1 - I moduli fotovoltaici _____________________________________________________________ 45 5.2 - Caratteristiche e prove di qualificazione dei moduli fotovoltaici ________ 45 Dati di targa dei moduli ______________________________________________________________________ 46 Analisi del datasheet di un modulo__________________________________________________________ 46 Qualificazione, certificazione e garanzia dei moduli________________________________________ 47

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE Criteri di scelta dei moduli e procedure per l’accettazione ________________________________ 48

5.3 - L'inverter __________________________________________________________________________ 49 Caratteristiche e dati di targa dell'inverter _________________________________________________ 51 Tipologie di inverter e criteri di scelta ______________________________________________________ 52 Certificazione e procedure per l’accettazione dell’inverter ________________________________ 54

5.4 - Dispositivi di protezione dell’impianto _______________________________________ 54 5.5 - I cavi ________________________________________________________________________________ 55 DESIGNAZIONE DEI CAVI ____________________________________________________________________ 56

5.6 - L’accumulo per i sistemi isolati ________________________________________________ 56 Il regolatore di carica ________________________________________________________________________ 57

5.7 - I contatori e i misuratori ________________________________________________________ 57 5.8 - Le strutture di sostegno _________________________________________________________ 58 Sistemi fissi ___________________________________________________________________________________ 59 Sistemi ad inseguimento _____________________________________________________________________ 59

6 - Le fasi della progettazione di un impianto __________________________________ 61 6.1 - Le fasi della progettazione ______________________________________________________ 61 6.2 - Documentazione per la richiesta dell’incentivo _____________________________ 62

7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto ________________ 64 7.1 - Caratterizzazione del sito di installazione ___________________________________ 64 7.2 - La radiazione solare _____________________________________________________________ 64 Le componenti della radiazione solare______________________________________________________ 66 Valutazione della radiazione solare disponibile ____________________________________________ 68

7.3 - Radiazione solare incidente per sistemi fissi ________________________________ 69 7.4 - Orientazione ottimale dei moduli _____________________________________________ 71 Scelta dell’angolo di tilt ______________________________________________________________________ 71 Scelta dell’angolo di azimut__________________________________________________________________ 73

7.5 - Radiazione solare incidente per sistemi a concentrazione ________________ 74 7.6 - Valutazione delle perdite _______________________________________________________ 74 Perdite termiche _____________________________________________________________________________ 74 Perdite ottiche _______________________________________________________________________________ 75

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE Perdite per ombreggiamento ________________________________________________________________ 76 Posizionamento del generatore fotovoltaico _______________________________________________ 77

7.7 - Energia elettrica producibile ___________________________________________________ 78

8 - Dimensionamento e bilancio energetico ____________________________________ 80 8.1 - Dimensionamento energetico di impianti connessi alla rete _____________ 80 8.2 - Dimensionamento energetico di un sistema isolato ________________________ 80

9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected____________ 82 9.1 - Progettazione del campo fotovoltaico ________________________________________ 82 9.2 - Criteri di dimensionamento dell’inverter ____________________________________ 83 9.3 - Accoppiamento generatore FV ed inverter ___________________________________ 84 9.4 - Criteri di dimensionamento dei quadri elettrici ____________________________ 85 9.5 - Criteri di dimensionamento dei cavi __________________________________________ 86

10 - L’interfacciamento alla rete elettrica ______________________________________ 87 10.1 - Funzione del sistema di interfacciamento __________________________________ 87 10.2 - Riferimenti normativi e specificità __________________________________________ 88 10.3 - I dispositivi di intrerfacciamento e parallelo ______________________________ 89

11 - Protezione e sicurezza dell’impianto _______________________________________ 91 11.1 - Criteri di protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche ________ 91 Elementi di un LPS esterno __________________________________________________________________ 92 Posizionamento dei captatori _______________________________________________________________ 93 Protezione contro i fulmini con LPS _________________________________________________________ 95 Protezione contro i fulmini in assenza di LPS_______________________________________________ 95

11.2 - Criteri di sicurezza______________________________________________________________ 95 11.3 - L’impianto di terra______________________________________________________________ 97

12 - Criteri di progettazione della struttura di sostegno _____________________ 98 12.1 - Scelta della struttura ___________________________________________________________ 98 12.2 - Riferimenti normativi _________________________________________________________100

13 - Documentazione ______________________________________________________________ 102 13.1 - Documentazione di progetto _________________________________________________102 13.2 - Schema elettrico _______________________________________________________________103

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14 - L’incentivazione del fotovoltaico ___________________________________________ 105 14.1 - Il decreto Conto Energia ______________________________________________________105 14.2 - Il meccanismo dell’incentivazione in “conto energia” ___________________106 14.3 - Gli impianti che possono beneficiare del Conto Energia ________________106 14.4 - Tabelle degli incentivi fotovoltaici __________________________________________108 14.5 - Incentivi per impianti fotovoltaici con caratteristiche innovative ____110 14.6 - Tabelle degli incentivi per i FV innovativI _________________________________110 Incentivi per impianti a concentrazione ___________________________________________________ 111

15 - La connessione degli impianti alla rete ___________________________________ 112 15.1 - Deliberazione 23 luglio 2008 - ARG/elt 99/08 ____________________________112 15.2 - Il Corrispettivo per la connessione _________________________________________113

16 - Lo scambio sul posto (SSP) __________________________________________________ 114 16.1 - Il meccanismo di SSP __________________________________________________________114 16.2 - Procedure per lo SSP dell’energia elettrica (art. 3, all. A) _______________115 16.3 - Modalità di erogazione dello SSP (all. A alla Delibera 74/08) __________116 16.4 - Cos’è il “Contributo in Conto Scambio” _____________________________________117 16.5 - Calcolo del contributo per lo SSP (All. A, Delibera 74/08) ______________117

17 - La messa in opera dell’impianto ___________________________________________ 120 17.1 - Le fasi principali della realizzazione di un impianto fotovoltaico _____120 17.2 - Iter autorizzativo e autorizzazione unica __________________________________121 Cosa ha detto il Decreto 19 febbraio 2007 _________________________________________________ 121 La conferenza unificata _____________________________________________________________________ 121

17.3 - Posa in opera, collaudo e messa in servizio _______________________________121

18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione _________________ 123 18.1 - Verifiche tecnico-funzionali __________________________________________________123 Come eseguire una corretta verifica tecnico-funzionale __________________________________ 124

18.2 - Prove e verifiche sull'impianto ______________________________________________125 Avviamento dell'inverter ___________________________________________________________________ 125 Misure di potenza ___________________________________________________________________________ 125 Misure di continuità elettrica e delle connessioni tra i moduli____________________________ 127

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE Misura dell’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse __________________________________ 128

18.3 - Collaudo tecnico amministrativo____________________________________________128 18.4 - Manutenzione __________________________________________________________________129 18.5 - Il monitoraggio degli impianti _______________________________________________131

19 - Legislazione e normativa tecnica __________________________________________ 133 19.1 - Legislazione del fotovoltaico _________________________________________________133 19.2 - Norme sui componenti ________________________________________________________133 19.3 - Norme di progetto _____________________________________________________________135 19.4 - Sicurezza nei luoghi di lavoro ________________________________________________135

20 - Ricavi ed economia del fotovoltaico _______________________________________ 139 20.1 - Conto energia – autoconsumo – vendita ___________________________________139 20.2 - La vendita dell’energia ________________________________________________________140 La vendita diretta ___________________________________________________________________________ 140 Il ritiro dedicato _____________________________________________________________________________ 141 La valorizzazione economica dell'energia prodotta: sintesi ______________________________ 142

21 - La fiscalità del fotovoltaico __________________________________________________ 143 21.1 - La fiscalità degli incentivi al fotovoltaico __________________________________143 21.2 - Regime fiscale del fotovoltaico ______________________________________________144 21.3 - Il regime fiscale della tariffa incentivante _________________________________145 21.4 - Il regime fiscale su costi e ricavi _____________________________________________147 21.5 - Trattamento fiscale del contributo in conto scambio ____________________147 21.6 - Fotovoltaico e ICI_______________________________________________________________149

22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) _______________________________ 150 22.1 - Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.)________________________________150 Fasi della V.I.A. ______________________________________________________________________________ 151 Procedura di verifica di assoggettabilità (screening)___________________________________ 151 Procedura di delimitazione del campo d'indagine (scoping)___________________________ 152 Svolgimento di consultazioni ____________________________________________________________ 152 Procedura di valutazione dello S.I.A. e degli esiti delle consultazioni __________________ 153

22.2 - Gli effetti ambientali del fotovoltaico _______________________________________156

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE 22.3 - Effetti sulla qualità dell’aria e sui cambiamenti climatici _______________157 22.4 - Effetti sui terreni e sulle acque ______________________________________________158 22.5 - Effetti sul paesaggio ___________________________________________________________158 22.6 - Effetti sulla vegetazione e sulla fauna ______________________________________159 22.7 - Effetti sotto il profilo socio-economico _____________________________________161 22.8 - Effetti sulla salute pubblica __________________________________________________161 22.9 - Produzione di rifiuti ___________________________________________________________161 22.10 - Campi elettromagnetici _____________________________________________________162

Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico _______________________________ 163 Progetto definitivo di un impianto fotovoltaico da 9,9 kWp ___________________163 Relazione descrittiva _________________________________________________________________164 Relazione tecnica ______________________________________________________________________165 Elaborati grafici _______________________________________________________________________166 Calcoli preliminari ____________________________________________________________________167 Accoppiamento generatore FV ed inverter (verifica sulla tensione DC) __________________ 168 Calcolo della tensione massima di stringa _________________________________________________ 168 Accoppiamento generatore FV ed inverter (verifica sulle correnti DC e AC) _____________ 169 Dimensionamento delle condutture elettriche ____________________________________________ 169 Calcolo della caduta di tensione ____________________________________________________________ 170

Disciplinare descrittivo e prestazionale degli elementi tecnici________________171 Documentazione fotografica e particolari di installazione _____________________172

Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola ____________________ 173 Ambiti soggettivo e oggettivo d’applicazione _____________________________________173 Reddito derivante dall'utilizzo di fonte fotovoltaica ____________________________174 Requisiti ________________________________________________________________________________175 Disciplina fiscale - IVA ________________________________________________________________175 Tariffa incentivante per l’energia fotovoltaica prodotta ________________________176 Inquadramento ai fini IVA e IRAP___________________________________________________177 Imposte erariali e addizionali sui consumi di energia elettrica _______________177

Glossario _____________________________________________________________________________ 179

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 INDICE A __________________________________________________________________________________________179 B __________________________________________________________________________________________181 C __________________________________________________________________________________________182 D__________________________________________________________________________________________184 E __________________________________________________________________________________________185 F __________________________________________________________________________________________186 G __________________________________________________________________________________________186 I___________________________________________________________________________________________187 L __________________________________________________________________________________________187 M _________________________________________________________________________________________188 N __________________________________________________________________________________________188 O__________________________________________________________________________________________188 P __________________________________________________________________________________________189 R __________________________________________________________________________________________190 S __________________________________________________________________________________________191 T __________________________________________________________________________________________193 V __________________________________________________________________________________________194 W _________________________________________________________________________________________194

Bibliografia e fonti d’approfondimento ________________________________________ 195

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Premessa Chiave di lettura

PREMESSA Obiettivo del testo è quello di curare la formazione su tutti gli aspetti tecnici ed impiantistici, anche i più innovativi, riguardanti la tecnologia fotovoltaica; al fine di trasferire competenze tecniche, elementi progettuali e normativi fondamentali per una corretta progettazione ed una efficace installazione degli impianti.

Nello specifico vengono trattati i seguenti argomenti: La tecnologia - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti - Progettazione e realizzazione di un impianto: dal sopralluogo alla chiusura lavori - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto - Dimensionamento e bilancio energetico - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected - L’interfacciamento alla rete elettrica - Protezione e sicurezza dell’impianto - Criteri di progettazione della struttura di sostegno - Documentazione di progetto - L’incentivazione del fotovoltaico - La connessione degli impianti alla rete - Lo scambio sul posto (SSP) - La messa in opera dell’impianto - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione - Legislazione e normativa tecnica - Ricavi ed economia del fotovoltaico - La fiscalità del fotovoltaico Appendice A: Esempio di progetto fotovoltaico - Appendice B: Trattamento fiscale dell’azienda agricola.

I potenziali utilizzatori sono Decision Makers e tecnici di settore, tipicamente ingegneri, architetti e diplomati tecnici, che vogliano accostarsi a questa tecnologia per farne occasione ed opportunità di lavoro. Decision Makers: saranno messi in grado di operare delle scelte o di impostare strategie di sviluppo del settore. Progettisti, installatori e manutentori: acquisiranno le conoscenze e svilupperanno le competenze tecniche di base che, suffragate da un'opportuna esperienza pratica, permetteranno la progettazione, installazione e manutenzione degli impianti fotovoltaici.

Il presente lavoro di studio si basa essenzialmente sul materiale didattico/divulgativo liberamente fornito dal Prof. Francesco Paolo VIVOLI (ENEA) e da ABB - Asea Brown Boveri Ltd. Per maggiori informazioni v’invito a leggere la bibliografia riportata in coda.

Come valore aggiunto alle mirabili fonti sopra citate, che sentitamente ringrazio, mi sono prodigato ad organizzare tutto il materiale reperito ampliando alcuni contenuti, soprattutto in merito a: sicurezza del lavoro (pag. 135), Valutazione di Impatto Ambientale (pag. 150) ed altri aspetti tecnici. Penso che il risultato raggiunto dia un’ampia visione d’insieme del settore fotovoltaico toccando tutti gli aspetti che vi concorrono. Ovviamente si rimanda a testi specifici per opportuni approfondimenti ed eventuali aggiornamenti.

Detto ciò mi sembra palese dichiarare che quanto ivi riportato non è stato realizzato a fini di lucro ma solo per pura divulgazione tecnico-scientifica e quindi è severamente vietato ridistribuire tale lavoro, o parte di esso, per fini diversi da quelli prima indicati senza il consenso esplicito dei rispettivi autori e del sottoscritto.

“Gratuitamente avete ricevuto, gratuitamente date” (Mt 10,8).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Premessa Chiave di lettura

CHIAVE DI LETTURA A riguardo della “scottante” tematica circa la compatibilità ambientale, ivi giustamente approfondita, mi sembra opportuno concludere questa premessa con alcune personali riflessioni. Mi sento di evidenziare alcune realtà ormai dimenticate che, a mio parere, rappresentano dei legittimi termini di paragone. Bisogna comprendere che il territorio contemporaneo risulta comunque alterato dall’uomo che, nella sua evoluzione socio-economica, ha implicato nuovi bisogni. Basti pensare alle infrastrutture stradali (necessarie per rendere scorrevole la circolazione dei veicoli), ai punti d’ispezione dei metanodotti (per trasportare in sicurezza il gas naturale nelle nostre case), ai ripetitori di segnali di cella (affinché sia ottimale la ricezione dei nostri cellulari) e, ancor più, ai tralicci dell’alta tensione (che ci permettono di usufruire dell’energia elettrica)! Tutto ciò altera inevitabilmente il territorio originario ma nessuno si sognerebbe mai di voler abbattere queste strutture che ci consentono di condurre, rispetto ai nostri avi, una vita molto più confortevole alla quale siamo ormai troppo affezionati!

Inoltre, in questo periodo storico, il pianeta terra ci ricorda che i suoi “serbatoi” stanno per esaurirsi e la sua “salute” versa ormai in gravi condizioni (come dimostra il celeberrimo buco dell’ozono), quindi ci chiede di inquinare meno almeno nel modo in cui la legge prescrive! Come logica conseguenza a quanto detto siamo costretti ed obbligati moralmente ad accettare, ma con giusta ratio, le energie rinnovabili senza sterili puntualizzazioni! Il futuro é “rinnovabile”, basta volerlo!

Spero sinceramente che le precedenti riflessioni, nonché il presente lavoro, possano guidare tutti gli “addetti ai lavori” a giuste scelte nonché stimolare una piena accettazione sociale del fotovoltaico.

Augurando una buona lettura, ricordo che è possibile segnalare eventuali errori/imprecisioni, o addirittura proporre integrazioni, attraverso i contatti riportati sul sito web nonché nel QR code in copertina. Grazie per la collaborazione.

Attilio Domenico Cardillo

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.1 - Cenni introduttivi

1 - LE FONTI RINNOVABILI DI ENERGIA Il presente capitolo contiene un'introduzione sulle fonti rinnovabili in generale e, in particolare, un approfondimento sull'origine storica e le caratteristiche del solare.

1.1 - CENNI INTRODUTTIVI Si definiscono fonti rinnovabili di energia quelle fonti che, a differenza dei combustibili fossili e nucleari destinati ad esaurirsi in un tempo finito, possono essere considerate virtualmente inesauribili. Esse comprendono tutte quelle forme che traggono origine dall'energia solare che investe la Terra. Queste sono: l'energia solare termica e fotovoltaica, l’energia idroelettrica, del vento e delle biomasse, delle onde e delle correnti marine.

Sono inoltre considerate come tali l'energia geotermica presente in modo concentrato in alcuni sistemi profondi della crosta terrestre e l'energia dissipata sulle coste dalle maree, dovuta all'influenza gravitazionale della luna. Infine anche i rifiuti per il loro contenuto in biomassa, vengono considerati fonte di energia rinnovabile.

Tutte le fonti di energia sul nostro pianeta hanno un'origine comune: l'irraggiamento solare. I combustibili fossili (carbone, petrolio, gas naturale) derivano dalla trasformazione di materiali organici, che, senza il processo di fotosintesi, che trae energia dall'irraggiamento della nostra Stella, non avrebbero potuto formarsi.

L'energia idroelettrica, che sfrutta la caduta delle masse d'acqua, non esisterebbe in assenza del ciclo evaporativo dell'acqua, provocato dall'irraggiamento solare. Senza il Sole, non vi sarebbe il vento e quindi energia eolica.

Tutte le fonti di energia sono a rigore rinnovabili, la differenza sta nella velocità con cui esse si riproducono: quelle fossili hanno bisogno di milioni di anni, le altre, che definiamo più propriamente rinnovabili, sono caratterizzate da una velocità e da una capacità di accumulo praticamente infinita.

1.2 - LA SCELTA La crescita dei consumi energetici mondiali, la prospettiva di esaurimento del petrolio e la crisi del clima globale dovuta alle emissioni di gas serra per l’impiego dei combustibili fossili (carbone, petrolio e gas naturale), pongono il problema della ricerca di nuove fonti di energia pulita e abbondante.

Il concetto che le fonti rinnovabili possono dare un rilevante contributo nel disegnare un nuovo percorso energetico “ambientalmente” sostenibile ha guadagnato nel corso degli anni molte posizioni, sia nell’opinione pubblica, sia tra gli esperti di problemi energetici.

Le principali caratteristiche positive sono le seguenti: • la rinnovabilità cioè la capacità di fornire energia gratuita senza il pericolo di

esaurirsi nel tempo;

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche del fotovoltaico

• un potenziale sovrabbondante rispetto ai bisogni umani, parzialmente

fruibile mediante tecnologie di produzione affidabili; • produzione di energia pulita, praticamente esente da emissioni di gas serra; • modularità e facilità dell'uso.

Inoltre, la domanda elettrica mondiale cresce stabilmente al ritmo del 3% all’anno determinato dall’aumento della popolazione mondiale e dalle crescenti esigenze dei paesi in via di sviluppo. L’accesso a questo mercato è, e lo sarà sempre più negli anni a venire, determinato dalla competitività della tecnologia utilizzata, dalla sua affidabilità e dalla sua capacità di ridurre le emissioni dei gas inquinanti a parità di servizio reso: le fonti rinnovabili in tal senso sono naturalmente candidate a ricoprire questo ruolo in quanto producono, direttamente o indirettamente, energia elettrica.

1.3 - ORIGINI STORICHE DEL FOTOVOLTAICO I PIONIERI (1839 – 1917) 1839: Edmond Becquerel, a diciannove anni, scopre l’ effetto fotovoltaico durante alcuni esperimenti con celle elettrolitiche, osservando il formarsi di una d.d.p. tra due elettrodi identici di platino, uno illuminato e l’ altro al buio; la d.d.p. dipendeva dall’ intensità e dal colore della luce.

1873: Willoughby Smith scopre la fotoconducibiltà del selenio.

1876: Due scienziati britannici, Adams e Day, osservano il selenio convertire la luce del sole direttamente in elettricità, senza riscaldare un fluido e senza utilizzare parti mobili. Giunzioni di selenio e suoi ossidi metallici vengono utilizzate ancor oggi per la produzione di luxmetri.

1883: Fritts descrive il funzionamento di una cella fotovoltaica nel tentativo di simulare l’occhio umano.

1904: Hallwachs scopre l’ effetto fotovoltaico in un dispositivo a base di rame.

1914: Il rendimento delle celle al selenio si aggira intorno all’ 1%. Oggi, in laboratorio, le celle al silicio a altri materiali raggiungono quasi il 40%.

1917: Kennard e Dieterich usano il concetto di barriera di potenziale per spiegare l’effetto fotoelettrico.

LO SVILUPPO DELLE TECNOLOGIE I primi dispositivi basati sul silicio si possono osservare già nei primi anni ’40. Ma è nella primavera del 1953 che, studiando il silicio e le sue possibili applicazioni nell’elettronica, Gerald Pearson, fisico presso i laboratori Bell, costruì involontariamente una cella solare a silicio molto più efficiente di quella a selenio.

Altri due scienziati della Bell – Darryl Chapin e Calvin Fuller – perfezionarono la scoperta di Pearson e realizzarono la prima cella in grado di convertire in elettricità abbastanza energia solare per alimentare dispositivi elettrici di uso quotidiano: il primo giorno di sole del 1954 la cella al silicio funzionava con un rendimento del 6%.

Negli anni ’60 si cominciò a pensare di produrre “nastri e fogli” di silicio, per cercare di risolvere il problema degli ingenti sprechi di materiale dovuti al taglio dei lingotti.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche del fotovoltaico

Ancora negli anni ’60 Shurland propose l’ utilizzo del solfuro di Cadmio, e nel ’ 67 era pronta la prima cella a solfuro di cadmio depositato su plastica.

Negli anni ’70 cominciarono ad essere sviluppate, nell’ ambito delle applicazioni spaziali, celle all’ arseniuro di Gallio, le quali presero definitivamente piede nell’ ultimo decennio del secolo. Vennero sviluppati procedimenti per produrre silicio policristallino, meno costosi e meno dispendiosi di quelli per il monocristallino. Dopo la crisi petrolifera del ’ 73 Carson ottiene per caso una pellicola sottile di silicio amorfo idrogenato, che nel ’ 76 raggiunge il rendimento del 5,5%. In quegli anni il DOE PV Research and Development Programme sperimentava pellicole sottili al silicio cristallino, e tutta una gamma di nuovi materiali: CIS, CdTe, InP, Zn3P2, Cu2Se, WSe2, GaAs, ZnSiAs. È interessante notare che l’utilizzo di pellicole sottili era già stato proposto dallo stesso Chapin, all’epoca delle sue prime scoperte.

Nei primi anni ’ 80 Barnett, per conto della SERI, si interessò al tellururo di cadmio e alle pellicole di silicio policristallino, fondando la società “AstroPower”, oggi ben nota.

Sempre nei primi anni ’80, Martin Green, lavorando alla tecnologia del silicio, sostituì la serigrafia con solchi in rame realizzati con il laser. Nel 1988 i fogli si silicio venivano ricavati da poligoni ottagonali, migliorando il rendimento del processo e diminuendo la fragilità.

Nel 1997 veniva “ lanciata” la prima cella a giunzione tripla a silicio amorfo. I ricercatori del FV hanno avuto un ruolo chiave nella scoperta di nuovi materiali semiconduttori e strutture ibride, e diedero importanti contributi alle tecniche di crescita epitassiale e di crescita delle pellicole lattice-matched; una delle prime applicazioni delle strutture ibride a semiconduttore sull’ GaAs e le giunzioni III-V, sviluppate originariamente per i campi FV a concentrazione.

In 50 anni di ricerche sul fotovoltaico, mentre questo beneficiava dell’ esplosione della tecnologia microelettronica del silicio, produceva nel contempo nuove conoscenze a beneficio di quella stessa industria elettronica con cui era intimamente legato.

LE APPLICAZIONI L’Aeronautica e l’ Esercito statunitensi seguirono molto da vicino lo sviluppo della cella solare a silicio presso i laboratori Bell. Entrambi ritenevano che il fotovoltaico potesse costituire la fonte energetica ideale per un progetto top-secret: i satelliti artificiali orbitanti attorno alla Terra. Grazie a un’ assidua crociata condotta da Hans Ziegler, del corpo del Genio Trasmissioni dell’ esercito statunitense, la Marina Militare installò sui satelliti un sistema energetico a due sorgenti – batterie chimiche e celle solari al silicio – sul satellite Vanguard; mentre le batterie si esaurirono dopo una settimana circa, le celle solari funzionarono per anni.

Già dalla fine degli anni ‘ 50 il fotovoltaico forniva elettricità ai satelliti americani e sovietici. Gli ingegneri del solare progettarono moduli sempre più potenti, mentre il nucleare non realizzò mai le aspettative per i satelliti spaziali. Alla fine degli anni ’ 70 le celle solari erano ormai diventate fonte energetica abituale per i satelliti artificiali, e così è ancora oggi. La tecnologia era invece troppo costosa per gli usi terrestri, e lo rimase fino ai primi anni Settanta, quando Elliot Berman, sostenuto finanziariamente dalla Exxon, progettò un modulo solare notevolmente più economico.

Il primo acquirente importante di celle solari per uso terrestre fu l’ industria petrolifera, che se ne servì in luoghi non serviti dalle linee elettriche: pannelli

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche del fotovoltaico

fotovoltaici vennero usati al posto di batterie tossiche (ingombranti e dalla vita breve) per alimentare le luci di segnalazioni sulle piattaforme petrolifere del Golfo del Messico e nei campi di estrazione del petrolio e del metano, dove servono piccole quantità di elettricità per combattere la corrosione delle teste dei pozzi e dei condotti.

Nel 1974 Johh Oades, ingegnere presso una controllata della GTE, progettò un ripetitore a bassissima potenza per il quale era sufficiente l’ energia fotovoltaica. Così non ci fu più il problema di trasportare carburante o batterie nelle impervie zone montane dove venivano installati i ripetitori, e nelle piccole comunità del West degli Stati Uniti i residenti smisero di percorrere grandi distanze per poter effettuare una telefonata interurbana. L’ Australia, con una popolazione relativamente piccola distribuita su un territorio molto ampio, cominciò a installare reti di comunicazione a energia fotovoltaica già nel 1978. Alla metà degli anni ’80 le celle solari erano diventate la fonte energetica di elezione per le reti remote di telecomunicazioni in tutto il mondo.

Nel 1977 il Capitano Lloyd Lomer, della Guardia Costiera statunitense, diede il via ad un programma fotovoltaico per alimentare le boe isolate e i fari costieri. Oggi la maggior parte degli ausili per la navigazione in tutto il mondo funziona a celle solari.

Verso la metà degli anni ’70 molte compagnie ferroviarie ricorsero al fotovoltaico per alimentare i dispositivi di segnalamento e di smistamento necessari per la sicurezza del traffico ferroviario, funzionanti grazie ai sistemi di comunicazione a microonde. Le comunicazioni fra le stazioni ferroviarie poterono fare a meno dei pali e dei cavi telefonici lungo i binari.

Quando, sempre negli anni ’70, la grande siccità colpì la regione del Sahel in Africa, padre Bernard Verspieren avviò un programma di pompaggio fotovoltaico per attingere acqua dalle falde acquifere che fa ormai da modello per il mondo in via di sviluppo. A quei tempi, in tutto il mondo c’erano meno di dieci pompe fotovoltaiche.

Oggi ce ne sono decine di migliaia.

Negli anni ’80 l’ingegnere svizzero Markus Real dimostrò la validità della generazione distribuita installando moduli solari da tre kilowatt su 333 tetti di Zurigo. Da allora, nessuno parla più di centrali elettriche fotovoltaiche, e i vari governi stanno sviluppando piani di incentivazione finanziaria per incoraggiare i cittadini a solarizzare i propri tetti.

Poiché il costo dell’ installazione delle linee di trasmissione elettrica è estremamente elevato, oltre due miliardi di persone nei paesi in via di sviluppo sono ancora prive di elettricità di rete. Intanto, però, in metà delle famiglie delle isole della Polinesia francese, nelle zone rurali del Kenya, nella Repubblica Dominicana e nel Centroamerica, migliaia di persone alimentano lampadine, televisori e radio con l’ elettricità solare.

L’affidabilità e la versatilità del fotovoltaico in ambiente spaziale e terrestre hanno impressionato molti addetti ai lavori nell’ industria elettrica e delle telecomunicazioni.

Oggi la Banca Mondiale e molti organismi internazionali ritengono che le celle solari “abbiano un ruolo importante e sempre crescente nella fornitura di servizi elettrici nelle aree rurali dei paesi in via di sviluppo”.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 1 - Le fonti rinnovabili di energia 1.3 - Origini storiche del fotovoltaico

IL FOTOVOLTAICO IN ITALIA Nell’ agosto del ’ 61, in occasione della prima Conferenza Internazionale delle Nazioni Unite sulle Fonti di Energia Nuove e Rinnovabili, svoltasi a Roma, vennero presentate numerose opere sullo stato dell’ arte e sulle prospettive del fotovoltaico. Dopo la crisi petrolifera del 1973 il CNR cominciò a fabbricare celle solari, vennero fondate la Solare S.p.a e la Helios Technology, inizialmente nota come Secies.

Nel 1979, al Passo della Mandriola, nella comunità dell’appennino Cesenate, venne installato il primo impianto fotovoltaico italiano da 1 kW, frutto di una collaborazione tra l’ istituto LAMEL del CNR, l’ ENEL, la Riva Calzoni e la Helios Technology.

Negli anni ’90 l’Italia era primo posto in Europa per la potenza installata in impianti fotovoltaici (circa 25 MW), e nel 1993 nacque il Piano Fotovoltaico Nazionale, al quale parteciparono, tra gli altri, l’ ENEA, l’ ENI Eurosolare e l’ Helios Technology. È stato varato il programma “10.000 tetti fotovoltaici”, terminato nel 2007.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.1 - L’energia del sole

2 - LA TECNOLOGIA Il presente capitolo offre una panoramica sulle tecnologie disponibili per convertire la radiazione solare in energia elettrica.

Partendo dalle caratteristiche di una cella fotovoltaica, saranno presentate le diverse caratteristiche delle tecnologie del silicio, distinguendo principalmente il silicio cristallino dalla tecnologia dei film sottili.

2.1 - L’ENERGIA DEL SOLE L’energia solare è l’energia proveniente dalla fusione nucleare che avviene all’interno del Sole e si propaga con simmetria sferica nel sistema solare sotto forma di radiazione elettromagnetica. Infatti, Il Sole è considerato un corpo nero alla temperatura di 5780 K che secondo la legge di Stefan-Boltzmann, emette una potenza termica specifica di I = σ*T4 = 6,33*107 W/m2 dove σ = 5,67*10-8W/m2*K4.

Di questa energia, solo una minima parte giunge sulla superficie della Terra e si può ottenere utilizzando la legge dell'irradiazione sferica cioè moltiplicando il precedente valore per il rapporto al quadrato tra il raggio solare medio che è di circa 6,95*108 m e la distanza media Sole-Terra che è di circa 1,49*1011 m.

Vale quindi circa 1353 2 W/m (costante solare) ma al livello del suolo, a causa dei fenomeni di assorbimento e di diffusione da parte dell’atmosfera arrivano mediamente, in funzione dell’inclinazione del sole sull’orizzonte, al massimo circa 1.000 W/m2 (in condizioni di giornata serena e sole a Radiazione extra-atmosferica - A causa dell’orbita ellittica, la mezzogiorno). Su tutta la superficie Terra si trova alla minima distanza dal Sole (perielio) a dicembregennaio ed alla massima distanza (afelio) nei mesi di giugno-luglio. della terra arrivano quindi 3,85*1024 J/anno, cioè circa 9000 volte il consumo mondiale annuo di energia.

Essa è considerata inesauribile (ancora 5 miliardi di anni), ha pochissimi impatti negativi sull’ambiente, è disponibile dappertutto sulla Terra, e il potenziale energetico medio recuperabile è in genere ben conosciuto in ogni punto della superficie del globo ed è funzione del periodo dell’anno. Fa quindi parte, insieme all’energia del vento, del mare e del calore della Terra di quelle fonti di energia delle cosiddette “fonti di energia rinnovabile” intese come forme energia generate da fonti che per loro caratteristica intrinseca si rigenerano o non sono "esauribili" nella scala dei tempi "umani" e, per estensione, il cui utilizzo non pregiudica le risorse naturali per le generazioni future.

Di queste fonti di energia rinnovabile, l’energia solare è l’unica il cui potenziale potrebbe, su base di un calcolo teorico, coprire tutti i bisogni energetici del pianeta.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.2 - Le tecnologie solari

2.2 - LE TECNOLOGIE SOLARI Le diverse tecnologie che sfruttano l’energia solare sono: Solare passivo: si tratta in pratica di usare direttamente l’energia luminosa attraverso delle chiusure vetrate degli edifici per bisogni di illuminamento di giorno e di riscaldamento per effetto serra. Associato a una buona insolazione esteriore e all’inerzia termica dell’edificio, una corretta concezione permette una riduzione importante del bisogno in energia dell’edificio.

Solare attivo: in un sistema solare termico attivo, dei collettori solari usano l’energia solare per produrre l’acqua calda sanitaria dell’edificio e in alcuni casi anche l’energia termica per il riscaldamento. Tali dispositivi sono associati ad un sistema di accumulo. È stato dimostrato da alcuni studi che l’EPBT per un sistema solare di questo tipo è pari circa a 20 mesi, ed è di gran lunga inferiore al tempo di vita dell’impianto stesso, stimato intorno ai 20 anni.

Un’altra tecnologia di utilizzo dell’energia solare è quella che consiste nella conversione termodinamica dell’energia solare in elettricità. Concentrando i raggi del sole tramite un disco parabolico, un captatore cilindro-parabolico o un sistema di specchi su un tubo ricevitore dentro il quale scorre un fluido termovettore, è possibile raggiungere una temperatura abbastanza elevata, e quindi generare vapore attraverso uno scambiatore di calore e poi elettricità attraverso una turbina ed un alternatore. E’ una tecnologia in pieno sviluppo, presenta il vantaggio dello sfruttamento dell'energia solare anche di notte o in caso di cattivo tempo grazie al sistema di accumulo del fluido termovettore ma non è esente da difficoltà progettuali, legate ad esempio al movimento per l'orientamento degli specchi verso il sole o alla loro pulizia, considerando che il sistema sfrutta esclusivamente la radiazione solare diretta.

Attualmente il 'costo per kilowattora' dell'energia prodotta con tale tecnologia è superiore a quello di altre fonti energetiche classiche come i combustibili fossili, tuttavia si ritiene che i costi scenderebbero sensibilmente una volta avviata una produzione di massa di questi sistemi.

La tecnologia che tratteremo sfrutta invece la conversione fotovoltaica dell’energia solare: l’effetto fotovoltaico permette di convertire direttamente la radiazione solare in elettricità direttamente utilizzabile. Lo sviluppo della tecnologia, la crescita del mercato e i meccanismi incentivanti hanno fatto in modo che oggi produrre energia elettrica con i sistemi fotovoltaici è diventato un ottimo investimento.

LA POTENZIALITÀ TEORICA DEL FOTOVOLTAICO Per rendersi conto delle potenzialità energetiche e dell’impegno di territorio legati ad una centrale di potenza, si consideri che l’area occupata da un sistema fotovoltaico di potenza pari a 1000 kW (cioè 1 MW, che produce circa 1.300

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.3 - La conversione fotovoltaica

MWh/anno e che rappresenta, all’incirca, la potenza sufficiente a soddisfare le esigenze elettriche di 650 famiglie) è di circa 1,5 ettari, dove l’impegno di territorio è dovuto per il 50% alle aree occupate dai moduli e dalle parti del sistema, per l’altro 50% alle “aree di rispetto”, di fatto libere, ma necessarie per evitare l’ombreggiamento.

A fronte della richiesta di energia elettrica consumata in Italia (300 milioni di MWh) sarebbe necessario un impegno di territorio pari a 3.400 km2. Tale impegno di territorio, sebbene enorme, costituisce solo un sesto dei terreni marginali in Italia (20.000 km2). Inoltre occorre ricordare che gli impianti non richiedono per la loro installazione opere fisse e che possono essere installati o integrati nelle strutture edilizie esistenti.

Va tenuto presente però che la disponibilità dell’energia solare è variabile nel tempo: è un’energia intermittente. Essa dipende sia dai cicli giorno/notte e estate/inverno che dalla meteorologia, che rendono la sua disponibilità aleatoria a corto termine. Per ovviare a questo inconveniente, esistono diverse soluzioni come lo stoccaggio, l’integrazione delle diverse fonti di energia rinnovabili (solare, eolico, biomasse,etc.) o ancora l’integrazione con un sistema di generazione convenzionale e disponibile in permanenza, in generale fossile. Tali sistemi sono chiamati ibridi.

2.3 - LA CONVERSIONE FOTOVOLTAICA La conversione della luce solare in elettricità sfrutta l’effetto fotovoltaico. Questo è stato scoperto, come già detto, da Alexandre Edmond Bécquerel nel 1839, ma si dovrà aspettare circa un secolo perché gli scienziati approfondiscano e sfruttino questo fenomeno della fisica, mediante le prime applicazioni pratiche.

L’uso delle celle solari inizia negli anni quaranta del secolo scorso nelle applicazioni spaziali. La ricerca ha gradualmente permesso di migliorare le prestazioni di questa tecnologia; ma si dovrà aspettare la crisi energetica degli anni settanta perché i governi e gli industriali si impegnino nello sviluppo sostanziale della tecnologia e nelle sue applicazioni terrestri, che sono oggi in continuo progresso.

Nei quattro angoli del mondo, innumerevoli possibilità di sfruttamento sono studiate, poi sperimentate nella speranza di una commercializzazione futura delle diverse tecnologie studiate. Anche se dal 1973 il costo del fotovoltaico è progressivamente diminuito, esso è ancora elevato rispetto alle altre tecnologie. Infatti la complessità dei processi di fabbricazione dei moduli gli alti costi di produzione, determinano prezzi ancora elevati che frenano il volume delle vendite.

Esistono oggi però tutte le premesse perché negli anni futuri, la tecnologia arrivi a “maturità” (processi semplificati, più bassi costi di produzione) e che si pervenga ad un valore di costo dei moduli che renda convenienti applicazioni molto estese di questa tecnologia.

Nonostante queste difficoltà iniziali, l’evoluzione della tecnologia e del mercato fotovoltaico è stata negli ultimi anni globalmente molto positiva. La produzione mondiale dei moduli e la potenza globalmente installata, hanno presentato nell’ultima decade tassi di crescita a due cifre dell’ordine del 30 e negli ultimi anni anche del 40%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.4 - L'effetto fotovoltaico

2.4 - L'EFFETTO FOTOVOLTAICO L’effetto fotovoltaico consiste nella conversione diretta della radiazione solare in energia elettrica. Tale fenomeno avviene nella cella fotovoltaica, tipicamente costituita da una sottile lamina di un materiale semiconduttore, cioè di un materiale in cui la concentrazione in cariche libere è molto debole rispetto ai metalli, molto spesso silicio.

Quando un fotone dotato di sufficiente energia viene assorbito nel materiale semiconduttore di cui è costituita la cella, si crea una coppia di cariche elettriche di segno opposto, un “elettrone” (cioè una carica di segno negativo) ed una “lacuna” (carica positiva). Si dice allora che queste cariche sono “disponibili per la conduzione di elettricità”.

Per generare effettivamente una corrente elettrica, però, è necessaria una differenza di potenziale (campo elettrico), e questa viene creata grazie all’introduzione di piccole quantità di impurità nel materiale che costituisce le celle. Queste impurità, chiamate anche “droganti”, sono in grado di modificare profondamente le proprietà elettriche del semiconduttore.

Se il materiale semiconduttore, come comunemente accade, è il silicio, introducendo atomi di fosforo si ottiene la formazione di silicio di tipo “n”, caratterizzato da una densità di elettroni liberi (cariche negative) più alta di quella presente nel silicio normale (intrinseco).

La tecnica del drogaggio del silicio con atomi di boro (vedi figura) porta, invece, al silicio di tipo “p” in cui le cariche libere in eccesso sulla norma sono di segno positivo.

Una cella fotovoltaica richiede l’intimo contatto, su una grande superficie, di due strati di silicio p ed n.

Nella zona di contatto tra i due tipi di silicio, detta “giunzione p-n”, si ha la formazione di un forte campo elettrico.

Le cariche elettriche positive e negative generate, per effetto fotovoltaico, dal bombardamento dei fotoni costituenti la luce solare, nelle vicinanze della giunzione vengono separate dal campo elettrico. Tali cariche danno luogo a una circolazione di corrente quando il dispositivo viene connesso ad un carico. La corrente è tanto maggiore quanto maggiore è la quantità di luce incidente.

Ai fini della generazione di cariche elettriche, i fotoni di cui è composta la luce solare non sono tutti equivalenti: per poter essere assorbiti e partecipare al processo di conversione, un fotone deve possedere un’energia (hν) superiore a un certo valore

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.5 - Efficienza di conversione

minimo, che dipende dal materiale di cui è costituita la cella (Eg). In caso contrario, il fotone non riesce ad innescare il processo di conversione.

SINTESI - L’effetto fotovoltaico si realizza quando un elettrone presente nella banda di valenza di un materiale (generalmente semiconduttore) passa nella banda di conduzione a causa dell’assorbimento di un fotone (quanto di radiazione elettromagnetica) sufficientemente energetico incidente sul materiale. Nei materiali semiconduttori infatti, come per i materiali isolanti, gli elettroni di valenza non sono liberi di muoversi, ma nei semiconduttori rispetto agli isolanti è piccola la differenza energetica tra la banda di valenza e quella di conduzione (tipica dei materiali conduttori), sicché gli elettroni possono facilmente passare nella banda di conduzione qualora ricevano energia sufficiente dall’esterno. Tale energia può essere fornita dalla radiazione luminosa, da cui l’effetto fotovoltaico.

2.5 - EFFICIENZA DI CONVERSIONE La cella può utilizzare solo una parte dell’energia della radiazione solare incidente. L’energia sfruttabile dipende dalle caratteristiche del materiale di cui è costituita la cella: l’efficienza di conversione, intesa come percentuale di energia luminosa trasformata in energia elettrica disponibile per celle commerciali al silicio è in genere compresa tra il 12% e il 17%, mentre realizzazioni speciali di laboratorio hanno raggiunto valori del 24%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.6 - La caratteristica elettrica della cella

L’efficienza di conversione di una cella solare è limitata da numerosi fattori, alcuni dei quali di tipo fisico, cioè dovuti al fenomeno fotoelettrico e pertanto assolutamente inevitabili, mentre altri, di tipo tecnologico, derivano dal particolare processo adottato per la fabbricazione del dispositivo fotovoltaico.

2.6 - LA CARATTERISTICA ELETTRICA DELLA CELLA La cella fotovoltaica, quando non è illuminata, ha un comportamento analogo a quello di un diodo a semiconduttore.

In queste condizioni la tensione e la corrente sono legati da una relazione di tipo esponenziale ottenuta risolvendo l’equazione della conservazione della carica.

Quando la cella viene illuminata, la giunzione diviene una sorgente di coppie elettrone-lacuna, pertanto circuitalmente ha un comportamento analogo a quello di un diodo con in parallelo un generatore di corrente.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.7 - La tecnologia del silicio cristallino e il silicio di grado solare

Graficamente, invece, la caratteristica tensione corrente di una cella illuminata risulta pari a quella di un diodo, traslata però (verticalmente) di una quantità pari alla corrente fotogenerata.

Poiché la corrente fotogenerata varia con l’irraggiamento e con la temperatura (in misura minore), la caratteristica tensione corrente della cella risulta influenzata da questi parametri.

2.7 - LA TECNOLOGIA DEL SILICIO CRISTALLINO E IL SILICIO DI GRADO SOLARE Due grandi famiglie di tecnologie esistono attualmente: la prima a base di silicio cristallino, la seconda famiglia, quella dei “film sottili”, comprende le celle al silicio amorfo, al telleruro di cadmio, al diseleniuro di indio rame, all’arseniuro di gallio ed al solfuro di cadmio.

Altre tecnologie come le celle organiche, a polimeri o celle a base di fullereni sono in fase di sperimentazione.

Il materiale più usato per la fabbricazione delle celle fotovoltaiche è stato per molto tempo lo stesso silicio adoperato dall’industria elettronica, il cui processo di fabbricazione presenta costi molto alti, non giustificati dal grado di purezza richiesti dal fotovoltaico, che sono inferiori a quelli necessari in elettronica.

Il silicio di grado solare Nel silicio di purificazione del attraverso i costosi mediante processi a basso costo.

grado solare è prevista la silicio metallurgico, anziché processi Siemens e Czochralskj, basso contenuto energetico e a

La disponibilità di questo materiale, a differenza del silicio di grado elettronico, è praticamente illimitata. Con il silicio di grado solare, caratterizzato da un minor grado di purezza rispetto a quello elettronico, è possibile inoltre realizzare celle con efficienza dell’1113%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.7 - La tecnologia del silicio cristallino e il silicio di grado solare

LA TECNOLOGIA DEL SILICIO PER USO ELETTRONICO Il processo più comunemente impiegato per ottenere silicio monocristallino per uso elettronico parte dalla preparazione di silicio metallurgico (puro al 98% circa), mediante riduzione della silice (SiO2) con carbone in forni ad arco.

Dopo alcuni processi metallurgici intermedi consistenti nella: • •

purificazione del silicio metallurgico a silicio elettronico (processo Siemens), conversione del silicio elettronico a silicio monocristallino (metodo Czochralskj),

vengono ottenuti lingotti cilindrici (da 13 a 30 cm di diametro e 200 cm di lunghezza) di silicio mono cristallino, solitamente drogato p mediante l’aggiunta di boro.

Questi lingotti vengono quindi ‘affettati’ in wafer di spessore che va dai 0,2 ai 0,3 mm.

Da alcuni anni l’industria fotovoltaica sta sempre più utilizzando il silicio policristallino, che unisce ad un grado di purezza comparabile a quello del monocristallino costi inferiori. I lingotti di policristallino, anch’essi di solito drogati p, sono a forma di parallelepipedo e vengono sottoposti al taglio, per ottenerne fette di 0,2÷0,35 mm di spessore.

In pratica la tipica cella fotovoltaica è costituita da un sottile wafer, di spessore di 0,2÷0,3 mm circa, di silicio mono o policristallino, opportunamente drogato. Essa è generalmente di forma quadrata e di superficie che va da 100 a 400 cm2, e si comporta come una minuscola batteria, producendo, nelle condizioni di soleggiamento standard (1000W/m2) e a 25 °C, una corrente da 3 a 12 A con una tensione di circa 0,5 V, quindi una potenza che va da 1,5 a 6 W. Il silicio monocristallino (pannello a sinistra) è più costoso del policristallino (pannello a destra), ma permette di avere efficienze più elevate con circa 24,5% contro i 19% di efficienze record per celle ottenute in laboratorio.

Attualmente è la tecnologia che domina il mercato con circa 85 % della potenza installata, rispettivamente 50% per il policristallino con efficienze dal 12% al 14% e 35% per il monocristallino che presenta efficienze dal 15 al 16%.

Gli sforzi della ricerca e delle industrie fotovoltaiche sono mirati alla riduzione dei costi di produzione ed al miglioramento dell’efficienza di conversione attraverso la realizzazione di celle innovative e lo studio e la sperimentazione di nuovi materiali.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.8 - La tecnologia dei film sottili

2.8 - LA TECNOLOGIA DEI FILM SOTTILI Questa tecnologia sfrutta la deposizione (ad esempio su vetro) di un sottilissimo strato di materiali semiconduttori, in pratica il silicio amorfo ed alcuni semiconduttori composti policristallini, quali silicio amorfo, il diseleniuro di indio e rame/iridio (CIS, CIGS, CIGSS), il telluluro di cadmio-solfuro di cadmio (CdTeS, CdTe-CdS: struttura nella figura a destra), arseniuro di gallio (GaAs), etc.

Tale tecnologia punta sulla riduzione del costo della cella e sulla versatilità d’impiego (ad esempio la deposizione su materiali da utilizzare quali elementi strutturali delle facciate degli edifici), anche se resta da superare l’ostacolo rappresentato dalla bassa efficienza e dell’instabilità iniziale. Potrebbe rappresentare la carta vincente per trasformare il fotovoltaico in una fonte energetica in grado di produrre energia su grande scala.

Silicio amorfo (a-Si) Nel silicio amorfo gli atomi di silicio vengono deposti chimicamente in forma amorfa, ovvero strutturalmente disorganizzata, sulla superficie di sostegno. Questa tecnologia possiede un coefficiente di assorbimento molto più alto nel visibile rispetto al cristallino, dovuto al processo di assorbimento dei fotoni più efficaci, detti diretti. Questa tecnologia permette quindi di impiegare quantità molto esigue di silicio (spessori dell'ordine del micron). I moduli in silicio amorfo mostrano in genere una efficienza meno costante delle altre tecnologie rispetto ai valori nominali, pur avendo garanzie in linea con il mercato.

Nonostante che le efficienze di conversione di tali moduli siano più basse di quelle del silicio cristallino (da 6% a 8%) e la loro scarsa affidabilità in merito alla durata nel tempo del silicio (il rendimento di conversione si abbassa molto più velocemente rispetto al silicio cristallino), questa filiera tende a svilupparsi in un contesto di forte domanda, e si posiziona dopo il silicio cristallino con una percentuale di più del 4% per le potenze installate nel mondo.

Una caratteristica molto interessante del silicio amorfo che lo fa preferire in talune applicazioni, è quella relativa al fatto che il rendimento di conversione degrada all'aumentare della temperatura in maniera molto meno sensibile rispetto al silicio cristallino.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.8 - La tecnologia dei film sottili

TELLURURO DI CADMIO E DISELENIURO Il processo produttivo detto di “sublimazione in spazio chiuso” risulta tecnologicamente semplice e permette la produzione di celle con efficienze del 15% e con buone caratteristiche di resistenza agli sbalzi termici.

Esiste una grande differenza tra l’efficienza teorica (25%) e quella raggiunta in laboratorio (dell’ordine del 16%).

La tecnologia è attualmente in progressivo sviluppo in relazione ai seguenti aspetti: criticità del contatto posteriore sull’efficienza, stabilità e riciclo del materiale a fine vita.

Diseleniuro di indio rame (CIS) e Diseleniuro di indio rame gallio (CIGS) I principali vantaggi di queste celle sono il basso costo e il processo di produzione facilmente automatizzabile che permette produzioni industrialmente più efficienti.

Le celle CIS presentano valori di efficienza che si avvicinano a quelli ottenibili con celle in silicio cristallino: al National Renewable Laboratories si sono raggiunti valori di efficienza record del 18,8% con un substrato in vetro.

Le celle CIGS e quelle CIGSS (con l’aggiunta di zolfo) hanno elevata efficienza elettrica di conversione ma il loro processo di produzione risulta più complesso e costoso.

SOLFURO DI CADMIO E ARSENIURO DI GALLIO Microcristallino, presenta costi di produzione molto bassi in quanto la tecnologia impiegata per la sua produzione non richiede il raggiungimento delle temperature elevatissime necessarie invece alla fusione e purificazione del silicio cristallino. Esso viene applicato ad un supporto metallico per spray-coating, cioè viene letteralmente spruzzato come una vernice. Tra gli svantaggi legati alla produzione di questo genere di celle fotovoltaiche vi è la tossicità del cadmio ed il basso rendimento di conversione del dispositivo.

E’ una lega binaria con proprietà semiconduttive, in grado di assicurare rendimenti elevatissimi, dovuti alla proprietà di avere un gap diretto (a differenza del silicio).

Viene impiegata soprattutto per applicazioni militari o scientifiche avanzate (come missioni automatizzate di esplorazione planetaria o fotorivelatori particolarmente sensibili). Tuttavia il costo proibitivo del materiale monocristallino a partire dal quale sono realizzate le celle, lo ha destinato ad un impiego di nicchia.

In

definitiva,

la

tecnologia a film sottile può risolvere il problema dell’approvvigionamento del materiale di base, in quanto, comportando un consumo di materiale molto limitato, pari a circa 1/200 di quello richiesto per la tecnologia del silicio cristallino (in questo caso la ‘fetta’ ha uno spessore ridottissimo dell’ordine di pochi micron), potrebbe permettere lo sviluppo di processi produttivi dedicati, che non dipendano dall’industria elettronica.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 2 - La tecnologia 2.9 - Il fotovoltaico a concentrazione

Inoltre, utilizzando questa tecnologia è possibile ottenere moduli leggeri e flessibili, fabbricare il modulo con un unico processo e avere la possibilità di realizzare celle tandem.

Potenzialmente i film sottili hanno un costo inferiore al silicio cristallino, sia per la maggiore semplicità del processo realizzativo, sia per il minor EPBT. Infatti, mentre per le celle al silicio cristallino l’energy pay-back time corrisponde a circa 3,2 anni mentre per quelle a film sottile è pari a circa 1,5 anni.

Nella successiva tabella comparativa si riassumo gli aspetti slienti.

Silicio monocristallino

Silicio policristallino

η Cella

14% - 17%

12% - 14%

PRO

Alto η η stabile Tecnologia affidabile

Costo inferiore, fabbricazione più semplice, ingombro ottimale

CONTRO

Maggiore quantità di energia necessaria per la fabbricazione

Sensibilità alle impurità nella fabbricazione

Film sottile GaAs (silicio amorfo) Arseniuro di Gallio 4-6% singolo 32,5% 7-10% tandem Costo minore, Alta resistenza ridotta influenza alle della alte temperatura, temperature resa energetica (ok per i superiore con concentratori) radiazione diffusa Maggiori Tossicità, dimensioni, disponibilità costo dei struttura e materiali tempo di montaggio

CdTe Tellururo di Cadmio 11%

CIS Diseleniuro di Indio e Rame 12%

Basso costo

Molto stabile

Tossicità, disponibilità dei materiali

Tossicità

2.9 - IL FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE Visto che il silicio è la parte costosa del sistema e che la stessa cella fotovoltaica può teoricamente produrre più energia se esposta a flussi luminosi superiori, si impiega qualche sistema per concentrare molta luce solare su una ridotta quantità di celle fotovoltaiche di grande efficienza.

Vari esempi di sistemi a concentrazione sono stati sperimentati nei decenni passati ricorrendo alle più varie soluzioni ed accumulando un notevole, anche se poco noto, bagaglio tecnico che ne ha dimostrato la funzionalità. La convenienza economica è stata per molto tempo un problema per la scarsa disponibilità di celle fotovoltaiche progettate per operare in concentrazione e di sistemi di raffreddamento, movimentazione ed inseguimento solare affidabili. Recentemente, tuttavia, tutte queste tecnologie hanno raggiunto, per motivi indipendenti, un grado di maturazione sufficiente per sviluppare sistemi affidabili ed economicamente convenienti.

Il punto chiave per comprendere i potenziali vantaggi economici di questa tecnologia è che la maggior parte dei materiali e delle risorse impiegate nella costruzione di un sistema a concentrazione sono costituiti da superfici riflettenti, supporti e sistemi di movimento e controllo, le cui filiere industriali sono già mature nella nostra realtà produttiva. La quantità di celle fotovoltaiche impiegate, il cui mercato ha invece una offerta “rigida”, è grandemente ridotta. Questo tipo di sistemi può quindi avvantaggiarsi di economie di scala molto di più dei sistemi a pannelli piani vincolati ad un materiale di alto costo intrinseco.

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Uno degli aspetti limitanti dei sistemi a concentrazione è rappresentato dal fatto che per operare correttamente, il sole deve trovarsi sempre sull’asse ottico del concentratore primario. Il sistema necessita quindi di un qualche tipo di movimento che gli permetta di seguire il moto apparente del sole. Questo ha anche un vantaggio in termini di energia prodotta dal sistema poiché, al contrario dei pannelli piani stazionari, il sistema offre sempre la massima superficie al sole raccogliendone al meglio l’energia.

Il sistema è quindi completato da un sensore di posizione solare e da una opportuna elettronica che controlla i sistemi di movimento. Anche qui è oggi possibile, avvalendosi di economici microprocessori, sviluppare sistemi elettronici estremamente affidabili che impiegano strategie di tracciamento molto efficaci e permettono grandi precisioni.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.1 - L’installato del fotovoltaico e la produzione di celle

3 - MERCATO DEL FOTOVOLTAICO: PROSPETTIVE E TECNOLOGIE A partire da una panoramica sui "numeri" del fotovoltaico installato e della produzione di celle in Italia e nel mondo, in questo capitolo vengono presentate le prospettive future di sviluppo del mercato del fotovoltaico, considerando lo stato dell'arte delle nuove tecnologie del silicio ed i rispettivi vantaggi. Viene presentato il concetto di "Grid parity" e gli elementi da considerare el fine di elaborare una corretta valutazione del ritorno economico del capitale investito nella realizzazione di un impianto fotovoltaico.

3.1 - L’INSTALLATO DEL FOTOVOLTAICO E LA PRODUZIONE DI CELLE Il Fotovoltaico mondiale ha avuto nella prima parte della scorsa decade ritmi di crescita dell’ordine del 40% e raggiunto negli anni più recenti tassi di incremento che si aggirano ormai sul 100% annuo, con valori di 5-6 GW/anno.

L’installato cumulato nel mondo ha superato i 15 GW (sufficiente a coprire la domanda annuale di elettricità di circa 7,5 milioni di famiglie) con il vecchio continente ancora una volta leader: all’Europa va, infatti, una cospicua fetta per una capacità cumulata pari a oltre il 60% del totale; rappresentando però, a onor del vero, meno dell’1% del consumo totale di elettricità, anche se le prospettive per un futuro ormai prossimo sono, come vedremo, ben più ottimistiche.

Comunque, anche se “i numeri” sono ancora ad una sola cifra, non va dimenticato che si tratta di energia “nobile” a costi ambientali quasi nulli.

C’è stato un boom anche per la produzione di celle solari che cresce agli stessi ritmi percentuali dell’installato di cui sopra. In termini di fatturato il settore industriale totalizza alcune decine di miliardi di dollari.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.2 - Il fotovoltaico in Italia

In termini di tecnologia di produzione: i moduli in silicio policristallino hanno rappresentato circa il 50% della produzione, il monocristallino il 35%, il rimanente 15% è rappresentato da moduli in silicio amorfo, al CdTe, CIS, CIGS, etc. (che stanno guadagnando posizioni).

Da rimarcare i forti incrementi produttivi di Cina e Taiwan che hanno continuato ad aumentare la loro quota di produzione mondiale, sino a rappresentare il 50% della produzione mondiale.

3.2 - IL FOTOVOLTAICO IN ITALIA Il boom del fotovoltaico in Italia inizia nel 2008 quando si manifestano appieno gli effetti evidentemente benefici di un regime incentivante, il “conto energia decretato nel 2007”; determinando un esteso mercato di realizzazioni di taglie dapprima piccole, le più semplici e rapide da mettere in cantiere e realizzare, poi via via di taglie sempre più consistenti per corrispondenti a vere e proprie forme di investimento finanziario.

Contemporaneamente alla creazione del mercato della domanda si iniziano ad aprire nuove opportunità sul versante della produzione, con l’avvio d’iniziative d’investimento nel settore.

L’Italia, in virtù del favorevole regime incentivante si colloca, per le realizzazioni, tra i primi paesi nel mondo.

LA CRESCITA DEL FOTOVOLTAICO IN ITALIA: IL 2009 Nonostante le difficoltà prodotte dalla crisi economica il settore fotovoltaico in Italia ha retto meglio che in altri paesi.

Con 810 MW installati con il nuovo conto energia (febbraio 2010) e i 164,399 MW installati con il vecchio, cui si sommano i 36 installati prima dell’entrata in vigore del regime di incentivazione, il fotovoltaico italiano ha superato lo storico traguardo dei 1.000 MW. In attesa dei dati definitivi del GSE si può comunque dire che la capacità installata nel corso del 2009 ha superato i 600 MW (sono stati 338 nel 2008).

Un dato che conferma l’importanza del mercato fv italiano a livello globale, per il secondo anno consecutivo tra i tre più grandi al mondo. Ma che al tempo stesso invita a valutare attentamente le scelte che, in questa delicata fase di transizione del regime di incentivazione, influiranno sull’efficacia del conto energia Oramai si può parlare di “comparto nazionale del FV”, che a oggi ha creato 20 mila nuovi posti di lavoro (dai 1.000 del 2005) e che è oggetto di ingenti investimenti da parte di aziende italiane e multinazionali con un fatturato di oltre 2 miliardi di euro nel solo 2009.

INSTALLATO TOTALE A FRONTE DEL “CONTO ENERGIA” I dati relativi al fotovoltaico installato in Italia a fronte del "Conto energia" sono: •

Impianti in esercizio: 64.039

•

Potenza (kW): 841.152

Fonte: dati del GSE - http://www.gse.it/

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SCENARI ITALIANI A MEDIO E LUNGO TERMINE Cosa è plausibile aspettarsi per il prossimo futuro? Come potrebbe evolvere il mercato del FV in Italia?

Lo scenario a medio termine fa pensare che, visti i tetti massimi imposti al mercato spagnolo, l’Italia dovrebbe mantenere il secondo posto in Europa, (in uno scenario mondiale che secondo le previsioni dell’Epia, ipotizza un mercato mondiale in continua crescita che nel 2013 dovrebbe garantire installazioni comprese tra 12,5 e 22,5 GW due elementi condizioneranno la diffusione del fotovoltaico nel nostro paese nei prossimi anni sono le modalità e l’entità della riduzione dell’incentivo da un lato e il governo delle domande degli impianti su larga scala dall’altro.

Per raggiungere targets come quelli che propone l’Epia, 390 GW alla fine del prossimo decennio in grado di coprire il 12% della domanda europea di elettricità, o anche “solo” gli 8,5 GW indicati nel position paper italiano, è ovvio che occorrerà un mix bilanciato di tipologie, con una prevalenza di milioni di edifici solarizzati, ma dando spazio anche ad impianti a terra (sono state presentate richieste per diverse migliaia di MW nelle regioni del sud, in alcuni casi per centrali di potenza superiore ai 100 MW).

La spinta verso la realizzazione di edifici a bassissimo consumo di energia aiuterà molto la diffusione del fotovoltaico.

In Gran Bretagna si sta discutendo la legge che prevede che dal 2016 tutti i nuovi edifici residenziali debbano essere “carbon neutral” e l’esempio dilaga perché anche Francia, Germania e Olanda stanno definendo analoghi obbiettivi al 2020 Inoltre la Commissione industria del Parlamento europeo lo scorso 31 marzo nelle raccomandazioni sulla revisione della Direttiva sulle prestazioni energetiche degli edifici ha inserito la proposta che tutti i nuovi edifici siano ad emissioni zero a partire dal 2019.

Dunque, tutto fa pensare che si aprirà un mercato di milioni di impianti FV nella nuova edilizia che si aggiungeranno agli interventi sull’esistente.

LE PROSPETTIVE DEL MERCATO Una recente analisi evidenzia che il prezzo del silicio sono negli ultimi anni notevolmente diminuiti, scendendo quasi al livello dei 100 $. Ciò si tradurrà in una diminuzione importante del prezzo dei wafers e dei moduli, con il prezzo dei moduli in film sottile che si avvia verso 1$ al Wp e la cui produzione è prevista in forte aumento.

Si stima come possibile nei prossimi anni un aumento della produzione di moduli in film sottile dell’ordine del 400% che porterebbe ad una forte diminuzione dei costi che spingerebbe al ribasso anche il costo del cristallino.

Prevedere scenari credibili, in un mercato in così forte fermento, con la possibilità di introduzione di nuove tecnologie dai costi più bassi, è molto difficile, tutte le analisi e le proiezioni di settore, comunque, concordano su dati ottimistici di forti incrementi di mercato e sensibili riduzioni dei prezzi.

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Sul fronte economico, da segnalare il rapporto di Photon Consulting dal titolo “The True Cost of Solar Power: 10 Cents by 2010”: Secondo la società di consulenza tedesca, il costo dell’elettricità solare potrebbe avvicinarsi, o addirittura raggiungere, quello dell’elettricità prodotta nelle centrali termoelettriche alimentate a carbone già entro il 2010.

Entro il 2010 il chilowattora solare potrebbe costare 0,18 $ in Germania, 0,13 $ in California e 0,12 $ in Spagna, e alcune industrie leader del settore saranno in grado di portarlo fino a 0,10 $, un costo equivalente a quello al dettaglio per le nuove centrali elettriche a carbone.

Anche se non si parla di prezzi al consumatore finale, ma di costi totali di produzione e di installazione (attualmente questi si aggirano intorno ai 25 centesimi di dollaro per chilowattora prodotto) è certamente un risultato molto significativo.

I miglioramenti nell’efficienza delle celle e nei processi produttivi, l’incremento dell’effetto scala, i più vantaggiosi termini di finanziamento porteranno a ridurre notevolmente il costo dell’energia fotovoltaica nei prossimi 3-4 anni, tanto da raggiungere la soglia dei 10 centesimi di dollaro per kWh. Anche un'ipotesi conservativa che preveda un costo di 0,15 $/kWh al 2010, renderebbe il costo dell’elettricità solare inferiore a quello convenzionale per il 50% degli utenti residenziali e per il 10% di quelli commerciali, purché quest’ultimo non decresca nei prossimi anni.

Il mercato mondiale: Mix delle tecnologie previsto per il 2012.

LA TECNOLOGIA EVOLVE RAPIDAMENTE Nel medio e lungo periodo sono attese diverse novità tecnologiche, oggi nella fase post-sperimentale, che potrebbero comportare una riduzione ancora più drastica dei prezzi. Un fatto significativo è che già a partire dal 2006 oltre la metà della produzione di polysilicon è andata al fotovoltaico anziché ai chip dei computer. La scarsità di questa materia prima ha poi portato ad una crescita dei film sottili, che però hanno ancora una quota di mercato intorno al 15%.

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NUOVE TECNOLOGIE: IL FILM SOTTILE - LO STATO DELL’ARTE Le quote di mercato delle tecnologie del mercato odierno sono cosi sintetizzabili: i moduli in silicio policristallino rappresentano circa il 50% della produzione, il monocristallino il 35%, il rimanente 15% è rappresentato da moduli in silicio amorfo, al CdTe, CIS, CIGS, etc. (che stanno guadagnando posizioni).

Il film sottile è ancora la principale risposta alternativa al costoso silicio cristallino perché presenta costi di produzione più bassi e maggiore versatilità nella realizzazione dei moduli.

Da alcuni anni diverse aziende del settore puntano sul film sottile con risultati soddisfacenti che hanno determinato consistenti investimenti in nuove linee di produzione di celle. Attualmente i materiali più utilizzati per questa tecnologia sono di tre tipi: silicio amorfo, telleruro di cadmio e diseleniuro di indio rame (CIS – CuInSe2), diseleniuro di indio rame e gallio (CIGS).

Uno dei maggiori problemi però della tecnologia del film sottile rimane la minor efficienza nonché quello della scarsa affidabilità in merito alla sua durata nel tempo.

Per rispondere a questi dubbi la ricerca sta cercando di sperimentare nuove vie e nuovi materiali, organici e inorganici, per poter avere maggiore efficienza ad un costo più competitivo rispetto al tradizionale silicio. Attualmente la quota di mercato che occupa il film sottile è dell’ordine del 15% sul totale, anche se questa quota ha registrato una crescita continua e le previsioni per il prossimo futuro sono molto incoraggianti.

La First Solar prima produttrice al mondo di moduli in film sottile, ha annunciato recentemente di aver raggiunto un costo di produzione abbastanza competitivo e di essere pronta a commercializzare in larga scala questo prodotto destinato sicuramente a sconvolgere il mercato dei moduli solari. Ma grandi passi avanti stanno facendo gli americani di Konarka, i tedeschi di Heliatek, la francese Dupont e la giapponese Sharp. Anche il nostro paese può essere considerato uno degli avamposti nella ricerca e sviluppo del film sottile, se si pensa come gruppi come Erg, Mercegaglia, Enel, Permasteelisa ed Alerion stanno facendo grossi investimenti proprio su questo tipo di tecnologia, che a detta di molti dovrebbe rappresentare la nuova frontiera del fotovoltaico.

Nel maggio 2009 Oerlikon Solar (macchinari per la produzione di moduli a film sottili di silicio amorfo) ha reso noto di avere raggiunto su una linea di produzione pilota un’efficienza iniziale dell’11% con moduli micromorfi a piena scala (1,4 m2) e che entro il 2010 sarà in grado di fornire impianti capaci di produrre moduli con efficienza del 10% a un costo di 0,70 dollari per watt di picco, pari grosso modo a 50-52 centesimi di euro,che si potranno mettere ragionevolmente in vendita a 1 dollaro (poco più di 70 centesimi di euro).

A dimostrazione della vivacità e dell’interesse per questa tecnologia si consideri che il più grande impianto fotovoltaico degli Stati Uniti utilizzerà una tecnologia “film sottile" (thin film) innovativa basata sul tellururo di cadmio (CdTe), con costi molto più bassi rispetto al silicio cristallino. L'impianto sarà composto da un milione di moduli, per un totale di 48 MW e realizzato da FirstSolar in Nevada.

Secondo alcuni analisti questa tecnologia entro il 2012 potrà coprire il 28% dell’intero mercato, grazie ai bassi costi ed a un’efficienza sempre maggiore dovuta alla continua

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innovazione e al suo minor impatto ambientale; anche se i dubbi a proposito, sia dal punto di vista dell’affidabilità nel tempo e della disponibilità della materia prima, sono molti e non ancora del tutto risolti Per converso, sul fronte del silicio cristallino, il gruppo tedesco SolarWorld ha annunciato che nel 2011 il prezzo di vendita dei loro moduli a silicio cristallino sarà di 1,25 dollari per watt, cioè intorno ai 90 centesimi di euro.

FILM SOTTILI: I VANTAGGI Grazie all’elevato coefficiente di assorbimento della luce solare dei materiali impiegati α ≥ 10 05 cm cm-1 in un modulo a film sottile lo spessore del semiconduttore è 0,5 0,53 μm corrispondenti ad un m peso di 3 3-20 g/m m2.

Anche nel caso di un materiale molto costoso (1000 €/kg) esso inciderebbe solo per pochi c€/W. L’idea idea è quella di impiegare principalmente materiali a basso costo (vetro, metallo, plastica) e pochissimo semiconduttore ad alto costo. Le tecnologie ad oggi commerciali impiegano a a-Si, CdTe e CIS.

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Materiale depositato sull’intera area del substrato nello spessore necessario: eliminazione del processo di wafering e dello sfrido di materiale pregiato.

Interconnessione in serie delle celle via laser: elevato grado di automazione (glass in – module out)

FOTOVOLTAICO PER L'EDILIZIA Possibilità di realizzare moduli flessibili:

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Specifici per l’edilizia: facciate semitrasparenti e superfici curve

Componenti semitrasparenti per pensiline e laminati per coperture edili

LE TECNOLOGIE DEL FUTURO Stato dell’arte delle nuove tecnologie: efficienza dei moduli commerciali

Fonte: Photon International

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.3 - Costi del fotovoltaico e grid-parity

Roadmap delle nuove tecnologie.

3.3 - COSTI DEL FOTOVOLTAICO E GRID-PARITY Domanda e offerta La domanda è stata trainata dai Paesi che hanno goduto di forti programmi di incentivazione statale, quali Spagna, Germania e Giappone e si prevede che continuerà ad essere sostenuta da tali programmi.

La domanda La domanda vede prevalere quale area più virtuosa l’Europa con percentuali dell’ordine del 70%, seguita con quota non molto dissimili da Giappone, USA e resto del mondo.

Almeno nella fase odierna il legame domanda-incentivi è inscindibile perché il fotovoltaico non è ancora in grado di competere con i sistemi tradizionali di produzione dell’energia.

L’offerta La produzione è allo stato attuale del mercato ripartita in due parti_ •

Paesi occidentali (50% circa), di cui poco più della metà in Europa (Germania soprattutto), Giappone e, in misura inferiore Stati Uniti.

•

Resto del mondo (in special modo Cina, Taiwan, ecc.) per il restante 50%.

COSTO Il parametro €/W per i sistemi di generazione fotovoltaici è ancora elevato, pari a 5÷6 €/W in Europa di cui il 50% circa è da attribuire ai moduli.

L’energia prodotta costa, a seconda del gradi insolazione, da 0,3 a 0,5 €/kWh (a fronte di: costo all’utenza privata in Italia = 0,2 €/kWh e costo alla produzione in centrale = 0,06 €/kWh).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.4 - Valutazione del ritorno economico del capitale investito

Distribuzione dei costi di impianti connessi alla rete di piccola taglia

LA GRID PARITY Nella prospettiva di una riduzione graduale dei programmi di incentivazione, pertanto, è necessario ridurre il costo dei moduli a breve sotto i 2 €/W e raggiungere un costo dell’elettricità fotovoltaica tra 0,2-0,4 €/kWh a seconda del grado di insolazione annua del Paese di riferimento (ovvero 1.800 ore equivalenti/anno corrispondente al sud del Mediterraneo per il valore inferiore, e 900 ore equivalenti/anno corrispondenti a località nel Centro Europa per il limite superiore).

Secondo “EPIA” la grid parity è prevista già fra tre o quattro anni nelle regioni meridionali dell’Europa, Spagna meridionale, Grecia, Sud d’Italia.

Comunque l’ostacolo principale al conseguimento della grid parity sembra spostarsi dal modulo fotovoltaico ai costi del balance of system (BOS), cioè alla parte complementare dell’impianto, di cui l’inverter rappresenta il componente più pregiato.

Tuttavia anche per il BOS i prezzi sono in discesa, tanto che per fine 2010 la Oerlikon prevede un costo aggiuntivo per il BOS e gli oneri di installazione di circa 0,95 euro per watt di picco.

In tal modo in una situazione di irraggiamento come quella media italiana il costo del kWh si collocherebbe sotto i dieci centesimi.

3.4 - VALUTAZIONE DEL RITORNO ECONOMICO DEL CAPITALE INVESTITO Mentre per i piccoli impianti “domestici” semplici, anche se rigorose valutazioni di carattere economico, saranno sufficienti a far decidere l’utente sulla opportunità dell’investimento, nel caso di investimenti di entità consistente per impianti di grandi dimensioni, bisognerà obbligatoriamente procedere alla stesura di un “business plan”.

Ipotesi di Tempo di ritorno economico semplice di un impianto FV ad uso privato da 2,5 kW con incentivo.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.4 - Valutazione del ritorno economico del capitale investito

Elaborare un “business plan” per un impianto fotovoltaico può rivelarsi un’operazione non semplice con sempre nuove difficoltà legate all’uscita di nuove normative tecniche, procedurali o fiscali, anche, ad esempio, per l’influenza a volte determinante di particolari normative tecniche (è il caso dello scambio sul posto) o fiscali (Ici sugli impianti fotovoltaici) che potrebbero portare a far riconsiderare l’effettivo rendimento economico di questi impianti L’elemento più importante da prendere in considerazione per l’elaborazione del “business plan” è certamente la forma di finanziamento dell’iniziativa.

Ogni iniziativa, soprattutto se realizzata con finalità commerciale, possiede caratteristiche peculiari che possono essere correttamente valutate solo attraverso una specifica e attenta analisi economico-finanziaria che tenga conto: •

dell’investimento da effettuare per realizzare l’impianto fotovoltaico;

•

dei ricavi attesi;

•

dei costi di gestione, manutenzione e assicurazione dell’impianto;

•

degli oneri finanziari e del regime di tassazione da applicare;

•

ecc.

Di fondamentale importanza, ai fini dell’elaborazione di un “business Plan” è ovviamente l’accurata determinazione dei ricavi previsti, che derivano.

In primo luogo dalla tariffa incentivante riconosciuta per tutta l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico (le tariffe sono come vedremo differenziate in funzione della taglia, del tipo di integrazione architettonica e della possibilità di usufruire di ulteriori “premi” aggiuntivi per il risparmio energetico o per altre determinate condizioni).

In secondo luogo dalla valorizzazione dall’energia elettrica prodotta dall’impianto che può essere poi autoconsumata (anche con il sistema dello scambio sul posto) oppure venduta al mercato.

I ricavi del soggetto responsabile – investitore/ utente sono perciò differenziati e variabili in funzione di numerosi fattori dipendenti dalle caratteristiche tecniche dell’impianto fotovoltaico, dal tipo di servizio effettuato (scambio sul posto o vendita dell’energia ceduta alla rete elettrica) nonché dalla possibilità di usufruire di ulteriori premi previsti (ad esempio per i soggetti pubblici).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 3 - Mercato del fotovoltaico: prospettive e tecnologie 3.4 - Valutazione del ritorno economico del capitale investito

IL FINANZIAMENTO Le modalità di finanziamento dell’acquisto o della realizzazione di un impianto fotovoltaico vanno attentamente studiate perché determinano fortemente il ritorno dell’investimento.

Ovviamente il caso più favorevole è quello dell’investitore - utente titolare dell’impianto,che investe denaro proprio; quale può essere il caso del proprietario di un immobile che realizza un impianto di piccola taglia destinato a operare in regime di scambio sul posto sulla struttura stessa dell’immobile o sulle sue pertinenze. Se, viceversa, l’impianto viene realizzato con finanziamento da parte di terzi, occorre tenere conto dei costi dell’incidenza degli interessi passivi.

Sia nel caso in cui ci si autofinanzi, sia che si ricerchi una fonte di denaro esterna, è necessario che in fase di analisi di fattibilità venga elaborato un piano economico dettagliato relativo allo specifico impianto commissionato dal cliente. E’ poi opportuno che tale piano economico sia accompagnato da una attenta simulazione finanziaria relativa a una o più ipotesi di finanziamento del costo dell’impianto stesso.

In ultimo, per avere un quadro economico completo è senza dubbio imprescindibile l’analisi del regime fiscale applicabile al proprietario dell’impianto.Se il titolare dell’impianto investisse denaro proprio, nel caso di una struttura di piccola taglia, in regime di scambio sul posto, da valutazioni approssimate e sulla base degli incentivi in conto energia previsti dal decreto 2007, si può stimare un tempo di ritorno del capitale investito per l’Italia settentrionale tra 11 e 13 anni (13 si riferisce a un impianto ottimamente progettato e realizzato, la cui tipologia di installazione corrisponda almeno alla parziale integrazione, mentre 11 a un impianto totalmente integrato, che ricada in uno dei casi per i quali è previsto l’incremento del 5 per cento della tariffa base).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.1 - Tipologie di impianti fotovoltaici

4 - L'IMPIANTO E I DISPOSITIVI FOTOVOLTAICI Nel capitolo vengono presentate le diverse tipologie di impianti fotovoltaici e le relative applicazioni. Viene poi illustrato il generatore fotovoltaico ed alcune delle caratteristiche elettriche.

4.1 - TIPOLOGIE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI Un impianto fotovoltaico è costituito da un insieme di componenti meccanici, elettrici ed elettronici che captano l’energia solare, la convertono in energia elettrica, sino a renderla disponibile all’utilizzazione da parte dell’utenza. Esso sarà quindi costituito dal campo -generatore fotovoltaico, e da un sistema di conversione e controllo della potenza.

In funzione del loro utilizzo gli impianti sono classificabili in: •

impianti isolati (stand alone)

•

impianti connessi alla rete (grid-connected)

IMPIANTI ISOLATI (STAND-ALONE) L’energia prodotta alimenta direttamente un carico elettrico e, per la parte in eccedenza, viene generalmente accumulata in apposite batterie di accumulatori, che la renderanno disponibile all’utenza nelle ore in cui manca l’insolazione; I sistemi isolati sono generalmente utilizzati dove non è disponibile la rete elettrica e la manutenzione o l’approvvigionamento del combustibile (siti di difficile accesso) risulterebbero onerosi. Sono inoltre utilizzati dove è richiesto un basso impatto ambientale, affidabilità, semplicità di gestione, trasportabilità, riduzione consumi carburante.

Come applicazioni per i sistemi isolati, possiamo citare: •

Alimentazione di utenze isolate; come esempio possiamo considerare l’elettrificazione rurale per distanze dalla rete superiori a pochi km e l’illuminazione di aree isolate con lampioni (circa 100W) o sistemi centralizzati (10 KW).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.1 - Tipologie di impianti fotovoltaici

•

Applicazioni industriali; come le telecomunicazioni, la protezione catodica, la segnalazione e il rilevamento dati, i park-meter in città, i telefoni di emergenza (autostrade).

•

Elettrificazione dei Paesi in Via di Sviluppo; le statistiche dimostrano che ad tutt’oggi, ancora 1,7 miliardi di persone vivono senza elettricità, la quale potrebbe procurargli : bisogni essenziali come acqua potabile, refrigerazione e illuminazione per usi sanitari; miglioramento della qualità della vita attraverso illuminazione residenziale, in scuole, telefono, radio; sviluppo economico su piccola scala: pompaggio per irrigazione, mulini, presse, macchinari per artigianato.

Esempi o campi di applicazioni per utenze isolate sono: •

il pompaggio dell'acqua, soprattutto in agricoltura;

•

l'alimentazione di ripetitori radio, di stazioni di rilevamento e trasmissione dati (meteorologici, sismici, sui livelli dei corsi d'acqua), di apparecchi telefonici nel settore delle comunicazioni;

•

la carica di batterie, nella marina da diporto, nel tempo libero, per installazioni militari ecc.;

•

la segnalazione o prevenzione incendi, nei servizi di protezione civile;

•

nei servizi sanitari, ad es. per l'alimentazione di refrigeratori, molto utili soprattutto nei Paesi in via di sviluppo per la conservazione di vaccini e sangue;

•

l'illuminazione e, in generale, la fornitura di potenza per case, scuole, ospedali, rifugi, fattorie, laboratori ecc.;

•

la potabilizzazione dell'acqua;

•

la segnaletica sulle strade, le segnalazione di pericolo nei porti e negli aeroporti;

•

la protezione catodica nell'industria e nel settore petrolifero e delle strutture metalliche in generale

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.1 - Tipologie di impianti fotovoltaici

Impianti per il pompaggio dell'acqua

Tali impianti richiedono sistemi di accumulo che garantiscano la fornitura di energia anche di notte o in condizioni meteorologiche sfavorevoli e, se gli utilizzatori sono in corrente alternata, viene anche adottato un inverter, che trasforma la corrente continua in uscita dal generatore fotovoltaico in alternata, assicurando il valore desiderato di tensione.

Nel caso di generatori fotovoltaici al servizio di impianti di pompaggio, il sistema di accumulo è generalmente costituito dal serbatoio idrico.

IMPIANTI CONNESSI AD UNA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE (GRIDCONNECTED) L’energia viene convertita in corrente elettrica alternata per alimentare il caricoutente e/o immessa nella rete, con la quale lavora in regime di interscambio.

Gli impianti connessi alla rete non sono ancora economicamente competitivi ma sono potenzialmente in grado di fornire, in maniera sostenibile, un contributo sostanziale alla produzione di elettricitĂ .

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.1 - Tipologie di impianti fotovoltaici

Le principali applicazioni riguardano: Centrali di potenza Sono soprattutto impiegate per l’immissione in rete, ma in futuro se ne prevede l’utilizzo per la produzione di idrogeno (vettore energetico che risolverebbe il problema dell’immagazzinamento dell’energia elettrica prodotta in maniera aleatoria); anche se il costo dell’energia prodotta è ancora elevato rispetto a quello dell’energia all’uscita della centrale convenzionale.

•

• Generazione distribuita Sono impianti di piccola taglia (tipicamente da 1 a 20 kW) collegati alla rete in BT adatti per essere installati su edifici e infrastrutture (assenza di rumori, parti in movimento, emissioni). Essi hanno potenzialità enormi, sufficienti a coprire una buona parte dei fabbisogni elettrici in molti paesi. Ma anche in questo caso il costo dell’energia prodotta è ancora decisamente più elevato rispetto a quello pagato in bolletta.

I principali vantaggi offerti da questa applicazione riguardano l’impiego distribuito di una sorgente diffusa per sua natura; la generazione di energia elettrica nel luogo del consumo, evitando perdite di trasmissione; la semplicità di collegamento alla rete e la facilità di quest’ultima ad assorbire la potenza immessa; la possibilità di impiego di superfici inutilizzate; la valenza architettonica positiva del fotovoltaico nel contesto urbano.

Supporto alla rete Sono impianti destinati al supporto a reti di distribuzione con sistemi di media taglia (0,1 ÷1 MW) in alternativa al potenziamento dei rami deboli di rete o supporti a piccole reti, tipicamente isole.

•

Applicazioni di impianti collegati alla rete

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.2 - Il generatore fotovoltaico

4.2 - IL GENERATORE FOTOVOLTAICO Il generatore fotovoltaico è essenzialmente costituito da un insieme di stringhe di moduli fotovoltaici installati meccanicamente nella sede di funzionamento e connessi elettricamente tra loro.

Le celle fotovoltaiche forniscono valori di tensione e corrente limitati in rapporto a quelli normalmente richiesti dagli apparecchi utilizzatori, sono estremamente fragili, elettricamente non isolate, prive di supporto meccanico.

Esse vengono quindi, assemblate in modo opportuno a costituire un’unica struttura: il modulo fotovoltaico, che di fatto rappresenta il componente elementare dei sistemi fotovoltaici, una struttura robusta e maneggevole, in grado di garantire molti anni di funzionamento anche in condizioni ambientali difficili; tale modulo va orientato e sostenuto da un’opportuna struttura meccanica, di supporto ed ancoraggio.

Più moduli, collegati elettricamente in serie con cavi opportuni in modo da fornire la tensione richiesta, costituiscono una stringa.

Più stringhe collegate, generalmente in parallelo, per fornire la potenza richiesta, e provviste di opportuni dispositivi di protezione costituiscono il campo o generatore fotovoltaico.

Moduli, stringhe, generatore

•

Più moduli, collegati elettricamente in serie in modo da fornire la tensione richiesta, costituiscono una stringa.

•

Più stringhe collegate, generalmente in parallelo, per fornire la potenza richiesta, costituiscono il Campo o generatore fotovoltaico.

•

Il generatore fotovoltaico, insieme al sistema di controllo e condizionamento della potenza (inverter) e ad altri dispositivi accessori d’interfacciamento alla rete o al sistema di accumulo, costituiscono l’impianto fotovoltaico.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.2 - Il generatore fotovoltaico

Le caratteristiche del generatore fotovoltaico vengono in genere definite mediante due parametri elettrici: la potenza nominale Pn, cioè la potenza erogata dal generatore FV in Condizioni Standard e la tensione nominale Vn, ossia la tensione alla quale viene erogata la potenza nominale.

Il cablaggio avvienne attraverso delle scatole di giunzione che si trovano sul retro del modulo, e sono dotate di uno o più fori equipaggiati con passacavi per il cablaggio elettrico, di un coperchio con viti e guarnizione di tenuta . Assumono generalmente la forma di un contenitore plastico di colore nero il cui grado di protezione è adeguato al sito di installazione. Esistono in commercio cassette di giunzione dotate di particolari connettori stagni, i quali permettono un più rapido collegamento tra i moduli stessi in quanto non richiedono l'apertura e chiusura della cassetta risultando utili specie in operazioni di installazioni difficoltose.

IL MISMATCH ELETTRICO E I DIODI Per evitare perdite di energia del generatore per mismatch di corrente e di tensione (fattore di perdita che riduce la potenza elettrica erogata dal generatore fotovoltaico a causa della diversità delle correnti dei moduli) vengono usati opportuni diodi sia sul modulo che sulle stringhe: •

Diodi di by-pass

Consentono di cortocircuitare e quindi isolare il singolo modulo o parte di esso, quando una parte viene vista come un carico, il che avviene, per esempio, nel caso di parziale ombreggimento. Infatti la corrente generata dalle celle non ombreggiate si scaricherebbe su quella inattive “che agiscono da carico” con il surriscaldamento delle celle “carico”, che potrebbe portare al danneggiamento dell’intero modulo.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.2 - Il generatore fotovoltaico

•

Diodi di blocco

IL DIMENSIONAMENTO DEI DIODI Dimensionati sulla base delle specifiche elettriche del campo fotovoltaico (corrente di cortocircuito del modulo Isc, tensione a vuoto della stringa Voc), vengono inseriti al fine di evitare che, in seguito a ombreggiamento o guasti, una strigha divenga passiva, assorbendo e dissipando la potenza elettrica generata dalle altre stringhe connesse in parallelo. Infatti, l’assenza del diodo di blocco limita la tensione di tutto il generatore fotovoltaico a quella della stringa guasta, limitando così la potenza erogata dall’intero impianto.

Sono generalmente contenuti all’interno del quadro di parallelo delle stringhe il quale raccoglie il contributo elettrico fornito dalle singole stringhe.

In figura viene mostrata la configurazione tipica di un generatore fotovoltaico, dove più moduli sono collegati in serie per formare una stringa e più stringhe sono connesse in parallelo per costituire il campo.

Nello schema, di seguito riportato, è possibile osservare la presenza dei diodi di by-pass disposti in parallelo ai singoli moduli e del diodo di blocco posto in serie a ciascuna stringa idoneo ad impedire che gli squilibri di tensione tra le singole stringhe, nel caso di sbilanciamento nell’erogazione di potenza da parte delle stesse, possano dar luogo alla circolazione di una corrente inversa verso le stringhe a tensione minore.

Configurazione elettrica tipica di un campo fotovoltaico

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.2 - Il generatore fotovoltaico

Per le stringhe, a seconda che il collegamento in serie sia effettuato tra moduli o gruppi di moduli in parallelo, distingueremo la configurazione S e la configurazione PS.

Quando la potenza di una stringa non è sufficiente è necessario collegare in parallelo due o più di esse fino al raggiungimento della potenza elettrica desiderata.

IL MISMATCH I moduli fotovoltaici, anche se nominalmente identici, presentano caratteristiche tensione-corrente diverse tra loro e quando si collegano in serie, la caratteristica tensione-corrente risultante presenta irregolarità tanto maggiori quanto maggiori sono le differenze tra le caratteristiche tensione-corrente dei moduli.

Le caratteristiche risultanti non sono più quelle dovute alla somma serie-parallelo delle caratteristiche dei singoli moduli in quanto fra i moduli interviene un effetto di non perfetto accoppiamento (mismatch), dovuto alla disomogeneità delle loro caratteristiche elettriche. Infatti in una sede di moduli la corrente è limitata dal modulo che eroga la corrente più bassa, mentre in un parallelo è la tensione a essere limitata dal modulo che ha la tensione di lavoro più bassa.

Tale fenomeno provoca perdite di potenza che sono in genere dell'ordine dei 5 10% della potenza nominale e che possono essere limitate con una opportuna configurazione serie-parallelo del campo fotovoltaico. Un'opportuna configurazione serie-parallelo può, inoltre, aumentare l'affidabilità del campo fotovoltaico, limitando gli effetti causati da guasti dei singoli moduli.

IL MISMATCH DI CORRENTE E DI TENSIONE Il mismatch di corrente è il fattore di perdita che riduce la potenza elettrica erogata dal generatore fotovoltaico la cui causa è la diversità della corrente nominale dei moduli otovoltaici (Inom).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.3 - Il sistema di controllo e di condizionamento della potenza

Caratteristica I-V risultante di 2 moduli connessi in serie.

Caratteristica V-I di una stringa con moduli (stessa marca e modello) che hanno una INOM, in condizioni STC, di 5,1 A ± 8 % (Inom con distribuzione gaussiana: valore atteso =5,1 A, σ=0,4 A ) Le possibili soluzioni per ovviare al problema di mismatch di corrente sono: •

Ordinare i moduli in funzione della propria corrente nominale (Inom), selezionando e collegando moduli con correnti di valore prossimo;

•

Scegliere moduli con basse tolleranze della Inom (es. 3%);

•

Utilizzare la configurazione P-S-P del generatore fotovoltaico;

•

Usare i moduli AC.

Il mismatch di tensione è il fattore di perdita dovuto al fatto che in un parallelo la tensione è limitata dal modulo che ha la tensione di lavoro più bassa. E’ comunque meno penalizzante dal mismatch di corrente.

4.3 - IL SISTEMA DI CONTROLLO E DI CONDIZIONAMENTO DELLA POTENZA La caratteristica di variabilità di tensione e corrente in uscita dal generatore fotovoltaico al variare dell’irraggiamento solare mal si adatta alle specifiche dell’utenza, che spesso richiede corrente in alternata, per alimentare direttamente il carico o per il collegamento alla rete elettrica di distribuzione, nonché un valore costante per la tensione in uscita dal generatore.

Nei sistemi fotovoltaici il generatore è quindi collegato, a seconda dei casi, alla batteria, agli apparecchi utilizzatori o alla rete, tramite un sistema di conversione e controllo della potenza.

Tale sistema racchiude: •

Il controllo continuo dell’isolamento

•

Il dispositivo di blocco per la presenza di anomalie

•

Le protezioni d’interfaccia

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.3 - Il sistema di controllo e di condizionamento della potenza

•

Il dispositivo di conversione DC/DC

•

Il dispositivo di conversione DC/AC

•

Il sistema di accumulo (nel caso di impianti isolati)

CONTROLLO DEI SISTEMI ISOLATI Nei sistemi isolati il sistema di condizionamento della potenza adatta le caratteristiche del generatore fotovoltaico a quelle dell’utenza e gestisce il sistema di accumulo attraverso il regolatore di carica. In particolare il regolatore di carica serve a preservare gli accumulatori da un eccesso di carica oppure da un eccesso di scarica, entrambe condizioni nocive alla salute e alla durata degli accumulatori.

Questi sistemi sono costituiti da un ponte di conversione, generalmente con trasformatore a valle e da un regolatore interno in grado di assicurare un valore costante della tensione e (frequenza) di uscita al variare della tensione continua di ingresso in un campo di valori stabilito. Allo stadio di conversione fa seguito una sezione di filtraggio delle armoniche ed un’altra comprendente i dispositivi di protezione lato carico. A seconda dell’architettura di sistema essi possono essere provvisti o no di un trasformatore inserito in posizione intermedia tra i due stadi di conversione (HFTR - High Frequency Transformer), oppure all'uscita dello stadio finale (LFTR - Low Frequency Transformer).

CONTROLLO DEI SISTEMI GRID-CONNECTED Nei sistemi connessi alla rete il sistema di condizionamento della potenza, inverter,converte la corrente prodotta dal generatore fotovoltaico da continua in alternata, adatta la tensione del generatore a quella di rete effettuando l’inseguimento del punto di massima potenza (come vedremo meglio più avanti), e

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.3 - Il sistema di controllo e di condizionamento della potenza

infine, controlla la qualità della potenza immessa in rete in termini di distorsione e rifasamento.

L’inverter per sistemi connessi a rete è provvisto del dispositivo di inseguimento del punto di massima potenza (Maximum Power Point Tracker, MPPT) il quale, funzionando come un trasformatore in corrente continua con rapporto di trasformazione variabile, si adopera per fornire un valore costante per la tensione in uscita dal generatore FV nonostante la caratteristica di variabilità dei parametri tensione e corrente erogati dal campo al variare dell’irraggiamento solare e della temperatura delle celle FV. Esso consente al convertitore di variare la propria impedenza di ingresso per assumere quella necessaria a realizzare il massimo trasferimento di potenza all’utilizzatore. Questa funzione viene svolta generalmente da un primo ponte di conversione DC/DC per mezzo di un’unità di controllo a microprocessore. In particolare, viene effettuata un'azione di regolazione della tensione o della corrente di uscita (a seconda delle tecniche utilizzate) in modo tale che l'inverter venga visto dalla rete, nel primo caso, come un generatore di tensione che regola il suo angolo di carico (sfasamento tra la tensione del generatore e quella di rete) per trasferire la massima potenza, e nel secondo caso, come un generatore di corrente il quale inietta in rete una corrente proporzionale alla massima potenza trasferibile.

Un secondo stadio di conversione DC/AC, sincronizzato con la frequenza di rete, provvede a convertire il valore della corrente continua in alternata e a fornire la potenza d’uscita con le caratteristiche desiderate di tensione e frequenza. Nel caso in cui non sia necessario realizzare un particolare "adattamento di tensione" tra l’ingresso (lato generatore FV) e l’uscita (lato carico o rete), le azioni di controllo dell’MPPT e di regolazione delle grandezze di uscita (tensione e corrente) possono essere entrambe effettuate mediante un unico stadio di conversione dc-ac.

A valle dello stadio di conversione finale sono sempre presenti una sezione di filtraggio delle armoniche di corrente iniettate in rete ed i dispositivi di protezione di interfaccia lato carico (generalmente dispositivi di massima e minima tensione, massima e minima frequenza, massima corrente) idonei a soddisfare le prescrizioni per il collegamento alla rete elettrica stabilite dalle norme tecniche di riferimento. Lo schema a blocchi di principio di un convertitore idoneo ad essere connesso alla rete elettrica è riconducibile in generale a quello riportato in figura.

Schema a blocchi generico di un convertitore DC/AC

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.4 - I quadri elettrici

Il sistema assicura infine la funzione di interfaccia e di protezione della rete elettrica di cui si tratterà più avanti.

L’INSEGUIMENTO DEL PUNTO DI MASSIMA POTENZA Per prelevare la massima potenza dal generatore FV è necessario prevedere un dispositivo capace di inseguire il punto di massima potenza al variare delle condizioni irradianza e temperatura: tale dispositivo viene nominato MPPT (Maximum Power Point Tracker).

Il suoi metodi di inseguimento possono essere: •

Metodo basato sulla misura della Voc;

•

Metodo “ perturba e osserva”

Il metodo “ perturba e osserva”è il più usato negli inverter fotovoltaici perché è di semplice implementazione in quanto richiede solo la misura della corrente e della tensione erogate dall’array fotovoltaico (IPV e VPV).

Infatti, “perturba” la tensione VPV (cambiandone il valore) ed osserva come varia la potenza PPV = IPV * VPV. Quando il punto di massima potenza viene raggiunto, VPV oscillerà intorno al valore VPV,MPP.

4.4 - I QUADRI ELETTRICI I quadri elettrici di un impianto fotovoltaico sono di diverso tipo e assolvono a diversi compiti. I quadri di campo servono a collegare in parallelo delle stringhe.

Esistono comunque in generale quadri in continua e in alternata.

Quadri in continua Essi contengono, assicurando la relativa funzione: •

i dispositivi per il sezionamento delle stringhe,

•

i diodi di blocco per la protezione delle stringhe,

•

gli scaricatori per protezione da sovratensioni indotte,

•

le barre per il parallelo delle stringhe.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 4 - L'impianto e i dispositivi fotovoltaici 4.4 - I quadri elettrici

Quadri in alternata Contengono, assicurando la relativa funzione: • • •

le connessioni di parallelo delle uscite degli inverter, il contatore per la misura dell’energia prelevata dalla rete nel caso di regime di scambio sul posto, i misuratori dell’energia prodotta e la protezione di interfaccia con la rete (nel caso di centrali elettriche di potenza).

In particolare lo schema di collegamento alla rete elettrica di un impianto fotovoltaico deve assicurare determinate funzioni: •

•

•

•

• • •

avviamento, esercizio ed arresto dell’impianto di produzione in condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti o di funzionamenti anomali; arresto del processo di conversione di energia in energia elettrica, quando si manifesti nell’impianto di produzione un guasto o un funzionamento anomalo; intervento coordinato dei dispositivi del generatore e della rete del produttore, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in isola su carichi privilegiati; intervento coordinato del dispositivo di interfaccia con quelli del generatore, del generale, e della rete pubblica, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in parallelo con la rete pubblica; distacco dell’impianto di produzione dell’energia dalla rete pubblica tramite il dispositivo di interfaccia nei seguenti casi: apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica; guasti o funzionamenti anomali della rete pubblica.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.1 - I moduli fotovoltaici

5 - ANALISI, PRESTAZIONI E CRITERI DI SCELTA DEI COMPONENTI Dopo la descrizione sintetica dell’impianto e dei suoi componenti, il capitolo presenta un’analisi accurata delle caratteristiche e prestazioni di quelli più significativi al fine di esaminarne le diverse tipologie ed i criteri di scelta.

5.1 - I MODULI FOTOVOLTAICI Elementi base degli impianti, sono costituiti da celle fotovoltaiche (nel caso di tecnologia cristallina) o da strati di film sottile (nel caso di film sottili) collegate elettricamente e incapsulate al fine di garantire la protezione dagli agenti atmosferici (stabilità ai raggi ultravioletti, tolleranza alle temperature, capacità di smaltire calore e autopulizia), l’isolamento elettrico ed il supporto strutturale (protezione meccanica).

Perciò l’efficienza complessiva del modulo è inferiore a quella della singola cella: i valori di efficienza delle celle al silicio cristallino vanno dal 15 al 24 % mentre quelli dei moduli dal12 al 18%.

Il modulo risulta quindi costituito come in figura:

5.2 - CARATTERISTICHE E PROVE DI QUALIFICAZIONE DEI MODULI FOTOVOLTAICI Sono generalmente caratterizzati dalla potenza nominale, l’efficienza, la tensione, la tipologia e la configurazione delle celle, la superficie, il peso.

Fra i componenti accessori dei moduli si evidenziano: •

Scatola di giunzione: se presente, deve avere un livello di protezione IP65, deve essere dotata di terminali elettrici di uscita con polarità opportunamente contrassegnate, deve avere coperchio con guarnizioni e viti nonché fori equipaggiati con passacavi per il cablaggio. È importante che il diametro del passacavo sia adeguato a quello del cavo.

•

Cornice: tipicamente in alluminio (se presente), oltre a facilitare le operazioni di montaggio e a permettere una migliore distribuzione degli sforzi sui bordi A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.2 - Caratteristiche e prove di qualificazione dei moduli fotovoltaici

del vetro, costituisce una ulteriore barriera all’infiltrazione di acqua. In fase di progetto è utile conoscere le dimensioni e forature della cornice. Per ragioni estetiche possono essere utilizzati moduli senza cornice da installare come normali vetri.

•

Diodi di by-pass: qualora il modulo sia provvisto di cassetta di giunzione, i diodi di by-pass potranno essere alloggiati nella cassetta stessa. In caso contrario dovranno essere cablati all’esterno del modulo e opportunamente protetti.

DATI DI TARGA DEI MODULI In base alla norma CEI 50380, i moduli devono essere accompagnati da: •

numero di serie e nominativo del costruttore;

•

datasheets delle principali caratteristiche in condizioni di test standard.

Le “condizioni di test standard” (STC) sono definite come le condizioni in cui si ha: •

un irraggiamento di 1000 W/m2

•

una temperatura del modulo di 25 °C

•

uno spettro di radiazione standard AM 1,5: composizione spettrale che la radiazione solare assume dopo aver percorso una massa atmosferica pari a 1,5 volte quella terrestre.

ANALISI DEL DATASHEET DI UN MODULO Il data-sheets riporterà le principali caratteristiche energetiche, elettriche e termoelettriche del modulo in condizioni di test standard: •

Isc : Corrente di corto circuito

•

Voc : Tensione a circuito aperto

•

Im : Corrente nel punto di massima potenza

•

Vm: Tensione nel punto di massima potenza

•

Pm: Massima potenza (o potenza di picco o potenza nominale)

•

NOCT (Net Operating Cell Temperature): Temperatura della cella in condizioni standard

•

Tolleranza sulla performance: Possibile scostamento effettivo del valore della potenza effettiva rispetto a quella nominale.

•

Coefficienti di temperatura: Coefficienti di variazione della potenza, della tensione e della corrente in funzione della temperatura.

•

Curve I-V: Caratteristiche corrente - tensione a seconda dell’irraggiamento e della temperatura del modulo.

•

ff = Pm/Isc*Voc: Fattore di riempimento

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.2 - Caratteristiche e prove di qualificazione dei moduli fotovoltaici

•

η = Pm/Potenza incidente: Efficienza

La caratteristica tensione-corrente (I-V) di un modulo è l’insieme dei valori di corrente e tensione che il modulo è in grado di erogare.

Una volta fissate Temperatura della cella e Irradianza solare incidente sul modulo, la caratteristica I-V è univocamente determinata:

QUALIFICAZIONE, CERTIFICAZIONE E GARANZIA DEI MODULI I moduli per poter essere installati su degli impianti che poi accederanno ad eventuali incentivi pubblici devono avere caratteristiche elettriche, termiche e meccaniche verificate attraverso prove certificate da un laboratorio accreditato circa la conformità alle norme in vigore.

Le norme variano generalmente in funzione della tecnologia, abbiamo per esempio le certificazioni CEI 61646 per il film sottile e CEI EN 61215 per il silicio cristallino.

Riguardo alla garanzia, il costruttore deve garantirne la qualità e le prestazioni attraverso: •

La garanzia di prodotto: Per almeno 2 anni, contro difetti di fabbricazione che possano impedirne il regolare funzionamento a condizioni corrette di uso, installazione e manutenzione;

•

La garanzia di prestazioni: la potenza erogata dal modulo, misurata alle condizioni di prova standard, non dovrà essere inferiore al 90% della potenza iniziale per almeno 10 anni e non inferiore all’80% per almeno 20 anni:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.2 - Caratteristiche e prove di qualificazione dei moduli fotovoltaici

o

P(10 anni) > 90 %* Pi

o

P(20 anni) > 80 %* Pi

E’ opportuno che l’anno di fabbricazione dei moduli sia documentato in maniera inequivocabile (periodo di garanzia).

I moduli commerciali al silicio cristallino (m-Si, p-Si) presentano caratteristiche che solitamente variano entro i range di cui di seguito: •

superficie: 0,5 ÷2 m2

•

peso: 5 ÷ 20 kg

•

tensione: 18÷72 V

•

potenza: 50÷250 W

•

efficienza: 12÷16 %

•

configurazione celle: 4 x 9.

CRITERI DI SCELTA DEI MODULI E PROCEDURE PER L’ACCETTAZIONE I moduli devono essere scelti in modo tale da rispondere a determinati requisiti: •

funzionali: possono imporre l’uso, ad esempio, di moduli del tipo doppio vetro, vetrocamera, bifacciali, tegola, ad effetto diffondente, con celle distanziate opportunamente, strutturali ed architettonici richiesti dall’installazione stessa;

•

strutturali: possono imporre l’utilizzo, ad esempio, di vetri di sicurezza realizzati anche accoppiando più vetri fra loro;

•

architettonici: possono imporre l’utilizzo di moduli di determinate dimensioni, colorazioni, aspetto e forme. A tal proposito, l’uniformità di colore dei moduli a film sottile rispetto a quelli al silicio cristallino li rendono particolarmente graditi agli architetti;

•

elettrici: devono essere in grado di poter sopportare una tensione di lavoro di almeno: o

1000 V + 2*Voc,sys. per classi normali

o

2000 V + 4*Voc,sys. per classi secondarie

Nell’optare fra il cristallino e i film sottili può essere utile tener presente i pro e i contro delle due tecnologie.

In particolare il cristallino è caratterizzato da una tecnologia matura ed affidabile, presenta meno incertezze in termini di durata nel tempo, con una vita utile testata in campo maggiore di 30 anni. I valori dei rendimenti sono discreti e in continuo progresso, ma il costo è più elevato.

Per quanto riguarda invece i film sottili, essi hanno il vantaggio di richiedere una quantità inferiore di materiale semiconduttore ed essere adatti per applicazioni

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.3 - L'inverter

architettoniche, consentono di realizzare coperture fotovoltaiche in tegole e in lamiera grecata, o conseguire effetti di trasparenza per finestre o facciate di edifici. Inoltre, essi hanno ampi margini di riduzione dei costi con l’affinamento della tecnologia e maggiore producibilità a parità di potenza. Infatti a parità di condizioni i film sottili perdono generalmente di meno in temperatura rispetto al silicio cristallino (praticamente la metà). In generale durante la scelta il coefficiente di variazione di potenza in funzione della temperatura sarà attentamente valutato relativamente ai dati climatici del sito di installazione. Per contro, la loro vita utile non è ancora stata sufficientemente testata, essi presentano fenomeni di degrado nelle prime 100 ore di esposizione. A sfavore dell’amorfo giocano anche i bassi rendimenti ed il loro lento progresso tecnologico. In particolare, la tecnologia al silicio amorfo presenta un’efficienza attorno all’8%, una velocità di degrado nel tempo quasi doppia rispetto al cristallino.

Bisogna inoltre considerare che i film sottili hanno, rispetto al cristallino, una diversa sensibilità alla radiazione solare: a parità di potenza producono di più in condizioni di cielo nuvoloso, cioè quando c’è poca radiazione diretta, ma soprattutto quella diffusa.

E' consigliabile scegliere a parità di altre condizioni quei moduli per cui il valore della tolleranza sulla performance è il più piccolo possibile perché una volta collegati insieme consentono di perdere meno potenza per effetto di caratteristiche meno distanti fra loro.

E’ opportuno effettuare una corretta valutazione economica durante la scelta dei moduli fotovoltaici perché il loro costo inciderà per il 50% circa sul costo totale dell’impianto.

Coefficienti di variazione della potenza in funzione della temperatura per diverse tecnologie:

5.3 - L'INVERTER Deve essere idoneo al trasferimento della potenza del campo fotovoltaico alla rete del distributore, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di sicurezza applicabili.

Generalmente, per gli impianti connessi alla rete vengono usati inverter del tipo a commutazione forzata con tecnica PWM (modulazione a larghezza di impulso) senza riferimenti interni, ovvero assimilabili a sistemi non idonei a sostenere la tensione in assenza di rete.

Il costo dell’inverter incide in generale per circa il 10% sul costo dell’impianto.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.3 - L'inverter

Gli inverter per applicazioni fotovoltaiche Grid -connected, si dividono inoltre in 4 grandi famiglie, in particolare: 1. Inverter di tipo centralizzato o tradizionale 2. Inverter di stringa 3. Inverter multistringa 4. Inverter di modulo Queste 4 famiglie di inverter sono disponibili sul mercato e presentano ognuna vantaggi e svantaggi, il loro utilizzo dipende dalla capacitĂ tecnica di trovare la soluzione piĂš opportuna al tipo di impianto che si intende realizzare in termini di potenza nominale, tecnologia dei moduli, orientamento, integrazione architettonica.

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CARATTERISTICHE E DATI DI TARGA DELL'INVERTER Caratteristiche generali e analisi del datasheets •

Potenza nominale: Potenza che l’inverter è in grado di erogare continuamente nel tempo

•

Tipologia di connessione: Monofase, trifase

•

Efficienza : Per valutare la perdita di potenza durante la conversione

•

Modo di operare: MPPT e avviamento e spegnimento automatico

•

Protezioni (guasti interni, sovratensioni e sovraccarichi)

•

Campo di temperatura ambiente; infatti allontanandosi da tale campo l’inverter può limitare la potenza erogata o addirittura portarsi in blocco

•

Certificazioni sulla compatibilità elettromagnetica - Emissioni EM (CEI 1101/6/8)

•

Livello di rumore: Secondo la normativa

•

Conformità marchio CE

Caratteristiche di ingresso •

Campo di tensione di ingresso

•

Ripple lato DC

•

Controllo isolamento, CEI 64-8: Verifica, sia in fase di partenza che in fase di funzionamento, che tra i due morsetti del generatore fotovoltaico ci sia un isolamento sufficiente rispetto alla terra.

•

Isolamento tra DC e AC: Gli inverter possono avere all’interno un trasformatore in grado di separare la parte in continua da quella in alternata (obbligatorio, come da DK ENEL 5940, per i sistemi fotovoltaici di potenza maggiore di 20 kW), ma tale trasformatore è causa di ulteriore perdita di potenza, cioè minore efficienza dell’inverter (circa 3-4% di meno).

•

Caratteristiche di uscita

•

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•

Distorsione armonica totale e singola (CEI 110-31) (TDH<5%)

•

Controllo del fattore di potenza (CEI 11-20)

•

Protezioni di tensione e frequenza (CEI 11-20)

Efficienza dell’inverter L’efficienza dell’inverter è data dal rapporto tra la potenza d’uscita e la potenza d’ingresso. Le perdite sono legate alla potenza assorbita dai circuiti di controllo, alle perdite magnetiche, alle perdite di commutazione (proporzionali a Pi), alle perdite per effetto joule (induttanze e trafo, proporzionali a Pi2).

Ma l’inverter di un impianto fotovoltaico non funziona sempre alla massima potenza, funziona ad una potenza che dipende dalla radiazione solare incidente.

Al variare della potenza in ingresso il valore dell’efficienza varia; per questo viene definita un’efficienza di riferimento per confrontare due prodotti : l’efficienza europea, che altro non è che un’efficienza media delle efficienze corrispondenti a determinati stati di funzionamento, pesata sulle probabilità di avere le diverse situazioni. ηeur = 0,03η5% + 0,06 η10% + 0,13η20% + 0,1η30% + 0,48η50% + 0,2η100% Il “Maximum Power Point Tracker” L'MPPT è un dispositivo che consente all’inverter di ricavare dal campo fotovoltaico la massima potenza possibile in funzione della caratteristica tensione - corrente del campo fotovoltaico, cioè delle condizioni esterne.

L’MPPT si posizionerà quindi nel punto in cui l’area del rettangolo sottostante la curva I-V del campo fotovoltaico sarà massima.

TIPOLOGIE DI INVERTER E CRITERI DI SCELTA Tipologie di inverter In funzione del numero di ingressi dell’inverter distingueremo le diverse tipologie: •

centralizzato

•

di stringa

•

multi stringa

•

di modulo

Criteri di scelta dell’inverter La scelta verrà effettuata considerando i pro e i contro di ogni tipologia e le configurazioni del campo FV. Gli inverter devono tutti avere efficienze europee superiori al 93 % (con trafo) e 95 % (senza trafo) e realizzati in tecnica PWM ed i valori della tensione e della corrente di ingresso devono essere compatibili con quelli del campo FV. E’ bene, inoltre, che essi abbiano dei limitatori di sovratensione (SPD) lato DC.

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Gli inverter devono tutti rispondere alle caratteristiche di marcatura CE (interferenze nei valori prescritti) poiché usano dispositivi a semiconduttore che, commutando, generano interferenze. Per ridurre al minimo le interferenze è bene effettuare la messa a terra dell’inverter e collegarlo il più distante possibile dall’impianto dell’utente.

Per ovvi motivi di perdite è consigliabile scegliere inverter che abbiano una finestra di tensione più spostata verso l’alto, perché a parità di potenza lavorare ad una tensione bassa significherebbe lavorare ad una corrente più alta e quindi alte perdite.

I valori della tensione e della frequenza in uscita devono essere compatibili con quelli della rete alla quale viene connesso. Infatti la scelta dell’inverter viene effettuata anche sulla base delle modalità di gestione e collegamento alla rete elettrica. Nel caso si scelga la gestione IT del generatore FV, l’inverter (o l’impianto) deve avere un trasformatore d’isolamento per garantire la separazione metallica (mediante trafo esterno o interno, anche in alta frequenza).

Per potenze per cui il collegamento si effettua in media tensione (100 kW), sarà opportuno usare un inverter che invece di prevedere un trasformatore d’isolamento sia addirittura provvisto di un trasformatore bassa-media tensione che evita di dover ricorrere ad un ulteriore trasformatore.

Qualora sia adottata la connessione trifase (per potenze superiori ai 6 kW) può essere utilizzato un inverter con uscita trifase oppure più inverter monofasi in configurazione trifase, tipicamente connessi tra una fase di rete ed il neutro. In questo caso lo squilibrio massimo consentito tra due fasi è di 6 kW. Per la BT è consigliabile utilizzare al massimo tre inverter per potenze di impianto al di sotto dei 20 kW (CEI 11-20 e DK 5940 Ed. 2.2). Per la MT/AT è consigliabile utilizzare al massimo tre inverter per potenze di impianto inferiori a 1MW (CEI 0-16).

L’inverter può essere provvisto di relè per tenere sotto controllo l’isolamento del campo fotovoltaico rispetto a terra (CEI 64-8). A seconda del grado si protezione e delle indicazioni del costruttore l’inverter può essere utilizzato solo per interno o anche per esterno.

Si possono effettuare i paralleli direttamente nell’inverter invece che in un quadro a monte, per facilitare il cablaggio. Per tale motivo per piccole potenze ormai tutti i costruttori mettono a disposizione due o tre morsetti per il cablaggio delle stringhe.

E’ possibile scegliere un inverter leggermente sottodimensionato rispetto al campo fotovoltaico per risolvere il compromesso tra prodotti commerciali disponibili e costi.

Infatti, sui moduli si perde generalmente un potenza dell’ordine del 15% rispetto alle condizioni standard. Quindi la potenza complessiva degli inverter deve essere superiore all’85 % circa della potenza nominale del generatore fotovoltaico.

Mentre per P > 20 kW la DK ENEL 5940 impone la separazione DC/AC che può essere operata mediante un trasformatore di isolamento, per P < 20 kW la separazione metallica può essere sostituita da una protezione sensibile alla corrente continua (> 0,5 % di Inom).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.4 - Dispositivi di protezione dell’impianto

CERTIFICAZIONE E PROCEDURE PER L’ACCETTAZIONE DELL’INVERTER Tutti gli inverter per il collegamento alla rete devono avere delle certificazioni che attestano che l’inverter è conforme alla norma (ENEL K 5940); la certificazione deve essere rilasciata da un laboratorio accreditato, cioè un soggetto terzo.

Tale certificazione riguarda: •

Il dispositivo di conversione statica;

•

I dispositivi e la protezione d’interfaccia nel caso ci siano.

Gli inverter sono provvisti di protezioni sia sul lato continua che alternata e hanno scaricatori di sovratensione per proteggere l’inverter dalle fulminazioni indirette e scariche atmosferiche.

Se si prevede l’utilizzo in esterno, l’inverter deve avere livello di protezione, IP65, anche se è preferibile che non lavori sotto il sole per evitare aumenti eccessivi di temperatura con conseguente perdita di efficienza. Se il livello di protezione è IP54 significa che l’inverter non può stare all’esterno, ma deve stare all’interno di un quadro ben dimensionato e sufficientemente aerato.

5.4 - DISPOSITIVI DI PROTEZIONE DELL’IMPIANTO Nella configurazione di un sistema fotovoltaico funzionante in parallelo alla rete, si distinguono 3 dispositivi: •

generale: interviene per guasto del sistema fotovoltaico o dell’impianto di utente;

•

di interfaccia: interviene per mancanza rete o guasti sulla rete (valori fuori soglia di V e f);

•

del generatore: interviene per guasto o malfunzionamento dell’impianto fotovoltaico (può coincidere con il dispositivo di interfaccia nel caso di impianto fotovoltaico unico).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.5 - I cavi

Si evidenzia infine che nel caso di collegamento dell’impianto alla media tensione è necessario prevedere un dispositivo di rincalzo all’eventuale mancata apertura del dispositivo di interfaccia.

Il dispositivo d’interfaccia è costituito da una protezione interposta tra l’inverter e la rete al fine di salvaguardare la qualità del servizio elettrico e evitare pericoli per le persone e danni alle apparecchiature.

Infatti gli impianti fotovoltaici devono concorrere al mantenimento della tensione e frequenza di rete (effetto isola) e devono poter essere staccati in qualsiasi momento senza pregiudizio per la continuità del servizio elettrico.

Per eliminare il sostentamento della rete da parte dell’inverter in assenza di alimentazione, si utilizzano protezioni basate sul monitoraggio della rete che intervengono per valori di fuori soglia di tensione e frequenza di rete.

La norma CEI 11-20 prescrive inoltre la separazione metallica tra la parte in corrente continua e quella in corrente alternata.

Qualora l’impianto fotovoltaico è di potenza maggiore di quella contrattuale della fornitura, i termini del contratto stesso dovranno essere aggiornati.

I dispositivi d’interfaccia devono comunque essere conformi alle normative: •

ENEL DK 5940 (BT) e DK 5640 (MT)

•

CEI 0-16 (MT E AT)

Si devono scegliere idonee al tipo di connessione e tensione di alimentazione: •

BT monofase/trifase 230 V/400 V

•

MT trifase con e senza neutro

Devono avere i parametri regolabili: •

Soglie di tensione (in valore e tempi di intervento)

•

Soglie di frequenza (in valore e tempi di intervento), es. 0.3Hz/1Hz

5.5 - I CAVI La connessione elettrica tra moduli e stringhe deve avvenire tramite cavi normalmente in classe d’isolamento 2, realizzati con materiali resistenti ai raggi UV, agli agenti atmosferici e all’umidità, non propagatori di incendio nonché con una bassa emissione di gas tossici.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.6 - L’accumulo per i sistemi isolati

Essi devono rispondere alla specifiche previste dalle normative tecniche CEI riferentesi alla tensione d’isolamento, devono essere non propagatori di incendio, e devono avere una bassa emissione di gas tossici (posa interna).

DESIGNAZIONE DEI CAVI

5.6 - L’ACCUMULO PER I SISTEMI ISOLATI La batteria ed il carica batteria Le batterie più usate per l’accumulo elettrico sono quelle al piombo-acido, per la maturità tecnologica raggiunta e il basso costo, ma possono essere usate anche quelle del tipo al Li, NiCd, NiZn. Fra le caratteristiche principali si evidenzia: •

la capacità, pari alla massima carica accumulabile (Cmax);

•

lo stato di carica, cioè il livello di energia esistente nella batteria;

•

l’efficienza, che tiene conto delle perdite durante i processi di carica e scarica (85%).

La capacità dipende dal regime di carica (che tipicamente avviene in 10 h) e aumenta con cariche più lente, dalla densità dell’elettrolita, dalla temperatura (la capacità aumenta dello 0,7 %/°C) nonché dall’età della batteria (aumenta dopo i primi cicli e decresce dopo qualche anno).

Lo stato di carica è invece correlato alla densità dell’elettrolita (la densità è influenzata dalla temperatura), dalla tensione a vuoto (facilmente misurabile, ma valida solo se misurata 2 ore dopo l’annullamento della corrente), dalla tensione sotto carico (facile da misurare ma occorre conoscere il regime di scarica e le condizioni termiche) e dalla corrente integrata nel tempo (in questo modo non si tiene però conto della temperatura e dell’invecchiamento della batteria).

Al fine di evitare danni dovuti a sovraccariche o scariche profonde viene installato un adeguato sistema di gestione della batteria che può essere del tipo: •

ON-OFF, cioè basato sulla connessione/sconnessione del generatore fotovoltaico quando la tensione della batteria raggiunge soglie prefissate;

•

A gradini, che attua la connessione/sconnessione parziale a seconda di soglie di tensione; A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.7 - I contatori e i misuratori

•

MPPT, che consente la regolazione attraverso l’uso del dispositivo di MPPT;

•

Ad autoregolazione, che sfrutta la capacità autoregolante dell’accoppiamento batteria-fotovoltaico (al crescere della tensione di batteria il punto di lavoro si sposta verso Voc a cui corrispondono correnti più basse);

•

Elettronico, che consente di gestire la carica tramite microprocessore; opera in 2 fasi:

•

Bulk (simile alla carica tradizionale)

•

Float (mantiene il valore di tensione raggiunto).

Il locale destinato ad ospitare le batterie dovrà essere esente da umidità, polvere e fumi nocivi con temperatura ambiente contenuta e areato (il processo di carica e scarica sviluppa miscela di O2 e H2).

Le pareti e soffitto dovranno essere rivestiti in materiale anti-acido e dovrà essere dotato di un agevole accesso agli elementi. Dovranno essere presenti cartelli monitori e non dovranno esserci circuiti elettrici diversi da quello delle batterie.

IL REGOLATORE DI CARICA Questi sono dei dispositivi elettronici indispensabili per il corretto funzionamento degli impianti fotovoltaici isolati. Servono per fornire la giusta quantità di corrente elettrica alle batterie, preservandole così dal possibile danneggiamento per: •

carica eccessiva, nei casi in cui la tensione applicata arrivi a superare il limite dei (2,4 - 2,5 V) per elemento equivalenti a (14,4V - 15 V).

•

scarica eccessiva, che si può verificare se l'impianto fotovoltaico non riesce a fornire il quantitativo di corrente necessario per alimentare gli utilizzatori e per mantenere la carica delle stesse batterie. In casi del genere (scariche profonde) un buon regolatore di carica una volta riscontrato che la tensione erogata dalle batterie è diventata eccessivamente bassa, provvede a sezionarle automaticamente dal carico evitandone così il danneggiamento irreversibile.

5.7 - I CONTATORI E I MISURATORI Gli impianti di taglia superiore a 20 kW (in base alla Legge 133/99) devono essere dotati di contatore per la misura dell’energia elettrica prodotta ed autoconsumata (conforme alle prescrizioni UTF, sigillabile, dotato di certificato di taratura con visualizzazione a vista) da assoggettare ad Imposta Erariale di Consumo e Addizionale.

Questi consumi, come nel caso di quelli relativi ai servizi ausiliari, possono essere forfetizzati.

Inoltre chiunque intenda esercire impianti di potenza superiore a 20 kW deve farne denuncia all’ufficio tecnico di finanza competente per territorio che, eseguita la verifica, rilascia licenza d’esercizio, soggetta al pagamento di un diritto annuale (DL 504/1995, art. 53).

In ogni modo una misura dell’energia prodotta dall’impianto è necessaria ai fini della valutazione del rendimento complessivo dell’impianto nel tempo, oppure quando esistano dei programmi di incentivazione basati sull’energia prodotta.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.8 - Le strutture di sostegno

5.8 - LE STRUTTURE DI SOSTEGNO Sono sistemi costituiti dall’assemblaggio di profilati, generalmente metallici, in grado di sostenere i moduli FV, ancorarli al suolo o ad una struttura edile preesistente e ottimizzarne l’esposizione.

Devono essere realizzate per resistere ai: • •

carichi permanenti : peso strutture, moduli e zavorre sovraccarichi : neve, vento, variazioni termiche, effetti sismici

Una caratteristica non meno importante, quando le specifiche di progetto la richiedano e soprattutto per gli impianti di medie-grandi dimensioni, è quella rappresentata dalla possibilità di variare periodicamente l’orientamento e l’inclinazione dei moduli, al fine di permettere la captazione ottimale della radiazione solare.

In queste condizioni si ottiene un aumento della producibilità degli impianti che può raggiungere addirittura il 30 – 35 %. In base a questa caratteristica della struttura in relazione alla possibilità di variare o meno l’orientazione dei moduli, distinguiamo dunque i sistemi fissi dai sistemi ad inseguimento solare.

Le strutture di sostegno possono essere di due tipi: - fissi - ad inseguimento I sistemi fissi in generale sono esenti da manutenzione, hanno un montaggio semplice, fondazioni modeste, un costo contenuto, ma un’energia captata minore.

I sistemi ad inseguimento invece hanno necessità di manutenzione, un montaggio impegnativo, richiedono superfici maggiori, hanno costo più elevato anche se il risultato estetico è armonioso e l’energia captata è maggiore.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 5 - Analisi, prestazioni e criteri di scelta dei componenti 5.8 - Le strutture di sostegno

SISTEMI FISSI La posizione del pannello non varia nell’arco della giornata. Questo tipo di sistema trova applicazione sui tetti piani, sui tetti a falda, e sulle facciate.

Si distinguono in: • • •

struttura a cavalletto; strutture a palo; struttura per l’integrazione o il retrofit.

Strutture a cavalletto Richiedono fondazioni modeste, hanno un costo contenuto, una facilità di manutenzione, richiedono maggiori superfici e hanno un risultato estetico modesto.

Strutture a palo Necessitano di fondazioni più impegnative, hanno un costo maggiore, ma la struttura è più armoniosa dal punto di vista dell’architettura e c’è la possibilità di evitare zone di ombra.

Strutture per l’integrazione architettonica L’integrazione si può effettuare sia su edifici che su infrastrutture urbane; esse si distinguono in: •

Tipologie “primarie” (in quanto necessarie alla struttura) : o o o

•

Coperture Facciate Elementi di rivestimento

Tipologie “secondarie” (in quanto non necessariamente funzionali alla struttura edile):

Frangisole Lucernari Balaustre Fioriere Pensiline Padiglioni Il dimensionamento delle strutture di sostegno sarà trattato più avanti. o o o o o o

SISTEMI AD INSEGUIMENTO Consentono un’orientazione ottimale dei moduli rispetto alla direzione dei raggi del sole al fine di massimizzare la produzione di energia elettrica. Possiamo avere:

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• •

sistemi ad inseguimento mono-assiale; sistemi ad inseguimento bi-assiale.

Sistemi ad inseguimento mono-assiale L’asse di rotazione è disposto in direzione Nord-Sud, mentre il sole è inseguito in direzione Est-Ovest con escursione di Consentono di raccogliere dal 15% al 20% in più di energia sulla superficie e l’inseguimento può avvenire su un asse orizzontale o inclinato.

Il sistema di movimentazione avviene con un attuatore lineare appositamente dimensionato che comanda molte file parallele.

Sistemi ad inseguimento bi-assiale Permettono l’inseguimento del Sole sia durante il suo movimento nella volta solare che l’inclinazione (tilt) rispetto al piano orizzontale al variare delle stagioni. Il guadagno in termini di radiazione solare raccolta può raggiungere il 30-35%.

In definitiva, il piano di appoggio dei moduli fotovoltaici è dotato di due movimenti di rotazione indipendenti: • •

Rotazione attorno all’asse verticale (moto azimutale) Rotazione intorno all’asse orizzontale (moto zenitale o tilting)

Il controllo della movimentazione avviene attraverso un sistema a microprocessore di tecnologia proprietaria che orienta costantemente i moduli in posizione perpendicolare al sole Il meccanismo elettro-meccanico di movimentazione presenta un consumo energetico dell’ordine dello 0,2 – 0,3 % dell’energia prodotta.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 6 - Le fasi della progettazione di un impianto 6.1 - Le fasi della progettazione

6 - LE FASI DELLA PROGETTAZIONE DI UN IMPIANTO Questa breve introduzione consiste in una descrizione sintetica delle fasi che, a partire dal sopralluogo, portano alla realizzazione dell'impianto fotovoltaico ed alla richiesta di incentivazione al GSE.

6.1 - LE FASI DELLA PROGETTAZIONE Le fasi del processo di progettazione e realizzazione dell’impianto si articolano in: • • • • • • • • • • •

Sopralluogo Pre-analisi di idoneità ambientale del sito Studio e Analisi di fattibilità Individuazione del finanziamento Processo autorizzativo Progettazione Installazione Iter burocratico in corso d’opera Fine lavori Collaudo Chiusura lavori

In particolare la progettazione di un impianto fotovoltaico procede per fasi successive che, partendo dal dato di input primario consistente nella determinazione dell’energia che si vuole generare per il soddisfacimento delle esigenze specifiche, procede per vari step che si concludono con il collaudo di verifica di rispondenza ai criteri e norme elettriche e di soddisfacimento delle richieste energetiche.

Le fasi del processo progettuale dal punto di vista energetico ed elettrico sono quindi: 1. Calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 2. Dimensionamento e bilancio energetico 3. Progettazione elettrica dell'impianto 4. Interfacciamento alla rete 5. Protezione e sicurezza dell’impianto 6. Progettazione della struttura di sostegno

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 6 - Le fasi della progettazione di un impianto 6.2 - Documentazione per la richiesta dell’incentivo

6.2 - DOCUMENTAZIONE PER LA RICHIESTA DELL’INCENTIVO Per richiedere l’incentivo il soggetto responsabile dell’impianto deve inviare o presentare direttamente al GSE tutta la documentazione prevista dal DM 19/02/2007 e dalla Delibera AEEG n. 90/07 (Guida Conto Energia GSE).

La documentazione da trasmettere in originale al GSE è la seguente: 1. richiesta di concessione della tariffa incentivante stampata dal portale e comprensiva di data e firma del soggetto responsabile (allegato A1 della Delibera AEEG n. 90/07); 2. scheda tecnica finale d’impianto stampata dal portale e comprensiva di data, firma e timbro del professionista o tecnico iscritto all’albo professionale (allegato A2 della Delibera AEEG n. 90/07); 3. dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà stampata dal portale, sottoscritta dal soggetto responsabile e corredata da copia fotostatica, non autenticata, di un documento di identità del sottoscrittore in corso di validità (allegato A4 della Delibera AEEG n. 90/07); 4. documentazione finale di progetto, realizzata in conformità alla norma CEI02, firmata da professionista o tecnico iscritto all’albo professionale, corredata da almeno 5 distinte fotografie e da elaborati grafici di dettaglio dell’impianto (tale documentazione dovrà essere fornita anche su CD in formato “pdf”); 5. elenco dei moduli fotovoltaici e dei convertitori, da fornire su supporto cartaceo oppure magnetico indicante modello, marca e numero di matricola (preferibilmente inseriti nello stesso CD contenente la documentazione finale di progetto e le fotografie; l’elenco dei moduli fotovoltaici e dei convertitori deve essere comunque caricato nel portale); 6. certificato di collaudo contenente le seguenti prove: continuità elettrica e connessioni tra i moduli, messa a terra di masse e scaricatori, isolamento dei circuiti elettrici delle masse, corretto funzionamento dell’impianto, verifiche prestazionali dell’impianto previste dal DM 19/02/2007 (dal sito del GSE è possibile scaricare un fac-simile del certificato di collaudo richiesto); 7. dichiarazione di proprietà dell’immobile destinato all’installazione dell’impianto, ovvero autorizzazione all’installazione dell’impianto sottoscritta dal/i proprietario/i dell’immobile; 8. copia del permesso di costruire ottenuto per l’installazione dell’impianto ovvero copia della denuncia di inizio attività; qualora non sia necessario né il permesso di costruire né la denuncia di inizio attività, il soggetto responsabile dell’impianto deve esplicitare tale situazione con un’apposita dichiarazione; 9. copia della comunicazione con la quale il gestore della rete locale ha notificato al soggetto responsabile dell’impianto il codice identificativo del punto di connessione alla rete dell’impianto fotovoltaico (cosiddetto “POD” definito all’articolo 37, comma 37.1, della deliberazione n. 111/06);

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 6 - Le fasi della progettazione di un impianto 6.2 - Documentazione per la richiesta dell’incentivo

10. copia della denuncia di apertura di officina elettrica presentata all’UTF (per impianti superiori a 20 kWp); oppure, se l’impianto immette tutta l’energia prodotta nella rete, copia della comunicazione fatta all’UTF sulle caratteristiche dell’impianto (circolare 17/D del 28 maggio 2007 dell’Agenzia delle Dogane: disposizioni applicative del Dlgs 2 febbraio 2007, n. 26).

11. copia del verbale di attivazione del contatore di misura dell’energia prodotta e di connessione alla rete (per impianti inferiori a 20 kWp).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.1 - Caratterizzazione del sito di installazione

7 - IL CALCOLO DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODUCIBILE DALL’IMPIANTO La prima fase relativa alla progettazione dell'impianto nella valutazione dell'enegia elettrica producibile, per la quale vengono presentati i passi da compiere, a partire dalla caratterizzazione del sito di installazione della radiazione solare disponibile e la valutazione delle relative perdite.

7.1 - CARATTERIZZAZIONE DEL SITO DI INSTALLAZIONE La caratterizzazione avviene attraverso: - lo studio del clima, - l’accessibilità del sito, - eventuali vincoli paesaggistici ed urbanistici, etc.

In questo ambito, particolare attenzione va posta ad eventuali ombreggiamenti del campo fotovoltaico, in ragione delle notevoli ripercussioni che questi possono avere sulla producibilità.

Sono quindi, ove possibile sempre da evitare le zone d'ombra.

Bisogna inoltre accertarsi della presenza di edifici limitrofi, infrastrutture o vegetazione che possano provocare ombreggiamenti prolungati. Qualora non fosse possibile evitare tali zone d’ombra, mediante l'ausilio di precise scelte progettuali bisogna cercare di minimizzare gli effetti negativi da esse indotti.

7.2 - LA RADIAZIONE SOLARE La sorgente energetica primaria di un sistema fotovoltaico (FV) è rappresentata dal Sole. Per radiazione solare si intende l’energia elettromagnetica emessa dal Sole come risultato dei processi di fusione dell’idrogeno in esso contenuto.

L'energia solare che incide nell'unità di tempo su di una superficie unitaria normale alla radiazione solare (radianza), fuori dall'atmosfera terrestre, posta alla distanza media della Terra dal Sole è definita “costante solare” (Go) ed assume un valore pari a 1.367 W/m2(valore stabilito dal World Radiation Center nel 1980).

Nel caso di non perpendicolarità fra i raggi del sole e la superficie, il valore della radianza risulta pari Go∙cosθ, ove θ è l’angolo tra la normale alla superficie e i raggi del sole.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.2 - La radiazione solare

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.2 - La radiazione solare

L’angolo θ dipende da molti parametri quali: •

la latitudine (Ф),

•

l’angolo di tilt (β),

•

l’angolo di azimut (γ),

•

l’angolo orario ω = 15 ∙(12 – ora del giorno),

•

la declinazione solare δ = 23,45∙ sin [360∙(284 + giorno dell’anno)/365]

LE COMPONENTI DELLA RADIAZIONE SOLARE Esistono delle formule più o meno complesse che permettono di calcolare in maniera rigorosa, in assenza di atmosfera, il valore della radianza per qualsiasi istante dell’anno.

In presenza di atmosfera, la radiazione solare incidente sulla Terra viene in parte assorbita, in parte riflessa nello spazio esterno ed in parte diffusa dall’atmosfera stessa.

Le interazioni della radiazione solare con l’atmosfera sono funzione della lunghezza d’onda della radiazione, della massa d’aria attraversata e della composizione dell’aria.

Infatti, l’intensità e la composizione spettrale della radiazione raccolta al suolo dipendono dall’angolo formato dalla radiazione incidente con la superficie terrestre e dalle condizioni meteorologiche ed atmosferiche.

E’ opportuno osservare che la capacità di una cella fotovoltaica di convertire l’energia solare in elettricità è funzione sia dell’intensità sia della composizione spettrale della radiazione incidente, oltre che dal tipo di cella solare utilizzata (ad esempio per le celle al silicio la banda di sensibilità è compresa tra 0,4-1,1 mm). Quindi il rendimento medio di una cella fotovoltaica assume valori differenti a seconda della località scelta per l’installazione dell’impianto e delle condizioni atmosferiche caratterizzanti la località stessa.

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Per tener conto degli effetti dovuti alla presenza dell’atmosfera, viene definita la massa d’aria unitaria AM1 (Air Mass One) come lo spessore di atmosfera standard attraversato dalla radiazione solare in direzione normale alla superficie terrestre e misurato al livello del mare con cielo limpido e pressione dell’aria pari ad 1,013 bar (1 atm).

Il valore massimo della costante solare, misurato sulla superficie terrestre in presenza di una giornata limpida e soleggiata, è di circa 1000 W/m2. La sua variazione a causa dell’ellitticità dell’orbita terrestre è percentualmente assai modesta essendo contenuta entro il ±3% del valore medio.

Le componenti della radiazione solare sono: • •

•

la radiazione diretta (Hb beam radiation) che colpisce una superficie al suolo con un unico e definito angolo di incidenza; la radiazione diffusa (Hd diffuse radiation) che raggiunge il suolo da tutte le direzioni, in quanto è generata nello strato atmosferico a causa dello scattering subito dalla radiazione incidente. E’ opportuno osservare che qualora la radiazione diretta non incida sulla superficie al suolo per la presenza di un ostacolo, la zona ombreggiata non risulta totalmente oscurata in quanto permane l’effetto del contributo fornito dalla radiazione diffusa. Ciò riveste particolare rilevanza soprattutto per i dispositivi fotovoltaici che operano anche in presenza della radiazione diffusa. la radiazione riflessa dal terreno o da specchi d’acqua o da altre superfici orizzontali circostanti.

Tale componente è detta componente di albedo (Ha) e dipende dall’inclinazione della superficie in misura complementare alla radiazione diffusa e dalle proprietà riflettenti del terreno. La componente di albedo è di notevole importanza nel caso di utilizzo di moduli fotovoltaici bifacciali i quali sfruttano la radiazione incidente sia sulla parte anteriore, sia sulla parte posteriore del pannello.

RADIAZIONE SOLARE: TERMINOLOGIA Ho Radiazione solare globale incidente su superficie orizzontale Hbo

Radiazione solare diretta (beam) incidente su piano orizzontale

Hdo

Radiazione solare diffusa su piano orizzontale

Ha

Radiazione solare riflessa su superficie di data inclinazione

Hb

Radiazione solare diretta su superficie di data inclinazione

Hd

Radiazione solare diffusa su superficie di data inclinazione Quindi è

H = Hb + Hd + Ha

Radiazione solare globale su superficie di data inclinazione

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.2 - La radiazione solare

VALUTAZIONE DELLA RADIAZIONE SOLARE DISPONIBILE Per il calcolo della radiazione solare incidente sulla superficie del suolo della località, occorre conoscere l’intensità della radiazione diretta e di quella diffusa nonché il loro andamento nel tempo.

Questi valori sono fortemente influenzati dalle variazioni delle condizioni atmosferiche che hanno andamento aleatorio; per questo motivo si utilizzano i dati storici dell’irraggiamento solare rilevati nella località prescelta o in località con caratteristiche climatiche simili. I dati storici disponibili riguardano generalmente i valori giornalieri medi mensilidell’irradiazione su superficie orizzontale H0 (espressi in kWh/m2/giorno), sono relativi a medie di 5-10 anni e possono essere reperiti consultando ad esempio: • L’Atlante Europeo della radiazione solare Esso è costituito da mappe utili per quantificare, senza ricorrere a programmi di calcolo, il valore dell'energia mensile disponibile che realmente può essere utilizzata da una superficie captante installata su un tetto o su una parete verticale di un edificio.

Le mappe riportano anche la distribuzione della radiazione solare ricalcolata per diversi piani variamente inclinati ed orientati.

La Raccolta Dati ENEA - http://www.solaritaly.enea.it/ Note le coordinate geografiche, è possibile effettuare il calcolo della radiazione al suolo per qualunque località e qualunque orientazione (azimut e tilt) della superficie captante. In tabella si riportano i valori medi giornalieri [kWh/m2/giorno]: •

• Le Norme UNI 10349 - “Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici” Questa norma è utilizzata dai progettisti nel calcolo degli apporti per applicazioni in edilizia, e si basa su valori giornalieri medi mensili derivati dalla conoscenza di dati climatologici locali. In essa sono contenuti i valori della radiazione solare per i diversi capoluoghi di provincia e in particolare si trovano le medie giornaliere e mensili di radiazione solare diretta e di radiazione solare diffusa rapportate al piano orizzontale.

Dai valori di queste ultime è possibile stimare anche la componente di albedo. I dati sono in parte realmente raccolti ed in parte ricavati mediante elaborazioni, per cui non sempre risultano attendibili. I valori in tabella si riferiscono al piano orizzontale:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica producibile dallâ&#x20AC;&#x2122;impianto 7.3 - Radiazione solare incidente per sistemi fissi

â&#x20AC;˘

Le curve isoradiative

Riportano i valori di H0, sono costruite correlando i dati rilevati dalle diverse stazioni meteorologiche e rappresentano una utile guida per determinare i valori di irradiazione di localitĂ che non si trovano in prossimitĂ di una stazione di rilevamento.

7.3 - RADIAZIONE SOLARE INCIDENTE PER SISTEMI FISSI Partendo dalla conoscenza del valore dellâ&#x20AC;&#x2122;intensitĂ della radiazione solare incidente sulla superficie orizzontale determinata con uno dei modi sopra esaminati, si calcolano attraverso metodi di calcolo sperimentali le sue componenti sul piano, diretta (Hbo) e diffusa (Hdo). Il calcolo della radiazione sul piano dei moduli si effettua generalmente utilizzando il metodo Liu-Jordan oppure la norma UNI 8477. â&#x20AC;˘

Metodo di Liu-Jordan

Questo metodo utilizza una relazione polinomiale che lega la componente diffusa Hdo a quella Hoincidente sul piano orizzontale: . .

. .

, , ,

Dove H0,f è il valore della radiazione solare incidente fuori dellâ&#x20AC;&#x2122;atmosfera. â&#x20AC;˘

Norma UNI 8477 ¡ . .

,

Fornisce valori non molto differenti dalla precedente.

Nota la radiazione diffusa sul piano orizzontale è possibile ora calcolare la componente diretta sul piano orizzontale mediante la relazione: Hbo = Ho - Hdo In alternativa, è possibile far riferimento alla Norma UNI 10349 che fornisce direttamente i valori di Hdo e Hbo per ciascuna provincia italiana.

Per il calcolo della radiazione globale H incidente su una superficie inclinata rispetto al piano orizzontale di un angolo β come avviene quasi sempre, è necessario sommare le tre componenti: â&#x20AC;˘

Diretta Hb (beam radiation) A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.3 - Radiazione solare incidente per sistemi fissi

•

Diffusa Hd (diffuse radiation)

•

Riflessa Ha

“a" è il “fattore di albedo” il quale dipende sia dalle caratteristiche della località in esame, che dalla risposta spettrale del dispositivo solare utilizzato.

La radiazione globale H su una superficie inclinata è quindi data dalla somma dei contributi relativi alle componenti diretta, diffusa e di albedo. Pertanto risulta: H = Hb + Hd+ Ha Lo schema evidenzia il contributo, alla radiazione utile raccolta, delle tre coomponenti di cui prima.

In definitiva i dati di input necessari per il calcolo di H sono: •

valori medi mensili dell’irraggiamento su superficie orizzontale Ho (dai dati storici del sito in questione);

•

latitudine del sito;

•

angoli di esposizione (tilt e azimut);

•

frazione di componente diffusa (formula di Liu-Jordan) oppure componente diretta e diffusa su superficie orizzontale (direttamente forniti dalla norma UNI 10349);

•

riflettanza del terreno (fattore di albedo).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.4 - Orientazione ottimale dei moduli

7.4 - ORIENTAZIONE OTTIMALE DEI MODULI L’intensità della radiazione solare raccolta al suolo è, come abbiamo visto, funzione dell’angolo formato dalla radiazione incidente con la superficie al suolo. Infatti, i raggi solari devono attraversare uno spessore di atmosfera tanto più grande, quanto più piccolo è l’angolo da essi formato con la superficie orizzontale, di conseguenza tanto minore sarà la radiazione che raggiunge la superficie.

Allo scopo di captare annualmente la massima energia disponibile occorre quindi effettuare un’accurata scelta dell’orientazione dei moduli.

SCELTA DELL’ANGOLO DI TILT In relazione alla località considerata varia il rapporto tra la radiazione solare diffusa e quella totale. Pertanto, dato che all’aumentare dell’inclinazione della superficie di captazione si modificano sia la componente diffusa che quella riflessa, l’angolo di tilt che rende massima l’energia solare raccolta dai moduli fotovoltaici è differente da località a località. Con riferimento al territorio italiano è possibile osservare che deviazioni di una decina di gradi rispetto al valore ottimale di tilt, determinano variazioni dell’energia totale catturata dal piano dei moduli di qualche percento.

Per ciascun periodo dell’anno esiste un diverso valore dell’angolo di tilt ottimale, il quale cambia secondo che l’impianto sia a fila singola o a file parallele.

Il picco invernale viene raccolto per angoli di tilt elevati (65°) mentre il picco estivo si ottiene per angoli di tilt piccoli (15°). Il picco su base annuale si ottiene invece per angoli di tilt leggermente inferiori alla latitudine del sito.

L’angolo che rende massima l’energia raccolta da file parallele è sempre minore di quello corrispondente a fila singola poiché a parità di inclinazione è minore la radiazione raccolta da file parallele.

Per l’inclinazione che rende massima l’energia raccolta in inverno, si raccoglie complessivamente nell’anno il 90% della massima energia. Se invece si inclinano i pannelli in modo da rendere massima l’energia raccolta in estate, nel periodo invernale l’energia raccolta è solo il 65% della massima ottenibile in quel periodo. In altre parole il diagramma annuale dell’energia si appiattisce se l’inclinazione è ottimizzata per il periodo invernale. Viceversa, se l’inclinazione è ottimizzata per il periodo estivo, il diagramma annuale dell’energia presenta un picco durante i mesi estivi.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.4 - Orientazione ottimale dei moduli

Ma l’obiettivo di massimizzazione dell’energia raccolta in tutto l’arco dell’anno si ottiene con angoli di tilt ottimale prossimi alla latitudine del sito.

Per l’Italia si hanno regimi solari medio-alti e con forti variabilità tra regioni continentali e meridionali. Ad esempio, su base annua l’insolazione media giornaliera (su di una superficie con una inclinazione pari alla latitudine) è dell’ordine di 3,6 kWh/m2 per giorno nella pianura padana, sale 4,7 nel Centro-Sud ed arriva a 5,4 kWh/m2 in Sicilia.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.4 - Orientazione ottimale dei moduli

SCELTA DELL’ANGOLO DI AZIMUT La condizione ottimale si ha quando la superficie di raccolta è orientata a Sud (angolo di azimut), tuttavia in estate, quando cioè il sole è più alto e il flusso risulta più inclinato rispetto al piano d’incidenza, la quantità di energia che può ricevere una superficie verticale (come nel caso di facciate di edifici) è molto bassa.

Le collocazioni a Nord-Est, Nord, Nord-Ovest sono sconsigliate in quanto il soleggiamento risulta minimo, e quindi tale collocazione non giustificherebbe negli anni gli investimenti inizialmente sostenuti, inoltre le zone sono spesso sottoposte a forti venti invernali.

In genere anche orientamenti ad Est e ad Ovest sono da evitare (salvo qualche caso di sistemi isolati per cui il diagramma di carico li permette) perché caratterizzati da grandi variazioni termiche giornaliere che comportano una scarsa continuità del carico solare.

In conclusione: l’orientamento verso Sud consente di rendere massima la radiazione solare catturata dai moduli fotovoltaici durante l’intera giornata, mentre l’inclinazione prossima alla latitudine del sito permette di minimizzare le variazioni dell’energia solare raccolta dovute all’oscillazione di ± 23,45°(inclinazione dell’asse terrestre rispetto all’eclittica solare) della direzione dei raggi solari rispetto alla normale alla superficie di raccolta.

Poiché il valore di H è un valore giornaliero medio mensile per calcolare l’energia incidente in un anno è necessario ripetere il calcolo per ciascun mese e sommare i valori ottenuti ciascuno moltiplicato per il numero di giorni che compone il relativo mese.

E’opportuno osservare che con riferimento al territorio italiano si hanno regimi solari medio-alti con notevoli escursioni tra le regioni settentrionali e quelle meridionali, in particolare durante la stagione invernale. Infatti, i valori medi relativi alle varie località possono subire scostamenti rilevanti causati da fattori locali, quali ostacoli orografici e particolari regimi microclimatici. Per esempio, si passa da un valore di insolazione medio annuo di 3,2 kWh/m2 per Bolzano ad un valore di 4,8 kWh/m2 per Trapani con una variazione del 47% circa.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.5 - Radiazione solare incidente per sistemi a concentrazione

7.5 - RADIAZIONE SOLARE INCIDENTE PER SISTEMI A CONCENTRAZIONE I sistemi fotovoltaici a concentrazione sono particolari sistemi che concentrano la radiazione solare disponibile sulla cella in silicio, sfruttando la sola componete diretta, valutata secondo la seguente formula empirica ricavata da dati sperimentali di Casaccia e verificata con i dati reali di Priolo, Montalto, Specchia e Trisaia: Hb/Hbf = 0,876*(H0/H0f)2 + 0,01819 Dove : Hb è la componente diretta sulla superficie ad inseguimento Hbf è la componente diretta sulla superficie ad inseguimento fuori dall’atmosfera (calcolata)H0 è la componente globale su orizzontale (dati storici) • H0f è la componente globale su orizzontale fuori dall’atmosfera (calcolata) I sistemi a concentrazione, ovviamente, considerato che vedono solo la componente diretta, devono necessariamente essere sistemi ad inseguimento.

• •

Per sistemi ad inseguimento non a concentrazione occorre sommare la diffusa sul piano ad inseguimento partendo dalla diffusa sul piano orizzontale.

7.6 - VALUTAZIONE DELLE PERDITE Una volta determinata l’orientazione ottimale dei moduli e la radiazione incidente, bisogna considerare che solo una sua quota è utile ai fini dell’effetto fotovoltaico e della conversione dell’energia solare in energia elettrica. Ciò a causa di fenomeni di perdite termiche, perdite ottiche. A queste vanno poi ad aggiungersi le perdite per ombreggiamento che insieme alle precedenti influenzano la producibilità energetica complessiva.

PERDITE TERMICHE A parità di insolazione, all’aumentare della temperatura delle celle si ha una diminuzione della tensione e della potenza erogata come indicato dai coefficienti di perdite in temperatura illustrati sui datasheets.

In particolare nel caso di moduli al silicio cristallino, per ogni 10°C di aumento di temperatura si ha una diminuzione della potenza erogata pari a circa il 4% ed una diminuzione della tensione dell’ordine del 3,5%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.6 - Valutazione delle perdite

In definitiva poiché i moduli lavorano tipicamente con temperature che rispetto a quelle di riferimento sono superiori di circa 20 °C, la perdite termiche ammontano a circa l’8%.

Sono dovute al fatto che il modulo fotovoltaico presenta una curva di risposta non piatta in funzione dell’angolo di incidenza della radiazione solare rispetto alla superficie del modulo stesso. In particolare si evidenzia che per direzioni della radiazione abbastanza radenti al modulo la potenza erogata tende ad annullarsi.

PERDITE OTTICHE Sono dovute al fatto che il modulo fotovoltaico presenta una curva di risposta non piatta in funzione dell’angolo di incidenza della radiazione solare rispetto alla superficie del modulo stesso. In particolare si evidenzia che per direzioni della radiazione abbastanza radenti al modulo la potenza erogata tende ad annullarsi.

In prima approssimazione, le componenti della radiazione incidente sono considerate: Nulle per angoli maggiori di un certo angolo limite Attenuate di un fattore pari al coefficiente di trasmittanza del vetro τo per angoli minori dell’angolo limite.

In conclusione, poiché non viene sfruttata la radiazione solare proveniente da tutte le direzioni, le perdite ottiche ammontano tipicamente a circa il 4%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.6 - Valutazione delle perdite

PERDITE PER OMBREGGIAMENTO Le orbite solari permettono di determinare, per una località stabilita, la posizione del sole (altezza solare e azimut) al variare delle stagioni e dell’ora del giorno.

Riportando su una mappa relativa alle orbite solari le sagome di eventuali ostacoli, ricavabili attraverso l’elaborazione di planimetrie quotate è possibile determinare le ore del giorno e i mesi dell’anno durante i quali si verificano i fenomeni di ombreggiamento.

Noti quindi gli intervalli di tempo interessati, è possibile desumere l’entità della perdita dovuta all’ombreggiamento.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.6 - Valutazione delle perdite

POSIZIONAMENTO DEL GENERATORE FOTOVOLTAICO Le perdite per ombreggiamento dipendono quindi in gran parte dal posizionamento del generatore fotovoltaico, e dalla disposizione relativa dei moduli.

Tipicamente il generatore può essere installato su: •

Falda unica (tetto, facciata); in questo caso o spazio necessario è all’incirca uguale all’ingombro del generatore: Pnom (kW)/ηmoduli);

•

Piano orizzontale (a terra, lastrico solare); essendo in genere i moduli inclinati, non è possibile disporli su un unico filare per motivi di ingombro o estetici; pertanto si ricorre alla disposizione in file parallele (filari), opportunamente distanziate; in tal caso lo spazio necessario è circa 2*Pnom/ηmoduli.

Per una migliore valutazione della distanza tra le file si giunge spesso ad un compromesso tra ombreggiamento reciproco tra file ed eccessiva distanza.

Tipicamente si opta ad avere assenza di ombre a mezzogiorno del solstizio invernale, che in formule corrisponde: D/A = sinβ*tg(23,5+φ) + cos β

Ovviamente con la disposizione a file parallele è minore l’energia solare incidente rispetto alla falda unica poiché: •

I moduli non raccolgono la radiazione riflessa dal suolo ad eccezione della prima fila.

•

Parte della radiazione diretta non raggiunge i moduli se la distanza tra le file è ridotta.

•

I moduli raccolgono solo una parte della radiazione diffusa poiché l’angolo di cielo visto da ciascun filare è limitato dalla presenza del filare antistante.

Nel caso di sistemi ad inseguimento l perdite per ombreggiamento possono opportunamente essere determinate attraverso le dimensioni del campo:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.7 - Energia elettrica producibile

•

GCR: Grado di copertura del terreno = area eliostato/area terreno = (H*L) /(X*Y)

•

D: Rapporto interassi strutture = X / Y

7.7 - ENERGIA ELETTRICA PRODUCIBILE In defintiva l’energia producibile dall’impianto (Ep) dipende: •

dalla radiazione incidente sui moduli e quindi :

•

dal sito di installazione caratterizzato dalla latitudine, dalla radiazione solare disponibile e dalla temperatura, nonché dalla riflettanza della superficie antistante i moduli;

•

dall’esposizione dei moduli, attraverso l’angolo di inclinazione (tilt) e l’angolo di orientazione (azimut);

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 7 - Il calcolo dell’energia elettrica producibile dall’impianto 7.7 - Energia elettrica producibile

•

dalle caratteristiche dei moduli quali potenza nominale, coefficiente di temperatura, risposta angolare, ma anche dall’uniformità delle caratteristiche elettriche dei vari moduli (da cui dipende la perdita in potenza per mismatch);

•

e non ultime dalle caratteristiche del BOS: efficienza inverter, perdite nei cavi e cadute sui diodi ed è data dall’espressione: Ep = H ∙ S ∙ ηpv ∙ ηinv = H∙ Pnom ∙ (1- Ppv) ∙ (1- Pinv)

dove: •

Ppv rappresenta le perdite (termiche, ottiche, resistive, caduta sui diodi, mismatch) del generatore fotovoltaico, stimabili, in prima approssimazione, attorno al 15%;

•

Pinv rappresenta le perdite (resistive, di commutazione, magnetiche, alimentazione circuiti di controllo) dell’inverter; cautelativamente assunte pari a circa il 10%;

•

Pnom è la potenza nominale del generatore fotovoltaico, necessaria per produrre l’energia Ep;

•

H è la radiazione solare incidente sulla superficie dei moduli (S).

Quest’ultima, come visto in precedenza, si ottiene sommando le varie componenti dell’irraggiamento riportate sul piano dei moduli fotovoltaici H = Hb + Hd+ Ha Le formule per una superficie comunque esposta sono indicate nelle Norme UNI 8477, mentre l’accuratezza dei calcoli dipende dalla fluttuazione dei dati climatici effettivi rispetto a quelli storici.

Energia producibile all’anno (kWh/kWp) - sistema fisso con inclinazione ottimale

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 8 - Dimensionamento e bilancio energetico 8.1 - Dimensionamento energetico di impianti connessi alla rete

8 - DIMENSIONAMENTO E BILANCIO ENERGETICO Il capitolo presenta le differenze relative al dimensionamento di un impianto isolato rispetto a quello di un impianto connesso alla rete elettrica.

8.1 - DIMENSIONAMENTO ENERGETICO DI IMPIANTI CONNESSI ALLA RETE Il dimensionamento energetico di impianti connessi alla rete viene effettuato sulla base del valore di producibilità energetica atteso.

Ovviamente altri dati di input concorrono a determinare il dimensionamento dell’impianto.

Essi sono: •

disponibilità economica e del costo dell’impianto per unità di potenza;

•

disponibilità degli spazi sui quali installare il generatore fotovoltaico;

•

disponibilità della fonte solare, tenendo presente che a seconda della località, in Italia varia dai 1.200 kWh/m2/anno ai 1.900 kWh/m2/anno

La configurazione dell’impianto è determinata essenzialmente dall’uso finale dell’energia prodotta ed è generalmente costituita, oltre che dal generatore fotovoltaico, dal dispositivo di inseguimento del punto di massima potenza o convertitore DC/DC, dall’inverter, eventualmente dal sistema di accumulo, e dal BOS (Balance of System) che comprende tutti gli altri dispositivi del sistema: strutture di sostegno, cavi, quadri elettrici, etc.

Il convertitore DC/DC consente di ottenere dal generatore fotovoltaico il massimo di energia utilizzabile, in funzione delle condizioni di funzionamento dei moduli e delle caratteristiche degli apparecchi utilizzatori.

L’inverter consente di alimentare un’utenza funzionante in corrente alternata oppure di trasferire in rete la potenza erogata. Al fine, poi, di assicurare un adattamento ottimale del generatore alla rete o alle esigenze elettriche del carico è necessario corredare l’inverter di opportuni dispositivi che adattino la tensione d’uscita dell’inverter a quella della rete (trasformatore), e controllino la qualità della potenza immessa in rete, in modo che essa sia compatibile con gli standard richiesti dalla stessa.

Per la determinazione della configurazione impiantistica dal punto di vista elettrico bisognerà tener conto dei Criteri di progettazione elettrica degli impianti grid-connected che rappresentano la quasi totalità della richiesta del mercato.

8.2 - DIMENSIONAMENTO ENERGETICO DI UN SISTEMA ISOLATO Mentre il dimensionamento energetico dell’impianto grid-connected come abbiamo visto dipende in pratica soltanto dalla producibilità di energia elettrica richiesta allo stesso, il dimensionamento energetico un impianto isolato consiste

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 8 - Dimensionamento e bilancio energetico 8.2 - Dimensionamento energetico di un sistema isolato

nella ricerca della condizione di migliore adattamento fra l’energia solare disponibile, e l’energia richiesta dall’utenza cui l’impianto è destinato. Le principali fasi del dimensionamento riguardano: •

il calcolo dell’energia prodotta dal generatore fotovoltaico (analogo a quello dei sistemi collegati alla rete);

•

l’identificazione dell’utenza e il calcolo dell’energia richiesta;

•

scelta dell’angolo di tilt;

•

l’individuazione della configurazione dell’impianto;

•

il calcolo del bilancio energetico dell’impianto per differenti taglie dei componenti e diverse esposizioni dei moduli fotovoltaici;

•

l’individuazione della soluzione ottimale in termini di massima economicità e/o efficienza e/o affidabilità.

Dimensionamento semplificato L’impianto isolato può essere dimensionato in maniera semplificata attraverso: •

individuazione del profilo annuale di utenza (valori giornalieri medi mensili di Ec);

•

scelta dell’angolo di tilt in modo che i profili annuali di utenza e di energia incidente (Ei) sul piano dei moduli siano simili;

•

individuazione del mese con maggior scostamento fra Ec e Ei;

•

calcolo, nel mese di maggior scostamento fra Ec e Ei, della taglia del generatore fotovoltaico (Pnom) mediante la relazione: o

•

Ei · Pnom · (1- Ppv) · ηb · ηi = Ec

calcolo, nel mese di maggior scostamento fra Ec e Ei della capacità della batteria (Cmax) fissando un’autonomia della stessa (Nb) di 3-5 giorni ed una Cmin = 0,5*Cmax mediante la relazione : o

Nb = (Cmax - Cmin) · ηb·ηi / Ec.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected 9.1 - Progettazione del campo fotovoltaico

9 - CRITERI DI PROGETTAZIONE ELETTRICA DI IMPIANTI GRID-CONNECTED Per quanto attiene gli impianti connessi alla rete elettrica, vengono qui presentati i criteri di progettazione elettrica dei principali componenti, così come dei cavi e dei quadri elettrici.

9.1 - PROGETTAZIONE DEL CAMPO FOTOVOLTAICO Le stringhe sono costituite dalla serie di singoli moduli fotovoltaici, tutti della stessa classe di corrente al fine di minimizzare le perdite per mismatch.

Il numero di moduli da collegare in serie per formare una stringa dipende dalla tensione del modulo (che è nota una volta individuato il tipo di prodotto) e da quella individuata per l’intera stringa, che viene scelta in base alle considerazioni che seguono.

Occorre innanzitutto precisare che la stringa è caratterizzata da: tensione massima pari alla somma delle Voc dei moduli collegati in serie, che corrisponde alla tensione a cui si porta la stringa quando è scollegata dal carico; tensione di funzionamento pari alla tensione nel punto di massima potenza (Vm) della caratteristica della stringa (o dalla tensione nel punto di incontro della caratteristiche tensione tensione-corrente della stringa e della batteria nel caso di un impianto stand alone).

Ciò premesso, la scelta della tensione di stringa va effettuata in funzione dei: •

parametri che influenzano la tensione: Voc e Vm variano in modo inverso con la temperatura dei moduli FV (- 2,2 mV/°C/cella) e in modo diretto e logaritmico con l’irraggiamento incidente sui moduli fotovoltaici;

•

limiti di sicurezza: al fine di classificare l’impianto come sistema di bassa tensione, le norme CEI fissano il limite a 1500 Vcc (e il DPR 547 a 600 Vcc);

•

correnti per le quali dovrà essere dimensionato il generatore (aumentano con il diminuire della tensione, a parità di potenza);

•

inverter: la tensione della stringa va scelta all’interno della finestra di tensione ammessa per l’inverter;

•

dispositivi d’interruzione: alte tensioni implicano il ricorso a dispositivi speciali con aggravio dei costi;

•

modulo fotovoltaico: è caratterizzato da una tensione verso massa massima ammessa (tipicamente 1.000 V). Sistemi a tensione più elevata richiedono ad esempio il punto centrale a terra che garantisce al singolo modulo di trovarsi con tensione verso massa pari alla metà rispetto al sistema floating. Lo svantaggio principale del punto centrale a terra consiste nel fatto che il primo guasto a terra da luogo ad un corto circuito, pertanto è necessario interrompere il servizio.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected 9.2 - Criteri di dimensionamento dell’inverter

Riguardo alla connessione in parallelo delle stringhe, le caratteristiche elettriche delle varie stringhe devono essere per quanto possibile uniformi.

Stringhe, che non rispondano all’uniformità suddetta, possono essere utilizzate separatamente o collegate a distinti gruppi di conversione.

Inoltre: 1. Ciascuna stringa deve essere singolarmente sezionabile, al fine di poter effettuare verifiche di funzionamento e manutenzioni senza dover ricorrere al distacco dell’intero impianto.

2. In relazione all’esposizione alle sovratensioni indotte di origine atmosferica, ciascuna stringa (o eventualmente la sbarra di parallelo) deve essere dotata di dispositivi di protezione contro le sovratensioni.

3. Negli impianti costituiti da un numero elevato di stringhe (>3), ciascuna stringa deve essere provvista di diodo di blocco.

9.2 - CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DELL’INVERTER L’inverter viene dimensionato sulla base di: •

caratteristiche del campo fotovoltaico e della rete;

•

valori della corrente e della tensione in ingresso accettabili devono essere compatibili con quelle di uscita del campo fotovoltaico su cui è destinato ad operare.

•

tensioni e frequenze in uscita devono essere compatibili con quelle della rete.

La taglia dell’inverter va scelta in base alla potenza nominale del campo fotovoltaico (tipicamente Pnom inv = 0,8 * Pnom pv) e del raggruppamento delle stringhe.

Potremmo avere diverse tipologie di inverter in funzione del numero di terminali.

La scelta verrà effettuata considerando i pro e i contro di ogni tipologia:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected 9.3 - Accoppiamento generatore FV ed inverter

•

Inverter centralizzato

Con questa configurazione abbiamo un minor costo dell’inverter, una buona efficienza di conversione, e una necessità di quadri di stringa. Lo svantaggio principale è che un guasto comporta il fuori servizio di tutto l’impianto.

•

Inverter di stringa

Può essere usato in caso di stringhe differenti fra loro e progettazione standardizzata (modularità), in guasto implica il fermo parziale, ma presenta costi maggiori.

•

Inverter multi stringa

Viene usato sempre nel caso di stringhe con caratteristiche elettriche diverse per evitare perdite di potenza ma è più economico del precedente.

•

Inverter di modulo

Aumenta l’affidabilità dell’impianto ma l’impianto è molto più costoso.

9.3 - ACCOPPIAMENTO GENERATORE FV ED INVERTER Verifica sulla tensione DC La tensione minima di stringa si ha ad alta temperatura dei moduli e bassa irradianza solare: Vminstringa = Vnomstringa + ncells * ΔVcell La tensione massima di stringa si ha a bassa temperatura dei moduli e alta irradianza solare: Vmax stringa = ~ Voc, STC = 1,1 * Vnom, STC Determinati tali limiti di tensione, in funzione della configurazione scelta si potrà scegliere l’inverter in modo corretto.

Verifica sulle correnti DC e AC Si tratta di verificare che l’inverter sia in grado di: 1. accettare la massima corrente del generatore FV : Imax, inverter (DC )> Isc, STC (GEN. FV) A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected 9.4 - Criteri di dimensionamento dei quadri elettrici

2. erogare una corrente AC adeguata alla potenza nominale dell’impianto FV (Pnom) Qualora sia adottata la connessione trifase (per potenze superiori a 6 kW) può essere utilizzato un inverter con uscita trifase oppure più inverter monofasi in configurazione trifase, tipicamente connessi tra una fase di rete ed il neutro. In questo caso lo squilibrio massimo consentito è di 5 kW. Per la BT, è consigliabile utilizzare al massimo tre inverter per potenze di impianto al di sotto dei 20 kW (CEI 11-20 e DK 5940 Ed. 2.2).

Per la MT/AT è consigliabile utilizzare al massimo tre inverter per potenze di impianto inferiori a 1MW (CEI 0-16).

Si possono effettuare i paralleli direttamente nell’inverter invece di un quadro a monte, per facilitare il cablaggio. Per tale motivo per piccole potenze ormai tutti i costruttori mettono a disposizione due o tre morsetti per il cablaggio delle stringhe.

E’ spesso opportuno scegliere inverter che hanno già a bordo le protezioni d’interfaccia e anche il dispositivo per risparmiare sia economicamente che sul numero di componenti.

9.4 - CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEI QUADRI ELETTRICI In continua Devono essere realizzati per assolvere le seguenti funzioni: •

sezionamento delle stringhe e connessione in parallelo;

•

protezione delle stringhe con diodi di blocco;

•

protezione delle stringhe da sovratensioni indotte attraverso scaricatori verso terra e fra le polarità;

•

per piccoli impianti con accumulo contengono inoltre dispositivi per regolazione della carica della batteria e collegamento con la batteria attraverso interruttore.

In alternata Sono realizzati per: •

assolvere alla connessione in parallelo delle uscite degli inverter;

•

contenere la protezione di interfaccia con la rete e i contatori dell’energia prodotta

I quadri sono caratterizzati dal grado di protezione IP (CEI EN 60529) seguito da due cifre. La prima rappresenta la protezione contro la penetrazione di corpi solidi estranei mentre la seconda cifra rappresenta la protezione contro la penetrazione di liquidi.

Nella fase di progettazione di un campo fotovoltaico particolare importanza riveste la scelta della tensione nominale di esercizio.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 9 - Criteri di progettazione elettrica di impianti grid-connected 9.5 - Criteri di dimensionamento dei cavi

Infatti, le elevate correnti che si manifestano per piccole tensioni comportano la necessitĂ di adottare cavi di maggiore sezione e dispositivi di manovra piĂš complessi; di contro elevate tensioni di lavoro richiedono adeguate e costose protezioni. Pertanto, unâ&#x20AC;&#x2122;opportuna scelta della configurazione serie/parallelo del campo fotovoltaico consente di limitare le perdite e di incrementare lâ&#x20AC;&#x2122;affidabilitĂ del sistema.

9.5 - CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEI CAVI In fase di progetto il dimensionamento deve essere effettuato in modo da limitare le cadute di tensione (indicativamente entro il 2%) e da assicurare una durata di vita soddisfacente ai conduttori e agli isolamenti sottoposti agli effetti termici della corrente.

A tal proposito la portata va calcolata in modo tale che la massima temperatura di funzionamento non superi il valore indicato nella CEI 64-8 (per ciascun tipo di isolante) e va verificata secondo le tabelle CEI-ENEL 35024, a seconda delle condizioni di posa e dalla temperatura ambiente.

Il collegamento dei terminali di stringa ai quadri di parallelo è effettuato mediante cavi a doppio isolamento FG7(0) R0.6/1kV di adeguata sezione.

Per quanto riguarda invece la messa in opera, essa dovrĂ avvenire in modo da semplificare le operazioni di cablaggio, evitare eventuali azioni meccaniche sui cavi, proteggere meccanicamente la discesa dei cavi mediante installazione in tubi, con lo stesso livello di protezione dei quadri. a) Caduta di tensione per conduttura in DC â&#x2C6;&#x2020; % ¡

¡ ¡

dove: â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘

L è la lunghezza della linea in metri; Inom è la corrente di stringa in STC; Vnom è la tensione di stringa in STC; R è la resistenza al km della linea, alla temperatura di 80°C (UNEL 35023-70)

b) Caduta di tensione per conduttura in AC â&#x2C6;&#x2020; % ¡

¡ , ! ¡

dove: â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘

L è la lunghezza della linea in metri; Inom,inv è la corrente nominale dellâ&#x20AC;&#x2122;inverter; VAC è la tensione di Rete; R è la resistenza al km della linea, alla temperatura di 80°C (UNEL 35023-70).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 10 - L’interfacciamento alla rete elettrica 10.1 - Funzione del sistema di interfacciamento

10 - L’INTERFACCIAMENTO ALLA RETE ELETTRICA Il presente capitolo illustra gli schemi ed i relativi dispositivi per l'interfacciamento dell'impianto fotovoltaico con la rete elettrica, prendendo in considerazione i relativi riferimenti e dispositivi normativi.

10.1 - FUNZIONE DEL SISTEMA DI INTERFACCIAMENTO I dispositivi d’interfaccia alla rete di un impianto fotovoltaico devono assicurare le seguenti funzioni: •

avviamento, esercizio ed arresto dell’impianto di produzione in condizioni ordinarie cioè in assenza di guasti o di funzionamenti anomali;

•

arresto del processo di conversione di energia quando si manifesti nell’impianto di produzione un guasto o un funzionamento anomalo;

•

intervento coordinato dei dispositivi del generatore e della rete del produttore, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in isola su carichi privilegiati;

•

intervento coordinato del dispositivo d’interfaccia con quelli del generatore, del generale, e della rete pubblica, per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in parallelo con la rete pubblica;

•

distacco dell’impianto di produzione dalla rete pubblica tramite il dispositivo d’interfaccia nei seguenti casi: o

apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica;

o

guasti o funzionamenti anomali della rete pubblica.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 10 - L’interfacciamento alla rete elettrica 10.2 - Riferimenti normativi e specificità

10.2 - RIFERIMENTI NORMATIVI E SPECIFICITÀ Le norme di riferimento per la progettazione del sistema di interfacciamento alla rete sono: •

CEI 11-20, per impianti di produzione e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria

•

variante V1 alla CEI 11-20

•

DK 5940 criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT

•

CEI 016 (sostituisce la DK 5740: criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete MT e AT)

Con le seguenti specificità: •

La potenza minima per il collegamento alla rete è di 0,75 kW;

•

Per potenze minori di 6 kW l’allacciamento si può effettuare in monofase;

•

Livelli di tensione (AEEG 99/08) Bassa, Media ed Alta Tensione: o

P<100 kW a BT

o

100 kW<P<6 MW a MT

o

P>6 MW a AT

Prescrizioni e Raccomandazioni: 1. Se l’impianto è collegato in MT con un trasformatore e la potenza dell’impianto è minore del 2% della potenza del trasformatore, possono essere applicate le prescrizioni per il collegamento in BT. 2. Gli impianti devono comprendere sempre il sistema di interfacciamento alla rete, costituito da una protezione interposta tra l’inverter e la rete.

3. Gli impianti fotovoltaici non devono concorrere al mantenimento della tensione e frequenza di rete (effetto isola).

4. In particolare, per eliminare il sostentamento della rete da parte dell’inverter, in assenza di alimentazione della principale si utilizzano protezioni basate sul monitoraggio della rete che intervengono per valori fuori soglia di tensione e frequenza di rete.

La norma CEI 11-20 prescrive inoltre la separazione metallica tra la parte in corrente continua e quella in corrente alternata. Per potenze di impianto inferiori a 20 kW, tale separazione può però essere sostituita da una protezione che intervenga per valori di componente continua superiore allo 0,5% del valore efficace della corrente massima dell’inverter.

Le stringhe devono poter essere interrotte per eseguire lavori su parti attive, di fronte ad un pericolo imminente o per motivi funzionali (il comando funzionale si trova però tipicamente all’interno dell’inverter).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 10 - L’interfacciamento alla rete elettrica 10.3 - I dispositivi di intrerfacciamento e parallelo

L’organo da usare per il sezionamento deve essere un apparecchio che nella posizione di aperto assicuri una adeguata distanza di sezionamento. Dovrà essere capace di aprire e chiudere il circuito di stringa quando la corrente è trascurabile, nonché portare nella posizione di chiuso la corrente di lavoro (e di corto circuito).

Dovrà essere preferibilmente onnipolare e potrà essere costituito (in bassa tensione) da sezionatore, interruttore automatico, fusibili estraibili oppure connettori a innesto rapido.

Infine l’organo di manovra dovrà essere conforme alle norme CEI 9 (dispositivi in corrente continua). Comunque, in bassa tensione i dispositivi in corrente alternata possono essere usati anche sulla corrente continua purché siano indicati i dati di targa per i due modi di funzionare. Al riguardo i dispositivi in corrente alternata per usi industriali dovranno essere conformi alle norme CEI 17-5 mentre quelli per uso domestico alle norme CEI 23-3.

10.3 - I DISPOSITIVI DI INTRERFACCIAMENTO E PARALLELO Nella configurazione di un sistema fotovoltaico funzionante in parallelo alla rete, si distinguono 3 dispositivi: •

Dispositivo generale

•

Dispositivi d’interfaccia

•

Dispositivo del generatore

Si evidenzia infine che nel caso di collegamento dell’impianto alla media tensione è necessario prevedere un dispositivo di rincalzo all’eventuale mancata apertura del dispositivo di interfaccia.

M.1 Dispositivo generale È quello più vicino alla rete, interviene per guasto del sistema fotovoltaico o dell’impianto di utente.

M.2 Dispositivi d’interfaccia Intervengono qualora ci siano problemi sulla rete malfunzionamenti (tensione e/o frequenza fuori finestra).

:

mancanza

rete,

Le protezioni d’interfaccia sono dei relè di tensione e di frequenza agenti sulla bobina di minima tensione del dispositivo d’interfaccia. Il loro scopo è essenzialmente: il distacco del sistema dalla rete per guasti o per funzionamenti anomali della rete pubblica o per apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica (es. per manutenzione); l’intervento coordinato del dispositivo d’interfaccia con quelli del generatore e della rete pubblica per guasti o funzionamenti anomali durante il funzionamento in parallelo con la rete.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 10 - L’interfacciamento alla rete elettrica 10.3 - I dispositivi di intrerfacciamento e parallelo

Intervengono anche quando tensione e frequenza [Hz] escono fuori range: 0.8 Vn ≤ V ≤ 1.2 Vn 49.7 ≤ f ≤ 50.3 La loro installazione è prescritta dalla norma CEI 11 -20.

M.3 Dispositivo del generatore E’ quello più vicino al sistema di produzione, scollega il generatore dal resto dell’impianto qualora ci siano dei guasti o malfunzionamenti sul campo fotovoltaico stesso (può coincidere con il dispositivo di interfaccia nel caso di impianto fotovoltaico unico).

E’ generalmente previsto all’interno dell’inverter, ma può anche essere installato nel quadro di campo.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.1 - Criteri di protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche

11 - PROTEZIONE E SICUREZZA DELL’IMPIANTO Partendo dalla normativa di riferimento il capitolo presenta i dispositivi indispensabili alla protezione dell'impianto dalle fulminazioni sia di tipo diretto che indiretto. Viene poi illustarto come, in base alla classificazione elettrica di un impianto, il generatore fotovoltaico viene gestito diversamente dal punto di vista della protezione dalle scariche elettriche.

11.1 - CRITERI DI PROTEZIONE DELL’IMPIANTO DALLE SCARICHE ATMOSFERICHE Essendo gli impianti fotovoltaici localizzati all'esterno degli edifici, essi risultano particolarmente sensibili a fulminazioni sia di tipo diretto che indiretto.

Si parla di fulminazione diretta quando la struttura viene colpita direttamente dal fulmine, si parla invece di fulminazione indiretta quando la caduta di un fulmine in prossimità della struttura genera campi elettromagnetici e tensioni indotte pericolose.

Potrebbe verificarsi quindi che in assenza di sistemi di protezione, nei cavi elettrici, si instaurino tensioni pericolose. In particolare nel caso di fulminazione diretta, potrebbe verificarsi che i cavi vengano percorsi dalla corrente di fulmine generando situazioni pericolose sia per le persone che per le cose.

La scelta di installare o meno un sistema di protezione varia a seconda della tipologia d'installazione dei moduli che costituiscono il generatore FV. Si ha infatti che generalmente nel caso installazioni retrofit su tetti a falda o nel caso di montaggi ad incasso non c'è bisogno di sistemi dediti alla protezione contro le scariche atmosferiche, mentre installazioni su tetti piani sono più soggette a questo tipo di rischio.

Per quanto riguarda invece le installazioni a terra, un ruolo fondamentale per la decisione di installare o meno adeguati sistemi di protezione lo svolge l'ambiente circostante. Infatti se l'impianto è posizionato nelle immediate vicinanze di edifici o costruzioni di altezza maggiore si può fare a meno dell'installazione di un sistema di protezione antifulmine.

Qualora l'edificio che ospita l'impianto fotovoltaico è dotata di un sistema di protezione contro le scariche atmosferiche, basta collegare l'impianto ad esso.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.1 - Criteri di protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche

Esistono infatti due tipi di sistemi antifulmine: esterno ed interno.

La normativa di riferimento per la protezione delle strutture dalle fulminazioni è quella emessa dal CT 81 del CEI, in particolare le norme da applicare sono quelle della serie EN 62305, ovvero le CEI 81-10/1, CEI 81-10/2, CEI 81-10/3 e CEI 81-10/4.

Se d > s (distanza di sicurezza CEI 62305-3) non è necessaria alcuna precauzione specifica per la protezione del nuovo impianto contro il rischio di fulmini.

Se d < s è necessario collegare all’impianto LPS le strutture metalliche dell’impianto PV È necessaria una nuova valutazione del rischio e/o adeguamento dell’LPS.

ELEMENTI DI UN LPS ESTERNO Un LPS (Lightning Protection System) esterno è definito come l'insieme di captatori, calate e dispersori che hanno il compito di intercettare il fulmine e di drenare la corrente associata verso terra in condizioni di sicurezza.

Un LPS esterno si compone di: •

un captatore

•

delle calate

•

un dispersore

Il captatore può essere composto da qualsiasi combinazione dei seguenti elementi: •

aste

•

funi

•

maglia

Il captatore ad asta consiste nel posizionare una o più aste metalliche in uno o più punti, sulla sommità di edifici con ridotto sviluppo orizzontale.

Il captatore a maglia consiste nel creare una gabbia metallica intorno all'edificio, tramite piattine o tondi in ferro o rame, per proteggerlo completamente. I percorsi devono essere quanto più possibile rettilinei e i cambi di direzione devono avvenire senza spigoli o curve a piccolo raggio. La protezione è tanto più efficace quanto più

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.1 - Criteri di protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche

strette sono le maglie e più distanziate dal fabbricato, ma bisogna anche tenere in conto l'estetica.

POSIZIONAMENTO DEI CAPTATORI In genere la posizione dei captatori deve essere individuata applicando uno di questi metodi:

•

Metodo dell’angolo di protezione (strutture di forma regolare)

Volume protetto da un captatore ad asta Il posizionamento del captatore è corretto se la struttura da proteggere è interamente situata entro il volume protetto dal captatore stesso.

L’angolo a dipende dalla classe del LPS (ex livello di protezione) scelta per LPS e dall’altezza h.

Volume protetto da un captatore a fune

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.1 - Criteri di protezione dell’impianto dalle scariche atmosferiche

•

Metodo della maglia (superfici piane)

Volume protetto da un captatore a maglia Il volume sottostante la zona tratteggiata è protetto L’angolo a dipende dalla classe del LPS e dall’altezza h Il lato di magliatura dipende dalla classe del LPS. •

Metodo della sfera rotolante (strutture di forma complessa) I captatori sono installati su tutti i punti ed i tratti che sono in contatto con la sfera rotolante.

Il raggio della sfera rotolante deve essere scelto in funzione della classe del LPS.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.2 - Criteri di sicurezza

PROTEZIONE CONTRO I FULMINI CON LPS E’ necessario verificare che la struttura risulti autoprotetta, e quindi non necessiti di un LPS, tenendo presente che i moduli fotovoltaici, se posti sulla sommità di edifici, potrebbero far aumentare il rischio dovuto al fulmine qualora sporgessero verso l’alto rispetto alla struttura stessa.

Se nonostante ciò, dalla valutazione del rischio dovuto al fumine risultasse che la struttura è ancora autoprotetta, anche se le norme CEI 81-10 non impongono alcuna misura di protezione, è buona pratica progettuale utilizzare degli SPD (Surge Protection Device, ovvero limitatore di sovratensione) di caratteristiche idonee collocandoli nei punti corretti.

Se invece la struttura richiede l’installazione di un LPS, l’impianto fotovoltaico in ogni sua parte (moduli, cavi, quadri …), dovrà necessariamente essere contenuto dentro il volume protetto e sufficientemente distanziato dai captatori e dalle calate per evitare la formazione di scariche laterali.

Le cornici metalliche dei moduli fotovoltaici e le relative strutture di sostegno, andranno collegate all’LPS, nei modi previsti dalla normativa, solo se non è possibile rispettare la distanza minima dai captatori e dalle calate.

PROTEZIONE CONTRO I FULMINI IN ASSENZA DI LPS In presenza di un LPS si deve verificare che l’impianto fotovoltaico, in ogni sua parte, sia contenuto nel volume protetto dall’LPS preesistente; in alcuni casi sarà necessario modificare l’LPS installando captatori aggiuntivi per adeguarlo alla nuova situazione.

L’impianto, in ogni sua parte (moduli, cavi, quadri …), dovrà essere sufficientemente distanziato dai captatori e dalle calate per evitare la formazione di scariche laterali.

Le cornici metalliche dei moduli fotovoltaici e le relative strutture di sostegno, andranno collegate all’LPS, nei modi previsti dalla normativa, solo se non è possibile rispettare la distanza minima dai captatori e dalle calate.

In un impianto fotovoltaico vengono usati SPD in corrente continua di classe II posti nelle immediate vicinanze del generatore fotovoltaico. Solitamente vengono posizionati a ridosso delle stringhe dentro i quadri di subcampo. È buona norma proteggere anche il gruppo di conversione dalle sovratensioni mediante l’utilizzo di SPD di classe II o III sul lato continua e, in casi estremi, anche sul lato alternata.

11.2 - CRITERI DI SICUREZZA I sistemi elettrici possono essere classificati in base alla tensione nominale come sistemi di categoria: 0) Vnom< 50 Vca o 120 Vcc (bassissima tensione) I) Vnom < 1.000 Vca o 1.500 Vcc (bassa tensione)

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.2 - Criteri di sicurezza

II) Vnom < 1.000 Vca o 1.500 Vcc fino a 30.000 V (media tensione) III) Vnom > 30.000 V (alta tensione) Gli impianti fotovoltaici sono generalmente sistemi di categoria 0 o I e possono essere collegati a sistemi di categoria II o III tramite trasformatore.

Inoltre, i sistemi elettrici possono essere classificati in relazione allo stato del neutro e delle masse come sistemi: •

TT - il neutro è a terra mentre le masse sono collegate a una terra diversa dalla terra del neutro;

•

TN - le masse sono collegate al neutro che è a terra;

•

IT - il neutro è isolato da terra e le masse sono a terra.

Nel caso di presenza di trasformatore tra sezione in corrente continua e rete, comunque sia classificata la rete (TT o TN), il generatore fotovoltaico viene generalmente gestito come sistema IT (masse a terra e poli floating).

In questa ipotesi le possibili protezioni da adottare riguardano: •

messa a terra di masse e controllo continuo dell’isolamento del generatore fotovoltaico. In questo caso è necessario segnalare il verificarsi di un primo guasto a terra senza interrompere il servizio, dando la possibilità di eliminare il guasto;

•

ricorso a componenti di isolamento doppio o rinforzato (di classe II) in modo da rendere improbabile il guasto a terra;

•

scelta della tensione nominale < 120 V (sistemi a bassissima tensione di sicurezza). In tal caso le masse non vanno collegate a terra e la connessione alla rete deve essere effettuata tramite trasformatore di sicurezza (doppio isolamento o con schermo a terra).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 11 - Protezione e sicurezza dell’impianto 11.3 - L’impianto di terra

11.3 - L’IMPIANTO DI TERRA Per il progetto, la realizzazione e la verifica dell’impianto di terra si rimanda alle norme CEI applicabili integralmente anche per gli impianti fotovoltaici.

L’impianto di terra dovrà essere costituito da un dispersore (a picchetto o a maglia o misto) e da un conduttore di terra (collega le masse al dispersore).

La resistenza di terra di un dispersore (rapporto fra tensione verso terra rispetto all’infinito e la corrente dispersa) dipende dalla resistività del terreno e dalle dimensioni e forma del dispersore.

I conduttori di terra devono avere sezioni, isolamento e marchiature tipiche dei conduttori usati per l’impianto di terra.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 12 - Criteri di progettazione della struttura di sostegno 12.1 - Scelta della struttura

12 - CRITERI DI PROGETTAZIONE DELLA STRUTTURA DI SOSTEGNO Il capitolo presenta le diverse tipologie di strutture di sostegno di impianti fotovoltaici ed i riferimenti normativi relativi alle diverse soluzioni progettuali.

12.1 - SCELTA DELLA STRUTTURA Le strutture di sostegno si distinguono in: • • •

strutture a cavalletto strutture a palo strutture per l’integrazione o il retrofit

In relazione alla loro caratteristica di ricerca del massimo di radiazione solare captata si distinguono in: • strutture ad inseguimento • strutture fisse Impianto a falde

Impianto FV sovratetto

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 12 - Criteri di progettazione della struttura di sostegno 12.1 - Scelta della struttura

Tetto impianto FV integrato

Facciata verticale PV-integrato

Tipologie di materiale La tipologia di materiale da utilizzare dipende soprattutto dalle condizioni ambientali del sito di installazione.

Le più comuni sono: •

Acciaio galvanizzato (spessore 5-15μ)

•

Installazioni all’interno in locali a basso tasso di umidità;

•

Installazioni all’esterno temporanee;

•

Acciaio zincato a caldo (spessore fino a 150-200μ)

•

Installazioni all’interno in locali con alto tasso di umidità;

•

Installazioni all’esterno in atmosfera mediamente corrosiva; A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 12 - Criteri di progettazione della struttura di sostegno 12.2 - Riferimenti normativi

•

Acciaio inox

•

Installazioni all’interno in locali ad elevata condensazione;

•

Installazioni all’esterno in atmosfera molto corrosiva;

•

Acciaio anodizzato

•

Utilizzato come interfaccia tra struttura di sostegno ed i moduli senza avere funzione portante.

12.2 - RIFERIMENTI NORMATIVI In ogni caso esse devono essere progettate, realizzate e collaudate in base ai principi generali desumibili dalle normative vigenti: •

Legge 1086/71 (norme per la disciplina delle opere di conglomerato cementizio armato, normale e precompresso, ed a struttura metallica);

•

Legge 64/74 (provvedimenti per le costruzioni con particolari prescrizioni per le zone sismiche);

•

DM 14/9/06 “Norme tecniche per le costruzioni”.

In particolare le strutture di sostegno devono essere calcolate per resistere alle sollecitazioni di carico permanente costituite da: •

peso delle strutture, che dipende dalle dimensioni e dai materiali costituenti i profilati e la bulloneria;

•

peso delle zavorre, che dipende dalle dimensioni e dal materiale costituente;

•

peso dei moduli, che viene generalmente fornito dal costruttore

e per resistere alle sollecitazioni dovute a sovraccarichi quali: •

carico da neve, uniformemente distribuito, che agisce in direzione verticale e dipendente da: o

valore di riferimento del carico di neve al suolo (zona, altitudine);

o

coefficiente di forma (tipo di struttura: a una o più falde, cilindrica, con discontinuità di quota, con elementi piani verticali);

o

spinta del vento, di regola orizzontale, che esercita sulle strutture pressioni agenti normalmente alle superfici della struttura e dipendente da:

o

pressione cinetica di riferimento (zona, altitudine);

o

coefficiente di esposizione (altezza della struttura dal suolo, rugosità e topografia del terreno, esposizione del sito);

o

coefficiente di forma (tipo di struttura: piana, a falde inclinate o curve, a copertura multipla, tettoia, pensilina isolata);

o

coefficiente dinamico (forma e dimensioni struttura).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 12 - Criteri di progettazione della struttura di sostegno 12.2 - Riferimenti normativi

o

effetti sismici sulla struttura, consistenti in forze orizzontali e verticali (correlate al coefficiente di sismicità) distribuite sulla struttura proporzionalmente alle singole masse.

Le verifiche progettuali devono essere effettuate ed asseverate da un tecnico abilitato, combinando le condizioni di carico nel modo più sfavorevole.

In particolare per le strutture a cavalletto, occorrerà effettuare la verifica al ribaltamento e la verifica degli elementi della struttura, superficie di appoggio e ancoraggi.

Riguardo alle strutture per l’integrazione o il retrofit, non soggette all’azione del vento ribaltante, sarà sufficiente effettuare la verifica degli elementi della struttura, delle superfici di appoggio e degli ancoraggi. Si evidenzia che nel caso di montaggio su struttura edile preesistente, è necessario avere il parere favorevole del progettista di tale struttura o comunque di un tecnico abilitato.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 13 - Documentazione 13.1 - Documentazione di progetto

13 - DOCUMENTAZIONE Il presente capitolo elenca e descrive quali informazioni sono necessarie alla valutazione ed esecuzione dell’impianto in conformità alla normativa, sulla base delle prestazioni richieste e delle condizioni ambientali assegnate.

13.1 - DOCUMENTAZIONE DI PROGETTO La documentazione di progetto è l’insieme degli studi (guida CEI 0-2) che hanno determinato le informazioni necessarie alla valutazione ed esecuzione dell’impianto in conformità alla regola d’arte, sulla base delle prestazioni richieste e delle condizioni ambientali assegnate.

Si articola in: •

•

Progetto preliminare: o

Individua i dati di dimensionamento dell’impianto ed i costi globali;

o

fissa l’architettura impiantistica generale del sistema;

o

Individua le caratteristiche dei componenti principali di sistema;

o

Indica i componenti accessori, comprese linee elettriche, opere civili, messa a terra, ecc.

o

Inserisce il lay-out d’impianto nel contesto ambientale anche ai fini della DIA o dell’autorizzazione unica alla costruzione e all’esercizio.

Progetto definitivo o

fissa configurazioni d’impianto, lay-out e caratteristiche di tutti i componenti il sistema in modo univoco e tale da non indurre l’installatore ad eseguire modifiche o aggiunte arbitrarie non dettate da inderogabili sopraggiunte necessità.

Tutti i componenti, comprese linee elettriche, opere civili accessorie, messa a terra, ecc., saranno quindi, in sede di progetto definitivo, determinati in tipologia, dimensioni, numero e costo.

•

Progetto esecutivo o

definisce completamente ed in ogni particolare impiantistico l’intervento da realizzare.

o

stabilisce il dettaglio, in termini qualitativi e quantitativi, del sistema e dei suoi componenti ed opere.

Il grado di dettaglio e di definizione è tale da rispondere alle esigenze dell’installatore, senza richiedere ulteriori valutazioni e calcoli.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 13 - Documentazione 13.2 - Schema elettrico

•

Progetto as-built che consistente in: progetto elettrico as built dell’impianto FV (esecutivo con varianti); manuale di uso e manutenzione; certificazione rilasciata da un laboratorio accreditato circa la conformità

alle norme dei moduli e dell’inverter alle norme, certificati di garanzia relativi alle apparecchiature installate; garanzia sull’intero sistema e sulle prestazioni di funzionamento; dichiarazione attestante l’esito di verifiche tecniche effettuate; dichiarazione di conformità dell’impianto alla regola dell’arte (ai sensi

dell’art. 7, comma 1, del D.M. 22.01.2008 n.37) certificato di collaudo (impianti in conto energia).

Generalmente, nelle fasi della progettazione viene inclusa la scheda tecnica di impianto.

La scheda tecnica dell’impianto è sottoscritta da un progettista o professionista iscritto all’albo che si assume delle responsabilità di progettazione e realizzazione.

Essa riassume le principali caratteristiche dell’impianto:

ubicazione;

potenza nominale;

tensione in corrente continua in ingresso al gruppo di conversione;

tensione in corrente alternata in uscita dal gruppo di conversione;

caratteristiche moduli;

caratteristiche gruppo di conversione;

produzione annua attesa.

13.2 - SCHEMA ELETTRICO Lo schema elettrico può essere unifilare o bifilare, e mostra le principali relazioni o connessioni fra i componenti. Contiene le informazioni relative a: •

tensione, corrente e potenza nei vari punti dell’impianto;

•

dati nominali dei componenti elettrici principali;

•

sistema di protezione elettrica;

•

circuiti di commando e segnalazione;

•

contabilizzazione dell’energia elettrica;

•

numero di stringhe, di moduli per stringa e quadri di campo; A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 13 - Documentazione 13.2 - Schema elettrico

•

numero di inverter e modalità di collegamento delle uscite degli inverter;

•

eventuali dispositivi di protezione lato DC e AC esterni all’inverter;

•

punto di collegamento alla rete di utente con eventuali dispositivi di protezione della rete di utente;

•

contatori per la misura dell’energia prelevata/immessa.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.1 - Il decreto Conto Energia

14 - L’INCENTIVAZIONE DEL FOTOVOLTAICO Il capitolo approfondisce i provvedimenti di incentivazione statale all'installazione di impianti fotovoltaici: vengono presentati la normativa di riferimento, il meccanismo di quantificazione delle tariffe incentivanti ed i relativi casi di applicazione.

14.1 - IL DECRETO CONTO ENERGIA E’ stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il Quarto Conto Energia, che regola gli incentivi per gli impianti solari fotovoltaici dal 1 giugno 2011 fino alla fine del 2016.

E’ prevista una diminuzione progressiva delle tariffe incentivanti della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici che entrano in esercizio successivamente al 31 maggio 2011, diminuzione che, scrivono nel decreto, “da un lato, miri ad un allineamento graduale dell’incentivo pubblico con i costi delle tecnologie, in linea con le politiche adottate nei principali paesi europei e, dall’altro, mantenga stabilità e certezza sul mercato.”

L’obiettivo indicativo di potenza installata a livello nazionale è di circa 23.000 MW, corrispondente ad un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi stimabile tra 6 e 7 miliardi di euro.

Il testo prevede un sistema di regolazione automatica del livello degli incentivi in relazione alla potenza installata che entrerà a regime a partire dal 2013.

Rimane confermata l’erogazione dell’incentivo dal momento dell’entrata in esercizio dell’impianto, con la garanzia del rispetto dell’iter di connessione da parte del gestore di rete.

Sono ancora previsti premi aggiuntivi fino al 30% della tariffa per uso efficiente dell’energia; è stato fissato a 5 centesimi di euro/kWh il premio aggiuntivo per gli impianti installati in sostituzione di coperture contenenti amianto.

Impianti solari fotovoltaici Per gli impianti solari fotovoltaici, le tariffe sono differenziate per due gruppi di impianti: 1 – Impianti sugli edifici 2 – Altri impianti fotovoltaici (per esempio gli impianti a terra).

E sono suddivise per 6 classi di potenza: 1- da 1 a 3 kW 2- da 3 a 20 kW 3- da 20 a 200 4- da 200 a 1000 5- da 1000 a 5000 6- oltre 5000 kW.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.2 - Il meccanismo dell’incentivazione in “conto energia”

Sono maggiormente incentivati gli impianti su edifici, in particolare i più piccoli.

Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica.

Dal secondo semestre 2013 si applicheranno riduzioni programmate rispetto alle tariffe vigenti nel semestre precedente: nel secondo semestre 2013 la riduzione sarà del 9%, nel primo semestre 2014 del 13% e altrettanto nel secondo, nel 2015 la tariffa si ridurrà del 15% nel primo semestre e di un ulteriore 15% nel secondo semestre; nel 2016 del 30% nel primo e di un altro 30% nel secondo.

14.2 - IL MECCANISMO DELL’INCENTIVAZIONE IN “CONTO ENERGIA” Il meccanismo dell’incentivazione in “conto energia” consiste nell’erogazione di un corrispettivo commisurato all’elettricità prodotta dagli impianti, sulla base di tariffe incentivanti.

Le risorse per l'erogazione delle tariffe incentivanti trovano copertura nel gettito della componente tariffaria A3 (della ‘bolletta’ pagata dal consumatore).

Valgono le seguenti regole di base: 1. Sono incentivati gli impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica, con potenza inferiore di almeno 1 kW e senza alcun limite superiore, (dal 2007 non è più fissato un limite superiore); 2. Beneficiari (soggetti responsabili) sono: Persone fisiche, Persone giuridiche, Soggetti pubblici, Condomini di unità abitative e/o di edifici 3. Le tariffe, che rimangono invariate per i 20 anni di incentivazione, sono stabilite dalla normativa e fissate dall’AEEG; 4. Non è possibile modificare il sito indicato nella domanda; 5. È incentivata tutta l’energia prodotta, sia che si scelga la cessione in rete, sia che si usufruisca dello scambio sul posto (in questo caso ovviamente si godrà anche del relativo risparmio sulla bolletta elettrica).

Il ruolo del GSE •

• • •

•

Verifica (dopo ultimazione e messa in esercizio dell’impianto) le domande di ammissione all’incentivazione; Comunica gli esiti delle valutazioni; Eroga gli incentivi ventennali; Gestisce il servizio di scambio sul posto e quello di cessione/ritiro dell’energia, acquisendo l’energia dal soggetto responsabile e cedendola al gestore della rete; Effettua verifiche sugli impianti in costruzione e in esercizio.

14.3 - GLI IMPIANTI CHE POSSONO BENEFICIARE DEL CONTO ENERGIA Nel decreto vengono definite 3 tipologie di impianto: •

Impianti fotovoltaici “non integrati” A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.3 - Gli impianti che possono beneficiare del Conto Energia

• •

Impianti fotovoltaici “parzialmente integrati” Impianti fotovoltaici “con integrazione architettonica”

Impianti fotovoltaici “non integrati” Gli impianti fotovoltaici sono considerati “non integrati” quando i moduli sono installati: • •

a terra; in modo non complanare alle superfici su cui sono fissati, sia che si tratti di elementi di arredo urbano e viario (incluse barriere acustiche, pensiline, pergole, tettoie), che di tetti (solo nel caso di tetti a falda) o facciate di edifici.

Sono comprese in questa tipologia anche le coperture di parcheggi, i lampioni (sempre se in connessione a rete, quindi senza batterie), i sistemi a inseguimento installati a terra.

Esempi di impianti fotovoltaici “non integrati”

Impianti fotovoltaici “parzialmente integrati” Gli impianti sono “parzialmente integrati” quando i moduli, non sostituendo i materiali che costituiscono le superfici di appoggio, sono installati su tetti piani e terrazze di edifici e fabbricati (anche su file parallele coi moduli inclinati e quindi non complanari al tetto. Se c’è una balaustra intorno al tetto, i moduli devono essere installati con un’inclinazione tale che la quota corrispondente alla metà dell’altezza dei moduli non superi l’altezza della balaustra) in modo complanare: • alle superfici degli edifici su cui sono fissati (tetti a falda, coperture, facciate, balaustre, parapetti); • agli elementi di arredo urbano e viario (coperture parcheggi, fermate autobus, lampioni fotovoltaici senza accumulatori, pensiline).

Esempi di impianti fotovoltaici “parzialmente integrati”

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.4 - Tabelle degli incentivi fotovoltaici

Impianti fotovoltaici “con integrazione architettonica” Gli impianti fotovoltaici sono detti “con integrazione architettonica” se: i moduli sostituiscono i materiali di rivestimento di tetti, coperture, facciate di edifici e fabbricati, avendo quindi la stessa inclinazione e funzionalità architettonica, così pure di strutture accessorie dei fabbricati od anche di elementi e strutture di arredo viario, ecc.

Esempi di impianti fotovoltaici “con integrazione architettonica”

14.4 - TABELLE DEGLI INCENTIVI FOTOVOLTAICI Essendo molte le variabili prese in considerazione dal Quarto conto energia, è più chiaro presentare gli incentivi attraverso le tabelle riassuntive rese note dal Ministero dello Sviluppo Economico e che ripubblichiamo qui sotto. A sinistra delle prime quattro tabelle troviamo le sei classi di grandezza in cui sono stati suddivisi gli impianti (quelli a livello familiare rientreranno principalmente nella seconda categoria, dai 3 ai 20 kW), nella parte superiore delle tabelle vi sono gli intervalli di tempo suddivisi per le due tipologie di impianti (edifici e altri impianti fotovoltaici):

Tariffe incentivi fotovoltaici per l’anno 2011 valide per i mesi di giugno, luglio e agosto 2011

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.4 - Tabelle degli incentivi fotovoltaici

Tariffe incentivi fotovoltaici 2011 per i mesi da settembre a dicembre 2011

Tariffe impianti fotovoltaici per l’anno 2012 (sia primo che secondo semestre)

Tariffe incentivi fotovoltaici per anno 2013 – primo semestre A decorrere dal primo semestre 2013, le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull’energia immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.5 - Incentivi per impianti fotovoltaici con caratteristiche innovative

Tariffe incentivi a partire dal secondo semestre 2013 fino al 2016 Le riduzioni di incentivi programmate per i semestri successivi sono individuate nella seguente Tabella 5 e sono applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente.

Le tariffe di ciascun semestre possono essere ulteriormente ridotte rispetto a quanto previsto dalla tabella 5 sulla base del costo annuo imputabile agli impianti che entrano in esercizio nel periodo di osservazione. La riduzione aggiuntiva eventualmente applicata è stabilita, con una formula proporzionale, nel solo caso in cui il costo annuo della potenza installata nel periodo di osservazione risulti maggiore al costo indicativo annuo della potenza obiettivo del semestre precedente.

14.5 - INCENTIVI PER IMPIANTI FOTOVOLTAICI CON CARATTERISTICHE INNOVATIVE Tariffe diverse sono previste per gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, tra 1 kW e 5 MW, che utilizzano moduli “non convenzionali e componenti speciali, sviluppati specificatamente per integrarsi e sostituire elementi architettonici”. Per capire nel dettaglio quali impianti fotovoltaici integrati potranno considerarsi con caratteristiche integrative, entro il 30 giugno 2011 il GSE aggiornerà la guida specifica.

Per questa particolare tipologia di impianti, tra 1 e 20 kW, la tariffa diminuirà dai 0,427 €/kWh del 2011 ai 0,410 del secondo semestre 2012; dal 2013 vi sarà il sistema con tariffe onnicomprensive.

14.6 - TABELLE DEGLI INCENTIVI PER I FV INNOVATIVI Tariffe per l’anno 2011 per gli impianti con caratt. innovative che entrano in esercizio a decorrere dal 1° giugno 2011 – tabella 6

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 14 - L’incentivazione del fotovoltaico 14.6 - Tabelle degli incentivi per i FV innovativI

Tariffe per l’anno 2012 per gli impianti con caratt. innovative – tabella 7

TARIFFE PER L’ANNO 2013 e per i periodi successivi per gli impianti con caratt. innovative Anche per questo tipo di impianti fotovoltaici, dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull’energia immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica.

Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 8.

Le riduzione programmate per i semestri successivi sono applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente – tabella 9

INCENTIVI PER IMPIANTI A CONCENTRAZIONE Ultima categoria incentivata è quella degli impianti a concentrazione. Per un impianto tra 1 e 200 kW, la tariffa diminuirà da 0,359 €/kWh del 2011 a 0,345 €/kWh del secondo semestre 2012; dal 2013 scatterà il sistema con tariffe onnicomprensive.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 15 - La connessione degli impianti alla rete 15.1 - Deliberazione 23 luglio 2008 - ARG/elt 99/08

15 - LA CONNESSIONE DEGLI IMPIANTI ALLA RETE Vengono qui elencati i punti salienti della delibera che stabilisce le condizioni tecniche ed economiche per la connessione degli impianti fotovoltaici alla rete elettrica ed i corrispettivi previsti.

15.1 - DELIBERAZIONE 23 LUGLIO 2008 - ARG/ELT 99/08 La delibera raccoglie il “Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche (Testo integrato delle connessioni attive” – TICA) insieme al suo Allegato A”. Essa a decorrere dall’1 gennaio 2009 è andata a sostituire le deliberazioni n. 281/05 e n. 89/07.

I punti più significativi della norma che regola la connessione degli impianti fotovoltaici alla rete di distribuzione sono riassunti qui di seguito.

Le richieste di connessione devono essere presentate (art.3 dell’allegato A): •

per potenze inferiori a 10.000 kW, all’impresa distributrice locale;

•

per potenze superiori a 10.000 kW a Terna (il gestore della rete di trasmissione nazionale).

All’atto della presentazione della richiesta, il richiedente è tenuto a versare a Terna o all’impresa distributrice un corrispettivo per l’ottenimento del preventivo pari a: •

100 euro per potenze in immissione richieste fino a 50 kW;

•

200 euro per potenze in immissione richieste superiori a 50 kW e fino a 100 kW;

•

500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 100 kW e fino a 500 kW;

•

1.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 500 kW e fino a 1.000 kW;

•

2.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 1.000 kW.

Il servizio di connessione è erogato in bassa tensione per potenze in immissione richieste fino a 100 kW, mentre è erogato in media tensione per potenze in immissione richieste fino a 6.000 kW. La realizzazione e la gestione della connessione è effettuata nel rispetto delle regole tecniche di connessione adottate dalle imprese distributrici conformemente alle disposizioni dell’Autorità e alle norme e guide tecniche del CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 15 - La connessione degli impianti alla rete 15.2 - Il Corrispettivo per la connessione

15.2 - IL CORRISPETTIVO PER LA CONNESSIONE Il corrispettivo di impianti alimentati da fonti rinnovabili, ovvero cogenerativi ad alto rendimento (art.10 dell’allegato A), espresso in euro, è il minor valore tra: A = CPA * P + CMA * P * DA + 100 oppure: B = CPB* P + CMB * P * DB + 6000 dove: •

CPA = 35 €/kW

•

CMA = 90 €/(kW⋅ km)

•

CPB = 4 €/kW

•

CMB = 7,5 €/ (kW⋅ km)

Con: •

P = potenza ai fini della connessione (maggiore valore tra zero e la differenza tra la potenza in immissione richiesta e la potenza già disponibile per la connessione)espressa in kW

•

DA = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione media/bassa tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km

•

DB = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione alta/media tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km.

Inoltre la delibera prevede: •

Priorità di trattamento per le richieste di connessione di impianti da fonte rinnovabile e cogenerativi ad alto rendimento;

•

Procedure sostitutive in caso d’inerzia, da parte del gestore di rete, per la connessione di impianti alimentati da fonte rinnovabile.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.1 - Il meccanismo di SSP

16 - LO SCAMBIO SUL POSTO (SSP) Il capitolo approfondisce le caratteristiche e le condizioni relative al regime di "Scambio su posto", presentandone definizioni, procedure, modalità e regole tecniche.

16.1 - IL MECCANISMO DI SSP Lo SSP – Servizio di Scambio sul Posto - è un servizio che permette all’utente una particolare forma di autoconsumo in sito, consentendo che l’energia prodotta possa essere prelevata dalla rete e consumata in un momento successivo”. In altri termini il SSP è un sistema che consente al soggetto titolare di un impianto fotovoltaico, di immagazzinare virtualmente l’energia autoprodotta e di riprelevarla quando si rende necessaria.

Lo scambio sul posto è oggi regolato dalla Delibera 74/08 - Deliberazione 3 giugno 2008 - ARG/elt 74/08 “Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnicoeconomiche per lo scambio sul posto” (TISP) e dall’aggiornamento del Gennaio 2009 dal DM 18 Dicembre 2008 (MSE) e dalla delibera ARG/elt/ 1/09 (Gennaio 2009).

La legislazione prevede che ll servizio di scambio sul posto venga regolato su base economica dal GSE in forma di contributo associato alla valorizzazione a prezzi di mercato dell’energia scambiata con la rete.

A decorrere dal 1° gennaio 2009, a seguito dell’emanazione della Deliberazione n.

74/2008, l’AEEG, nell’ottica dello SSP di porsi quale elemento equalizzatore della domanda e dell’offerta energetica, ha cambiato le precedenti (Deliberazione dell’AEEG n. 28 del 2006) modalità e condizioni tecnico-economiche che regolavano lo SSP, prevedendo una diversa gestione e una diversa riattribuzione all’utente dell’energia dallo stesso autoprodotta.

In particolare, muovendo dalla considerazione che non vi è coincidenza tra il momento in cui l’energia viene prodotta e quello in cui viene consumata, l’Aeeg ha fissato nuovi adempimenti in ordine all’immissione in rete dell’energia prodotta mediante impianti fotovoltaici.

In sostanza il SSP è stato così ristrutturato: 1. l’utente conferisce l’energia prodotta nel sistema elettrico gestito da GSE; 2. GSE riceve l’energia e la vende sul mercato; 3. l’utente acquista l’energia necessaria presso l’impresa fornitrice (Enel, Acea,….) pagando il relativo corrispettivo; 4. GSE corrisponde all’utente un “Contributo in conto scambio” allo scopo di rimborsarlo di un costo, quello per l’acquisto dell’energia, che in realtà non avrebbe dovuto sostenere nei limiti dell’energia autoprodotta.

Tale contributo sarà quantificato in misura pari al minore tra il controvalore dell’energia conferita e il valore dell’energia prelevata su fornitura e sarà al netto dell’Iva pagata.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.2 - Procedure per lo SSP dell’energia elettrica (art. 3, all. A)

Il servizio di scambio sul posto manifesta appieno i propri vantaggi qualora, su base annua, il consumo di energia elettrica risulti mediamente pari o superiore alla produzione. In caso contrario è consigliabile optare per la vendita dell’energia elettrica immessa in rete. In particolare questo servizio, che si applica per gli impianti di potenza fino a 200 kWalimentati da fonti rinnovabili è disciplinato dalle seguenti regole: •

è consentito utilizzare la rete elettrica a bassa tensione come un sistema di accumulo, immettendo l’energia prodotta nelle ore d’insolazione in eccesso rispetto ai propri consumi e prelevando nelle ore di buio o di scarsa insolazione l’energia necessaria ai propri consumi;

•

sono superati tutti gli adempimenti legati all’accesso e all’utilizzo della rete elettrica e quelli fiscali legati al valore economico dell’energia scambiata;

•

lo scambio sul posto è alternativo alla vendita di energia elettrica pertanto l’energia immessa in rete, se si è optato per lo scambio sul posto, non può essere venduta;

•

è possibile avvalersi dello scambio sul posto solo se il punto di immissione e di prelievo dell’energia elettrica coincidono (fanno eccezione i piccoli comuni).

La disciplina dello scambio sul posto si applica (dal 1° gennaio 2009) a: •

impianti di produzione da cogenerazione ad alto rendimento con potenza fino a 200 kW;

•

impianti di produzione da fonti rinnovabili: o

fino a 20 kW per gli impianti realizzati sino al 31 Dicembre 2007

o

sino a 200 kW per gli impianti realizzati a partire dal 1° Gennaio 2008 (La legge 24.12.2007 n° 244 – legge finanziaria 2008 - ha esteso a 200 kW la potenza massima fino a cui gli impianti alimentati a fonti rinnovabili potranno accedere allo scambio sul posto. Tale norma è diventata operativa dopo la pubblicazione del decreto attuativo del 18 dicembre 2008 e della relativa delibera -ARG/elt 1/09- che hanno ridefinito le regole e le modalità per usufruire di questo servizio).

Le modalità di gestione dello scambio sul posto sono esplicitate nell’Allegato A alla Delibera ARG/elt 74/08 dell’AEEG. Esso disciplina le modalità e le condizioni economiche per lo scambio sul posto dell’energia elettrica ai sensi dell’articolo 6 del decreto legislativo n. 387/03 e dell’articolo 6, comma 6, del decreto legislativo n. 20/07.

L’utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquisto (contatore) riferito all’energia elettrica prelevata sul punto di scambio.

16.2 - PROCEDURE PER LO SSP DELL’ENERGIA ELETTRICA (ART. 3, ALL. A) Il soggetto che intende avvalersi dello scambio sul posto presenta istanza al GSE e, per conoscenza, all’impresa di vendita con cui regola i prelievi di energia elettrica.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.3 - Modalità di erogazione dello SSP (all. A alla Delibera 74/08)

Il GSE stipula con il soggetto che intende avvalersi dello scambio sul posto la convenzione per la regolazione dello scambio sul posto e le relative tempistiche secondo uno schema di convenzione definito dal medesimo GSE. La convenzione è di durata annuale solare e tacitamente rinnovabile. Inoltre, taleconvenzione sostituisce i normali adempimenti relativi all’immissione di energia elettrica, ma non sostituisce gli adempimenti relativi all’acquisto dell’energia elettrica prelevata. Pertanto, la regolazione economica dei prelievi di energia elettrica avviene secondo le modalità previste dalla regolazione vigente.

Ai fini dell’applicazione delle disposizioni di cui prima, nonché ai fini della gestione tecnica, economica ed amministrativa dello scambio sul posto, il GSE ha predisposto un apposito portale informatico.

16.3 - MODALITÀ DI EROGAZIONE DELLO SSP (ALL. A ALLA DELIBERA 74/08) L’utente dello scambio è tenuto a: 1. nei casi di centrali ibride, trasmettere al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, le quantità e le energie primarie associate a tutti i combustibili utilizzati nel corso dell’anno precedente; 2. nei casi di impianti di cogenerazione ad alto rendimento, trasmettere al GSE, entro il 31 marzo di ogni anno, i dati e le informazioni necessarie ai fini della verifica della condizione di cogenerazione ad alto rendimento, secondo quanto previsto dall’articolo 4 della deliberazione n. 42/02; 3. consentire l’accesso all’impianto e alle relative infrastrutture al GSE per l’espletamento delle attività di verifica e controllo previste dall’articolo 7 della delibera.

Nella pratica, l’utente continua a pagare la bolletta della società di distribuzione che fattura l’energia prelevata dalla rete (la bolletta è più ‘leggera’ per via del fatto che un po’ dell’energia prodotta dall’impianto viene autoconsumata istantaneamente).

Entro il 31 marzo di ogni anno, le imprese di vendita trasmettono al GSE, tramite il portale informatico i seguenti dati e informazioni, su base annuale solare e relativi a ciascun utente dello scambio: 1. la tipologia di utenza ai sensi dell’articolo 2, comma 2.2, del Testo Integrato Trasporto; 2. le informazioni necessarie alla regolazione dei servizi di trasporto, ai sensi del Testo Integrato Trasporto, e di dispacciamento (attività di gestione e monitoraggio dei flussi elettrici in termini di equilibrio, continuità e sicurezza, effettuata da Terna), ai sensi della deliberazione n. 111/06; 3. l’onere sostenuto dall’utente dello scambio, espresso in €, per l’approvvigionamento dell’energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di dispacciamento, al netto delle imposte (OPR), relativo all’anno precedente.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.4 - Cos’è il “Contributo in Conto Scambio”

16.4 - COS’È IL “CONTRIBUTO IN CONTO SCAMBIO” È l’ammontare, espresso in euro e determinato dal GSE ai sensi del provvedimento richiamato, che garantisce al più l’equivalenza tra quanto pagato dall’utente dello scambio, limitatamente alla quantità di energia elettrica prelevata, ed il valore dell’energia elettrica immessa in rete per il tramite di un punto di scambio.

“L’energia elettrica immessa” è l’energia elettrica effettivamente immessa nella rete con obbligo di connessione di terzi aumentata di un fattore percentuale (come vedremo più avanti), nel caso di punti di immissione in bassa tensione ed in media tensione, secondo le stesse modalità previste dall’articolo 12, comma 12.6, lettera a), della deliberazione n. 111/06; “L’energia elettrica prelevata” è l’energia elettrica effettivamente prelevata dalla rete con obbligo di connessione di terzi aumentata di un fattore percentuale, secondo le stesse modalità previste dall’articolo 12, comma 12.6, lettera b), della deliberazione n. 111/06; “L’energia elettrica scambiata” è, relativamente ad un anno solare, il valore minimo tra il totale dell’energia elettrica immessa e il totale dell’energia elettrica prelevata per il tramite del punto di scambio.

Lo scambio di energia in grafico in blu: generazione oraria media da fototovoltaico (kWh) in rosso: carico elettrico medio orario (kWh) in verde: energia auto consumata.

16.5 - CALCOLO DEL CONTRIBUTO PER LO SSP (ALL. A, DELIBERA 74/08) Il GSE, ai fini del calcolo del contributo per lo scambio sul posto CS associa all’energia elettrica immessa un controvalore economico CEi, espresso in Euro pari al prodotto tra la quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario - prezzo A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.5 - Calcolo del contributo per lo SSP (All. A, Delibera 74/08)

di vendita dellâ&#x20AC;&#x2122;energia per la zona in cui lâ&#x20AC;&#x2122;impianto è collegato alla rete - moltiplicando ancora per un coefficiente che serve a differenziare la connessione in BT-1,108 - da quella in MT-1,051 (di cui allâ&#x20AC;&#x2122;articolo 30, comma 30.4, lettera b), della deliberazione n.

111/06): Cei = Ei * K * Pzonale orario Il GSE calcola poi, per ciascun utente dello scambio, il valore CUS, espresso in â&#x201A;Ź c / kWh, che corrisponde alla parte unitaria variabile dellâ&#x20AC;&#x2122;onere sostenuto dal medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasporto , distribuzione, dispacciamento e degli oneri di sistema; calcolato sommando algebricamente la quota energia dei corrispettivi previsti rispettivamente dal Testo Integrato Trasporto e dalla deliberazione n. 111/06. Tale calcolo esclude la componente MCT e, solo nel caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili, include le componenti tariffarie A e UC (oneri generali di sistema). Nel caso in cui i valori unitari di cui al presente comma siano aggiornati nel corso dellâ&#x20AC;&#x2122;anno solare, il GSE ne considera la media aritmetica ai fini del presente provvedimento.

Il GSE calcola, per ciascun utente dello scambio, la parte energia OE , espressa in â&#x201A;Ź, dellâ&#x20AC;&#x2122;onere economico sostenuto dal medesimo utente per lâ&#x20AC;&#x2122;acquisto dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica prelevata, calcolata sottraendo allâ&#x20AC;&#x2122;onere OPR (onere sostenuto dallâ&#x20AC;&#x2122;utente dello scambio, espresso in â&#x201A;Ź, per lâ&#x20AC;&#x2122;approvvigionamento dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di dispacciamento, al netto delle imposte relativo allâ&#x20AC;&#x2122;anno precedente) gli oneri associati ai servizi di trasporto e di dispacciamento comprensivi delle relative componenti fisse, ove presenti, nonchĂŠ gli oneri generali e gli oneri corrispondenti allâ&#x20AC;&#x2122;applicazione della componente tariffaria MCT. E infine GSE calcola, per ciascun utente dello scambio, il contributo in conto scambio CS,espresso in â&#x201A;Ź, pari alla somma di due termini: â&#x20AC;˘

minor valore tra il termine CEi e il termine OE

â&#x20AC;˘

prodotto tra il termine CUS e lâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica scambiata Escambiata # $% &''( ¡ ) ¡ *+ (,&. -(- , .% / 0# ¡ %'1( 2 (3(

Questo calcolo vale se è: CEi < OE Nel caso in cui, CEi > OE : la differenza CEi - OE viene riportata a credito per gli anni solari successivi a quello a cui è riferita, oppure regolata allâ&#x20AC;&#x2122;utente dal GSE secondo le regole del ritiro dedicato. Tale credito, o parte di esso, viene sommato dal GSE al termine CEi solo negli anni in cui il medesimo termine CEi sia inferiore al termine OE e comunque, ogni anno, nei limiti del valore del termine OE. In sintesi, per il calcolo del contributo in conto scambio CS: se CEi < OE allora CS = min (CEi ,OE) + CUS * E scambiata ovvero il contributo in conto scambio, in tal modo, garantisce allâ&#x20AC;&#x2122;utente un importo dato dalla somma di due contributi: una â&#x20AC;&#x153;quota energiaâ&#x20AC;? e una â&#x20AC;&#x153;quota serviziâ&#x20AC;? se CEi > OE allora viene riportata a credito per gli anni solari successivi oppure â&#x20AC;&#x153;pagataâ&#x20AC;? la differenza (CEi - OE) dove sono: o CEi = controvalore dellâ&#x20AC;&#x2122;energia elettrica immessa = Ei * K * P zonale orari (del.111/06 â&#x20AC;&#x201C; art.30, comma 30.4 lettera b);

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 16 - Lo scambio sul posto (SSP) 16.5 - Calcolo del contributo per lo SSP (All. A, Delibera 74/08)

o OE = OPR - CUS (OE , espressa in €, è la parte energia dell’onere sostenuto dall’utente per l’acquisto dell’energia elettrica prelevata); o OPR = onere sostenuto dall’utente per l’approvvigionamento dell’energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi a trasporto e dispacciamento, al netto delle imposte; o CUS (c€/kWh), è la parte unitaria variabile dell’onere sostenuto dall’utente per il pagamento dei servizi di trasporto, dispacciamento, distribuzione e oneri di sistema (per un utente domestico in BT vale 4,72 c€/kWh e 2,781 c€ per un utente in MT); o Energia scambiata = min (Ei,Ep); o Ei = energia immessa; o Ep = energia prelevata Regole tecniche per lo scambio sul posto Per un’informazione dettagliata sulle regole e sulle modalità di calcolo dello Scambio sul Posto bisogna far riferimento al documento GSE “DISCIPLINA DELLO SCAMBIO SUL POSTO - Regole tecniche - Determinazione del contributo in conto scambio ai sensi dell’articolo 10 del TISP”. che permette di valutare: • i corrispettivi per i servizi di distribuzione, trasmissione e misura dell’energia elettrica prelevata; • i corrispettivi per il servizio di dispacciamento in prelievo; • gli oneri generali di sistema. e fornisce i modelli di calcolo per la determinazione del contributo in conto scambio (Cs) ai sensi dell’articolo 10 del TISP.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 17 - La messa in opera dell’impianto 17.1 - Le fasi principali della realizzazione di un impianto fotovoltaico

17 - LA MESSA IN OPERA DELL’IMPIANTO Nel presente capitolo vengono sintetizzate le fasi per la posa in opera, il colaudo e la messa in servizio di un impianto fotovoltaico, a partire dalle relative disposizioni normative.

17.1 - LE FASI PRINCIPALI DELLA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO 1. Chi intende realizzare un impianto (che sarà poi il soggetto responsabile dell’impianto) si rivolge a un progettista o a una ditta installatrice specializzata per l’elaborazione di un progetto preliminare e di un preventivo economico dell’impianto. E’ consigliabile che tale fase comprenda un accurato sopralluogo sul sito d’installazione da parte del progettista o della ditta installatrice. La produzione di energia da un impianto fotovoltaico, infatti, dipende molto dalla corretta

installazione

dell’impianto

ovvero

dall’ottimale

esposizione

all’irraggiamento solare.

2. Il soggetto responsabile deve informarsi presso l’ufficio comunale competente sull’iter autorizzativo da seguire e richiedere le autorizzazioni previste e il permesso di costruzione dell’impianto.

3. Il soggetto responsabile deve inoltrare al gestore di rete locale (Enel, A2A, Hera, ecc.) il progetto preliminare dell’impianto e richiedere al medesimo gestore la connessione dell’impianto alla rete. Nel caso di realizzazione di impianti di potenza non superiore a 200 kW, il soggetto responsabile deve precisare se intende avvalersi o meno del servizio di scambio sul posto per l’energia elettrica prodotta.

4. Il gestore di rete elettrica locale comunica al soggetto responsabile dell’impianto il punto di allaccio alla rete, unitamente al preventivo economico e ai tempi di realizzazione.

5. Il soggetto responsabile deve accettare il preventivo e stipulare il contratto con il gestore di rete locale.

6. Il soggetto responsabile, dopo avere realizzato l’impianto, inoltra al gestore di rete locale la comunicazione di conclusione dei lavori.

7. Per gli impianti maggiori di 20 kW il soggetto responsabile deve presentare all’Ufficio Tecnico di Finanza (UTF) competente la denuncia dell’apertura dell’officina elettrica; non risulta invece necessario presentare all’UTF la denuncia dell’apertura dell’officina elettrica se l’impianto immette tutta

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 17 - La messa in opera dell’impianto 17.2 - Iter autorizzativo e autorizzazione unica

l’energia prodotta nella rete (circolare 17/D del 28 maggio 2007 dell’Agenzia delle Dogane: disposizioni applicative del Dlgs 2 febbraio 2007, n. 26).

8. Il gestore di rete locale provvede ad allacciare l’impianto alla rete elettrica.

17.2 - ITER AUTORIZZATIVO E AUTORIZZAZIONE UNICA Il D.Lgs. n. 387 del 29/12/2003, all’art. 12, stabilisce che la costruzione e l’esercizio degli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono soggetti ad una autorizzazione unica (rilasciata dalla regione o altro soggetto istituzionale delegato dalla regione) a seguito di un procedimento della durata massima di 180 giorni, nel rispetto delle norme in materia ambientale, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico.

COSA HA DETTO IL DECRETO 19 FEBBRAIO 2007 In merito agli aspetti autorizzativi, relativamente agli impianti fotovoltaici, il DM 19 febbraio 2007 ha a suo tempo precisato che: •

gli impianti di potenza non superiore a 20 kW e gli impianti parzialmente o totalmente integrati non sono considerati “industriali” e non sono quindi soggetti alla verifica ambientale regionale (screening VIA), purché non ubicati in aree protette;

•

qualora sia necessaria l’acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo comunque denominato, l’acquisizione di questo provvedimento sostituisce il procedimento unico di cui all’art. 12 del D.Lgs 387/2003;

•

per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione è sufficiente la dichiarazione di inizio attività (DIA);

•

per gli impianti da realizzarsi in aree classificate agricole, non è necessaria la variazione di destinazione d’uso dei siti (Art. 5, comma 9 del decreto 2007)

LA CONFERENZA UNIFICATA Il D.Lgs. n. 387 prevedeva anche che in una Conferenza Unificata, su proposta del Ministro delle Attività Produttive (ora dello Sviluppo Economico) di concerto con il Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e con il Ministro per i Beni e le Attività Culturali, fossero approvate le linee guida per lo svolgimento del procedimento relativo all’autorizzazione unica.

A oggi tale conferenza non è stata ancora convocata e pertanto ogni Regione ha emanato proprie deliberazioni per fissare le procedure da eseguire.

17.3 - POSA IN OPERA, COLLAUDO E MESSA IN SERVIZIO La realizzazione dell’impianto comprende una successione di opere che possono essere sintetizzate in: 1. Preparazione del sito e realizzazione delle opere edili

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 17 - La messa in opera dell’impianto 17.3 - Posa in opera, collaudo e messa in servizio

2. Realizzazione della struttura 3. Montaggi meccanici 4. Cablaggi elettrici •

Preparazione del sito e realizzazione delle opere edili

Occorre preparare adeguatamente l’area scelta per l’installazione dell’impianto effettuando i dovuti rilievi e togliendo gli elementi indesiderati come vegetazioni, muffa, condensa e gli elementi ombreggianti nel caso sia possibile.

•

Realizzazione della struttura

Terminate le opere edili necessarie a predisporre il sito di installazione si procede ad eseguire il montaggio della struttura di sostegno e successivamente dei moduli.

•

Montaggi meccanici

I moduli saranno montati su una cornice di alluminio pre-forata per il montaggio della struttura di sostegno.

Le strutture di sostegno dei moduli dell’impianto saranno costituite da profilati di alluminio ed assemblate con viti e bulloni. Alle strisce saranno fissati i moduli mediante accessori in acciaio.

•

Cablaggi elettrici

Completate le opere meccaniche si procede alle connessioni e ai cablaggi elettrici e al montaggio dei quadri e degli inverter.

•

Verifiche tecnico-funzionali

•

Messa in servizio

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.1 - Verifiche tecnico-funzionali

18 - VERIFICHE TECNICO-FUNZIONALI, COLLAUDO E MANUTENZIONE In questo capitolo vengono definite le verifiche tecnico-funzionali indispensabili per la messa in servizio dell'impianto, con la descrizione delle relative prove e misurazioni da effettuare. Allo stesso modo vegono definiti gli obiettivi del collaudo tecnico- amministrativo e del monitoraggio dell'impianto.

18.1 - VERIFICHE TECNICO-FUNZIONALI La verifica tecnico funzionale di un impianto è l’insieme delle operazioni mediante le quali si accerta la rispondenza dello stesso a prescrizioni e/o requisiti prestabiliti e alle relative norme, essa costituisce la fase conclusiva dell’intervento di realizzazione.

Queste verifiche sono classificabili in relazione a: •

Tipologia di requisiti da accertare

•

Momento in cui vengono eseguite rispetto alla vita dell’impianto

presunta

In base alla tipologia di requisiti da accertare è possibile distinguere tre tipi di verifiche: •

Verifiche ai fini della sicurezza: tesa ad accertare se l’impianto possiede i requisiti necessari a ridurre il rischio elettrico entro i limiti ritenuti accettabili dalle norme di legge e dalle norme di buona tecnica;

•

Verifiche ai fini della regola dell’arte: tesa ad accertare se l’impianto è conforme alla regola d’arte, considerando il rispetto, oltre che dei requisiti di sicurezza, anche di quelli inerenti alle prestazioni;

•

Verifiche ai fini del collaudo: tesa ad accertare se l’impianto è conforme alla regola dell’arte, alle specifiche progettuali e contrattuali.

In relazione al momento in cui una verifica viene effettuata, rispetto alla vite dell'impianto, è possibile effettuare la seguente classificazione: •

Verifica iniziale: condotta prima della messa in esercizio o della consegna di un nuovo impianto;

•

Verifica periodica: condotta ad intervalli regolari su un impianto esistente;

•

Verifica straordinaria: effettuata su un impianti esistente a seguito di una richiesta dell'utente o di un'autorità preposta al controllo.

In particolare le prove da effettuare riguardano: •

L’ispezione visiva: E’ finalizzata ad evidenziare eventuali difetti macroscopici dei moduli, della condizione di posa dei cavi, del serraggio dei morsetti, della struttura di supporto, dell’inverter, dei quadri, ecc.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.1 - Verifiche tecnico-funzionali

•

Le prove sull’impianto: Consistono nell’esecuzione di misure condotte con appropriati strumenti tese ad accertare la rispondenza dell’impianto alla regola dell’arte, alla documentazione di progetto ed alle relative specifiche, alle norme tecniche di riferimento, nonché il suo corretto ed efficiente funzionamento. Esse riguardano: o

La continuità elettrica e le connessioni tra i moduli

o

La messa a terra di masse e scaricatori

o

L’isolamento dei circuiti elettrici dalle masse

o

Il corretto funzionamento dell’impianto nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di condizionamento e controllo della potenza (accensione, spegnimento, mancanza rete, ecc.)

o

Verifiche prestazionali previste dall’allegato 1 al decreto ministeriale 19 febbraio 2007.

COME ESEGUIRE UNA CORRETTA VERIFICA TECNICO-FUNZIONALE La verifica tecnico funzionale consiste nell’esecuzione da parte dell’installatore di una serie di controlli e di misure Prima di eseguire le misure si consigliano i seguenti controlli: verificare che ci siano condizioni di irraggiamento stabili e che non ci siano nuvole bianche in un cono di 60° di apertura intorno al sole che possano rendere instabili le misure di radiazione solare; evitare di fare verifiche tecniche-funzionali nelle ore più calde, in estate i moduli fotovoltaici possono raggiungere i 60°C e di conseguenza lavorare ad efficienza più bassa; evitare di fare verifiche tecniche-funzionali nelle giornate afose il contenuto di umidità nell’aria determina una componente di radiazione diffusa più elevata e di conseguenza un rendimento del campo fotovoltaico più basso, un consiglio per capire se c’è umidità nell’aria è quello di osservare la colorazione del cielo, se questo è di un bel blu, si è in presenza di radiazione diffusa molto bassa, più tende al bianco più la componente diffusa sarà elevata; allineare il sensore di radiazione al piano moduli e posizionarlo vicino alla falda del campo fotovoltaico; verificare che ci sia una radiazione almeno di 600 W/m2; fare un esame visivo: o del corretto montaggio delle strutture e dei moduli; o della correttezza dei cablaggi; o della marcatura dei cavi e dei loro passaggi; o della correttezza dei collegamenti di messa a terra; verificare la pulizia dei moduli, che non ci siano celle oscurate da sporcizie varie (calcinacci, escrementi di volatili etc.) o ombreggiamenti sistematici causati da costruzioni circostanti, pali, antenne, alberi, e curiosi improvvisati assistenti di collaudo;

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.2 - Prove e verifiche sull'impianto

tenere in ordine la strumentazione.

Fare più serie di misure, eliminate la peggiore.

18.2 - PROVE E VERIFICHE SULL'IMPIANTO Le prove sono volte a verificare il corretto funzionamento dell’impianto nelle diverse condizioni di potenza generata e nelle varie modalità previste dal gruppo di condizionamento e controllo della potenza.

Lo scopo della prova è di accertare che il sistema di condizionamento e controllo della potenza sia stato installato e regolato in modo appropriato.

Le diverse operazioni da eseguire sono: •

Avviamento dell’inverter;

•

Misure di potenza;

•

Misure di continuità elettrica e delle connessioni tra i moduli;

•

Misure dell'isolamento dei circuiti elettrici dalle masse.

AVVIAMENTO DELL'INVERTER •

Mantenendo aperto il dispositivo di interfaccia, si chiudono tutti i sezionatori di stringa e di campo;

•

l’inverter deve segnalare la presenza di tensione proveniente dal campo fotovoltaico mediante l’accensione di un dispositivo ottico (led o display) e deve posizionarsi in ricerca della rete elettrica.

•

Si chiude in dispositivo d’interfaccia e l’inverter deve eseguire il controllo dei valori di frequenza e tensione, affinché essi rientrino nelle tolleranze prestabilite, e quindi, cominciare ad erogare potenza;

•

Poi si deve attendere la stabilizzazione del funzionamento dell’inverter, che deve procedere alla ricerca del punto di massima potenza e, quindi, erogare la massima potenza possibile nelle condizioni di lavoro in cui si trova.

MISURE DI POTENZA Devono essere verificate le prestazioni energetiche dell’impianto ai sensi di quanto previsto dall’allegato 1 al Decreto Ministeriale 19 febbraio 2007.

Le misure sono effettuate ad un valore di irraggiamento superiore a 600 W/m2 (la misura dell’irraggiamento viene effettuata per esempio con un piranometro di inclinazione pari a quella del modulo), e in condizioni di regime del generatore fotovoltaico, attendendo, almeno una decina di minuti dopo l’accensione dell’inverter.

E' consigliabile l'utilizzo di un piranometro standard a termopila che presenta una bassa incertezza di misura. Le misure di potenza, di temperatura e di irraggiamento devono essere effettuate simultaneamente, così come previsto dalla norma CEI EN 61829, al fine di assicurare la necessaria accuratezza.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.2 - Prove e verifiche sull'impianto

Le misure da effettuare sono quindi: a) Misura della potenza lato corrente continua e verifica della condizione:

Dove: • • • •

Pcc è la potenza (in kW) misurata all’uscita del generatore fotovoltaico, con precisione migliore del 2%, Pnom è la potenza nominale (in kW) del generatore fotovoltaico; I è l’irraggiamento (in W/m2) misurato sul piano dei moduli, con precisione migliore del 3% (classe 1°); ISTC, pari a 1000 W/m2, è l’irraggiamento in condizioni standard

b) Misura della potenza lato corrente alternata e verifica della condizione:

Dove Pca è la potenza attiva (in kW) misurata all’uscita del gruppo di conversione, con precisione migliore del 2%

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.2 - Prove e verifiche sull'impianto

Qualora nel corso delle verifiche venga rilevata una temperatura sulla faccia posteriore dei moduli fotovoltaici superiore a 40 °C è ammessa la correzione in temperatura della potenza misurata come indicato nell’allegato 1 del DM 19 febbraio 2007.

MISURE DI CONTINUITÀ ELETTRICA E DELLE CONNESSIONI TRA I MODULI Strumento di misura: voltmetro Procedura •

accertarsi che l’inverter sia spento;

•

aprire i sezionatori di campo e di stringa;3.misurare con il voltmetro le tensioni di stringa, queste devono risultare uguali tra di loro, il valore di tensione atteso è la somma dei valori di tensione a circuito aperto dei moduli, se si fa riferimento ai dati di targa del modulo calcolare la perdita per temperatura utilizzando per il silicio cristallino il coefficiente a = - 2.2mV/°C

•

per ogni cella collegata in serie; esempio: se abbiamo montato una stringa di 7 moduli a 36 celle il numero totale delle celle serie è 7*36 = 252, se la temperatura del modulo è di 50 °C il delta di temperatura rispetto alle STC (25°C) sarà dT= 50-25 = 25°C, la perdita di tensione per effetto temperatura è 2.2mV*25°C *252 celle serie = - 13,86 V per ogni stringa.

•

se la misura non dà nessun valore si è in presenza di una disconnessione nella serie dei moduli, controllare le scatole di giunzione, i capicorda;

•

se la misura da valori diversi tra le stringhe, verificare la correttezza del cablaggio, può essere stata effettuata una inversione di polarità su qualche modulo, oppure qualcuno di essi risulta essere difettoso, diodi di By-Pass invertiti (è un inconveniente molto raro).

Misure di continuità e di connessione tra i moduli

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.3 - Collaudo tecnico amministrativo

MISURA DELL’ISOLAMENTO DEI CIRCUITI ELETTRICI DALLE MASSE Misuratore di isolamento a 1KV Procedura 1. Accertarsi che l’inverter sia spento; 2. Aprire i sezionatori di campo e di stringa; 3. Posizionare il negativo del Misuratore di isolamento sulla massa;4.posizionare il positivo del misuratore di isolamento sul polo positivo della stringa; 4. Iniettare una tensione i 1 KV e leggere il valore di resistenza, la misura attesa deve essere nell’ordine delle centinaia di M W; 5. Posizionare ancora il negativo del Misuratore di isolamento sulla massa;7.posizionare il positivo del misuratore di isolamento questa volta sul polo negativo della stringa; 6. Iniettare una tensione di 1KV e leggere il valore di resistenza, la misura attesa deve essere nell’ordine delle centinaia di MW; 7. Se si misurano valori nell’ordine di centinaia di KW, significa che c'e un difetto nei moduli, ripetere le misure per ogni singolo modulo.

Misure di isolamento delle stringhe di moduli dalle masse

18.3 - COLLAUDO TECNICO AMMINISTRATIVO Il collaudo tecnico amministrativo ha lo scopo di verificare e certificare che l’impianto è stato eseguito a regola d’arte e in conformità al progetto e alle varianti approvate e può essere effettuato da professionisti abilitati di parte terza, non intervenuti in alcun modo nella progettazione, direzione ed esecuzione dell’opera.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.4 - Manutenzione

La verifica della buona realizzazione di un impianto è effettuata, nel corso della visita di collaudo, attraverso accertamenti, saggi e riscontri che il collaudatore giudica necessari.

Qualora il collaudatore ritenga collaudabile il lavoro emette il “Certificato di collaudo” che deve contenere i dati tecnici, amministrativi e contabili, i verbali delle visite con l’indicazione delle verifiche effettuate, nonché la dichiarazione circa la collaudabilità dell’opera e sotto quali condizioni.

18.4 - MANUTENZIONE Per manutenzione si intende, in generale, l’attività volta al mantenimento o al ripristino delle condizioni che permettono ad un componente di un sistema di svolgere le funzioni richieste.

Con riferimento specifico agli impianti elettrici la manutenzione è un obbligo legislativo ribadito da diverse fonti. I riferimenti CEI per la manutenzione degli impianti elettrici, tra i quali ovviamente ricadono gli impianti fotovoltaici, sono la norma CEI 64-8/3 “Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e 1500V in corrente continua. Parte 3: Caratteristiche generali” e la guida CEI 0-10 “Guida alla manutenzione degli impianti elettrici”.

La guida CEI fornisce le indicazioni relative alla pianificazione ed alla gestione della manutenzione, gli elementi necessari alla scelta della manutenzione più appropriata ad ogni tipo di impianto, le procedure da rispettare perché le l’intervento manutentivo risulti efficace ed infine, le modalità per l’esecuzione in sicurezza dei lavori di manutenzione.

In particolare, in relazione al fine si distinguono: •

•

La manutenzione ordinaria: insieme delle operazioni effettuate al fine di contenere il degrado normale d’uso, nonché a far fronte ad eventi accidentali che comportino la necessità di primi interventi che, comunque, non modifichino la struttura essenziale dell’impianto o la sua destinazione d’uso. Comprende: o

l’esecuzione con cadenza annuale della verifica tecnico-funzionale;

o

l’eliminazione di ogni irregolarità o guasto con riparazione o sostituzione, se necessario, di qualsiasi materiale o tratto di rete che per normale usura o per difetti intervenuti non dia garanzia di regolarità e sicurezza di funzionamento e di rendimento;

o

la fornitura del materiale occorrente per gli interventi e di articoli elettrici, costruiti nel rispetto delle norme CEI-UNEL, con marchio italiano di qualità;

o

la stesura di una relazione annuale in cui sono riassunti i risultati della verifica e gli eventuali interventi di sistemazione e l’analisi dei rendimenti e dei consumi.

La manutenzione straordinaria: insieme delle operazioni effettuate al fine di rinnovare e/o sostituire parti di impianto senza modifiche sostanziali delle sue prestazioni, per riportare l’impianto stesso in condizioni ordinarie di esercizio

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.4 - Manutenzione

con modifiche parziali della struttura che, comunque, non rientrino negli interventi relativi alle definizioni di nuovo impianto,di trasformazione e di ampliamento.Comprende: o

sostituzione di moduli fotovoltaici danneggiati

o

sostituzione dell’ inverter quando necessario

o

ripristino dell’impiantistica elettrica per danni da fulminazione

o

tutti gli interventi che non hanno la cadenza.

Durante la manutenzione straordinaria bisogna dunque effettuare le operazioni seguenti: •

Assicurarsi che le condizioni meteorologiche siano ottimali (alto grado di umidità, forte vento, presenza di nebbia, pioggia battente, ecc. sono situazioni non consentite)

•

Dotarsi dei DPI previsti per l’esecuzione di interventi.

•

Sezionare la stringa oggetto dell’intervento, misurare la sua tensione a vuoto ed ispezionare a vista le connessioni elettriche tra i moduli.

•

Coprire con telo oscurante, saldamente ancorato alla struttura di sostegno, l’intera stringa ad eccezione dell’ultimo modulo.

•

Disconnettere elettricamente l’ultimo modulo ed effettuare la misura della sua tensione a vuoto, verificandone il valore nelle condizioni di irraggiamento in prova.

•

Iterare la procedura sopradescritta sino all’identificazione del modulo mal funzionante o guasto.

•

Procedere alla sostituzione del modulo mal funzionante/guasto e ristabilire la connessioni elettriche dell’intera stringa seguendo la stessa procedura adottata per la ricerca del pannello guasto.

In relazione al piano temporale si distinguono: •

La manutenzione programmata: è effettuata in accordo con un piano temporale stabilito;

•

La manutenzione non programmata: è eseguita dopo la ricezione di un’indicazione relativa allo stato di un’entità - componente;

•

La manutenzione preventiva: è condotta ad intervalli di tempo predeterminati o in accordo a criteri prescelti al fine di ridurre la probabilità di guasto o il degrado del funzionamento di un componente;

•

La manutenzione correttiva: è eseguita a seguito della rilevazione di un’avaria e volta alla eliminazione di quest’ultima.

In generale, i moduli non necessitano di particolari accorgimenti manutentivi, fatta eccezione per ispezioni a vista annuali per verificarne l’integrità, la tenuta dello stesso alla struttura di supporto.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.5 - Il monitoraggio degli impianti

Per quanto riguarda l’efficacia della performance energetica è opportuno mantenere un adeguato grado di pulizia della superficie esposta. A riguardo si consiglia un’ispezione visiva semestrale /annuale atta a verificare l’assenza di strati di depositi di materiali e polveri sulla superficie captante.

Le operazioni di pulizia devono essere effettuate utilizzando esclusivamente acqua, senza alcun tipo di detergente, e panni non abrasivi. Le stesse devono essere eseguite nel rispetto delle misure di sicurezza vigenti ricorrendo all’utilizzo dei dispositivi di protezione ed isolamento previsti (DPI).

Tra la documentazione finale di entrata in esercizio di un impianto fotovoltaico, il cui elenco è riportato nell’allegato 4 al D.M. 19 febbraio 2007 (Da precisare sopra !!!), da allegare alla richiesta di concessione della tariffa incentivante a cura del soggetto responsabile ai sensi dell’art. 5 comma 4 del medesimo decreto figurano la scheda tecnica ed il certificato di collaudo dell’impianto.

18.5 - IL MONITORAGGIO DEGLI IMPIANTI L’indicazione dello “stato di salute” degli impianti di piccola taglia (inferiore ai 20 kW)viene generalmente effettuata tramite display dell’inverter.

Per gli impianti di grande taglia la misura delle grandezze elettriche dei sistemi vengono effettuate: •

nei quadri di campo, mediante strumenti per l’indicazione della V e I della parte del generatore fotovoltaico collegato;

•

nella sezione in corrente continua, mediante strumenti per l’indicazione della V e I del generatore fotovoltaico e mediante misuratore continuo dell’isolamento (qualora non previsto in dotazione dell’inverter), provvisto di indicatore di basso isolamento, indicazione dell’isolamento (MOhm) e possibilità di taratura della soglia di intervento;

•

nella sezione in corrente alternata: attraverso strumenti per l’indicazione della P e I in uscita dal gruppo di conversione e della V di rete.

Il monitoraggio dell’impianto può essere di tipo standard o analitico. Nel primo caso il sistema è costituito dai contatori per la misura dell’energia prodotta (cumulata) dal singolo inverter e delle relative ore di funzionamento (anche interno all’inverter). Nel caso del monitoraggio analitico, l’acquisizione e l’analisi dei dati di funzionamento di un impianto fotovoltaico deve essere effettuata in accordo alle norme IEC 61724.

Tale norma prevede la misura dei seguenti parametri: •

radiazione solare sul piano moduli (Irr.);

•

temperatura ambiente e temperatura dei moduli;

•

tensione e corrente in uscita dal generatore fotovoltaico (Epv);

•

corrente e potenza in uscita dal gruppo di conversione (Eac);

•

tensione di rete, potenza immessa e prelevata da rete.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 18 - Verifiche tecnico-funzionali, collaudo e manutenzione 18.5 - Il monitoraggio degli impianti

Sulla base dei dati acquisiti è possibile determinare gli indici di prestazione che caratterizzano il comportamento dell’impianto in condizioni reali di esercizio. Essi sono: •

ore equivalenti (Yr = Irr./giorni)

•

produzione normalizzata in corrente continua (Ya = Epv/giorni/Pnom) e in corrente alternata (Yf = Eac/giorni/Pnom)

•

le perdite del generatore fotovoltaico (Lc= Yr-Ya) e quelle di conversione (Ls= Ya-Yf)

•

l’efficienza di conversione (ηi = Yf/Ya) e dell’intero sistema (PR = Yf/Yr).

Un discorso a parte merita la misura della radiazione solare, poiché la precisione di misura è correlata a molti parametri quali il livello di irraggiamento, la distribuzione spettrale, l’angolo di incidenza della radiazione solare nonché la temperatura e la stabilità del sensore.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.1 - Legislazione del fotovoltaico

19 - LEGISLAZIONE E NORMATIVA TECNICA Nel presente capitolo vengono elencati e specificati i riferimenti normativi che regolano gli aspetti afferenti la componentistica, l'impiantistica, la sicurezza ed il dimensionamento di un impianto fotovoltaico..

19.1 - LEGISLAZIONE DEL FOTOVOLTAICO •

D.Lgs 29/12/2003 n° 387 (il decreto l’incentivazione delle fonti rinnovabili).

legislativo

che

ha

introdotto

•

Delibera AEEG n°188 del 14/09/2005 : stabilisce modalità di presentazione delle richieste di incentivazione; individua il GRTN quale "soggetto attuatore" che valuta le richieste di incentivazione ed eroga le tariffe incentivanti.

•

Delibera AEEG 40/06 del 24/02/2006 : integra ed in parte modifica la precedente Delibera n° 188.

•

Delibera AEEG 28/06 del 13/02/2006 : condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW.

•

Decreto 19 Febbraio 2007 “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell’articolo 7 del decreto legislativo 29 Dicembre 2003, n. 387” (fase due del conto energia): aggiorna, semplificandolo, il precedente decreto del 2005.

•

Delibera AEEG 280/2007 (che ha sostituito la precedente delibera 34/05 del 28/02/2005 che ha retto il primo conto energia) : con oggetto “modalità e condizioni economiche per il ritiro dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili” insieme al suo Allegato A (di pari oggetto).

•

Deliberazione 3 giugno 2008 - ARG/elt 74/08 “Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto” (TISP).

•

Deliberazione 23 luglio 2008 - ARG/elt 99/08 “Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni attive” – TICA) insieme al suo Allegato A --l’Allegato A ha effetti a decorrere dall’1 gennaio 2009.

•

Circolare N. 46/E dell’Agenzia delle Entrate per gli aspetti fiscali.

19.2 - NORME SUI COMPONENTI L’impianto fotovoltaico deve essere realizzato secondo le normative tecniche previste nell’allegato 1 al DM 19/02/07. In particolare è necessario certificare la conformità dei moduli alle seguenti normative, in relazione alla specifica tecnologia utilizzata (silicio cristallino o film sottile):

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.2 - Norme sui componenti

•

CEI EN 61215: moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri - qualifica del progetto ed omologazione del tipo,

•

CEI EN 61646: moduli fotovoltaici a film sottile per usi terrestri - qualifica del progetto ed omologazione del tipo.

I laboratori che possono rilasciare le certificazioni devono essere stati accreditati, in conformità alla norma EN/IEC 17025, da organismi di accreditamento appartenenti all’EA (European Accreditation Agreement) o che hanno stabilito con EA formali accordi di mutuo riconoscimento o che hanno stabilito accordi di mutuo riconoscimento in ambito ILAC (International Laboratory Agreement Cooperation).

L’altra normativa applicabile è: •

CEI EN 60904-1 (CEI 82-1) : Dispositivi fotovoltaici - Parte 1 : Misura delle caratteristiche fotovoltaiche tensione-corrente

•

CEI EN 60904-2 (CEI 82-2): Dispositivi fotovoltaici - Parte 2 : Prescrizione per le celle fotovoltaiche di riferimento

•

CEI EN 60904-3 (CEI 82-3): Dispositivi fotovoltaici – Parte 3 : Principi di misura per sistemi solari fotovoltaici per uso terrestre e irraggiamento spettrale di riferimento;

•

CEI EN 61727 (CEI 82-9): Sistemi fotovoltaici (FV) – Caratteristiche dell’interfaccia di raccordo con la rete

•

CEI EN 61000-3-2 (CEI 110-31): Compatibilità elettromagnetica (EMC) - Parte 3: Limiti Sezione 2 : Limiti per le emissioni di corrente armonica (apparecchiature con corrente in ingresso = 16 A per fase)

•

CEI EN 60555-1 (CEI 77-2): Disturbi nelle reti di alimentazione prodotti da apparecchi elettrodomestici e da equipaggiamenti elettrici simili-Parte 1: Definizioni;

•

CEI EN 61724 (CEI 82-15): Rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici.

Linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati;

•

CEI EN 60439-1-2-3 (CEI 17-13/1-2-3): Apparecchiature assiemate di protezione e manovra per bassa tensione;

•

CEI EN 60445 (CEI 16-2): Individuazione dei morsetti e degli apparecchi e delle estremità dei conduttori designati e regole generali per un sistema alfanumerico;

•

CEI EN 60529 (CEI 70-1): Gradi di protezione degli involucri;

•

CEI EN 60099-1 (CEI 37-1): Scaricatori;

•

CEI 20-19 : Cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V;

•

CEI 20-20 : Cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.3 - Norme di progetto

19.3 - NORME DI PROGETTO •

CEI 64-8: Impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua;

•

CEI 11-20 : Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi in continuità collegati a reti di I e II categoria;

•

DK 5940: criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete BT

•

CEI 016: Sostituisce la DK 5740 : Criteri di allacciamento di impianti di produzione alla rete MT

Norme sulle fulminazioni • • • •

CEI 81-10/1: Principi generali CEI 81-10/2: Valutazione del rischio CEI 81-10/3: Danno materiale alle strutture e pericolo per le persone CEI 81-10/4: Impianti elettrici ed elettronici interni alle strutture

Norme sul dimensionamento meccanico • •

• • •

UNI ENV 1991-1 Eurocodice 1 – Basi di calcolo ed azioni sulle strutture – Parte 1 : basi di calcolo UNI ENV 1991-2-1 Eurocodice 1 – Basi di calcolo ed azioni sulle strutture – Parte 2-1: Azioni sulle strutture – Massa volumica, pesi propri e carichi composti UNI ENV 1991-2-3 Eurocodice 1 – Basi di calcolo ed azioni sulle strutture – Parte 2-3: Azioni sulle strutture – carichi da neve UNI ENV 1991-2-4 Eurocodice 1 – Basi di calcolo ed azioni sulle strutture – Parte 2-4: Azioni sulle strutture –Azioni del vento UNI ENV 1991-2-5 Eurocodice 1 – Basi di calcolo ed azioni sulle strutture – Parte 2-5: Azioni sulle strutture – Azioni termiche

Norme generali • • •

CEI 0-2: Guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici CEI 0-3: Guida per la compilazione della documentazione della legge n.

46/1990 UNI 10349: Riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici

19.4 - SICUREZZA NEI LUOGHI DI LAVORO Si premette che la presenza di personale tecnico incaricato della esecuzione di lavori in un ambiente di proprietà di un produttore, in questo caso specifico, non è conseguenza di un rapporto Committente-Appaltatore. Ciò nonostante la tutela delle condizioni di sicurezza e di igiene sul lavoro del personale assumono rilevanza per le attività lavorative che questi, a qualsiasi titolo, è chiamato a svolgere presso i siti d’installazione.

Per gli interventi lavorativi che interessano parti confinanti o che comunque richiedono l'esclusione congiunta di impianti o loro parti afferenti sia alle installazioni

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.4 - Sicurezza nei luoghi di lavoro

fotovoltaiche, bisogna ottemperare alle norme di sicurezza per lavori su installazioni elettriche; in particolare alle norme CEI EN 50110 e CEI 11-27 e alle disposizioni di legge vigenti (D.Lgs n. 81/2008 “Testo unico sulla salute e sicurezza sul lavoro” e s.m.i).

La presenza di impianti di produzione sulla rete deve essere considerata come fonte di possibile alimentazione.

Al riguardo, si richiama l'attenzione sul fatto che la complessa gamma di situazioni che possono presentarsi nelle diverse realtà operative, non consentono di codificare a priori l'intera casistica dei comportamenti. È pertanto necessario che, da parte di tutti i soggetti in campo, durante lo svolgimento dell’attività lavorativa sia tenuto un comportamento adeguato per la tutela dell’incolumità personale propria e dei collaboratori. Nella seguente figura si riporta il grafico della pericolosità della corrente in funzione del tempo.

Nel caso in esame i rischi specifici sono legati all’elettrocuzione. Per scongiurare il verificarsi di tale fenomeno (vedi figura precedente) occorre progettare opportunamente i sistemi di protezione contro i contatti diretti o indiretti schematicamente indicati nella figura successiva.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.4 - Sicurezza nei luoghi di lavoro

Come ulteriore sicurezza contro i rischi residui gli addetti devono indossare idonei Dispositivi di Protezione Individuale (DPI) omologati per lavori di installazione elettrica. Essi devono indossare principalmente indumenti (guanti, calzature, â&#x20AC;Ś) ad alto gradi di isolamento elettrico (vedi figura) ed antistatici.

Nomenclatura di protezione dei dispositivi elettrici

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 19 - Legislazione e normativa tecnica 19.4 - Sicurezza nei luoghi di lavoro

La norma IEC/EN 62109-1:2010 definisce i requisiti minimi di progetto e fabbricazione degli inverter fotovoltaici riguardo alla protezione da elettrocuzione, trasferimento di energia, incendio, rischi meccanici e altri. In particolare: •

da Aprile 2011 è lo standard europeo di sicurezza per gli inverter fotovoltaici che vogliono essere connessi a sistemi che non eccedono una tensione massima di 1500 VDC sul lato fotovoltaico; l’uscita alternata si intende collegabile alla rete elettrica, circuiti di carico in alternata non di rete, oppure ad altre sorgenti in corrente continua o a batterie.

•

insieme agli altri requisiti EMC applicabili, è la base per la dichiarazione di conformtà CE per gli inverter fotovoltaici, in sostituzione delle norme utilizzate fino ad ora (per esempio EN 50178).

•

requisiti più specifici per gli inverter sono aggiunti nella norma IEC 62109-2 la cui pubblicazione è prossima. La versione provvisoria della norma può essere utilizzata per preparare gli inverter alla piena conformità.

•

le prove possono essere abbinate a quelle richieste dai regolamenti di connessione delle locali aziende di distribuzione dell’energia elettrica, come per esempio la “Guida alla connessione alla rete elettrica di ENEL” per l’Italia (ex DK 5940, DK 5740).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 20 - Ricavi ed economia del fotovoltaico 20.1 - Conto energia – autoconsumo – vendita

20 - RICAVI ED ECONOMIA DEL FOTOVOLTAICO Nel seguente capitolo vengono presentate le caratteristiche e le condizioni dei diversi regimi cui è possibile sottoporre la produzione dell'energia elettrica da fotovoltaico. Viene quindi presentata una sintesi dei meccanismi di valorizzazione dell'energia elettrica prodotta.

20.1 - CONTO ENERGIA – AUTOCONSUMO – VENDITA Il corrispettivo “Conto energia” erogato dal GSE costituisce la fonte di ricavo principale per chi realizza un impianto fotovoltaico, poiché comporta l’erogazione all’utente – investitore di un incentivo fissato per venti anni e proporzionale all’intera produzione di energia elettrica, compresa eventualmente anche quella utilizzata in proprio.

Un’ulteriore fonte di ricavo è, ovviamente, costituita dalla valorizzazione dell’energia elettrica prodotta dall’impianto che può essere autoconsumata (anche con il sistema dello scambio sul posto) oppure venduta al mercato (per il tramite del GSE).

L’autoconsumo dell’energia prodotta costituisce, infatti, una fonte di ricavo implicita, nel senso che costituisce un risparmio (riduzione della bolletta elettrica), la cui valorizzazione dipende, caso per caso, dal prezzo d’acquisto dello specifico utente; La vendita dell’energia elettrica prodotta e non autoconsumata costituisce invece unafonte di ricavo esplicita.

In aggiunta all’incentivo del conto energia, il soggetto responsabile dell’impianto può contare su un ulteriore vantaggio economico, utilizzando l’energia prodotta per: •

la cessione in rete

•

i propri autoconsumi (parziali o anche totali)

•

lo scambio sul posto con la rete elettrica (per gli impianti di potenza fino a 200 kW)

Si possono presentare i seguenti casi: •

L’energia prodotta viene interamente consumata dal produttore e ciò istantaneamente oppure no (mediante lo scambio sul posto).

•

L’energia viene istantaneamente consumata solo in parte (senza lo scambio sul posto) e la restante viene ceduta alla rete; e questo può avvenire:

•

o

Per vendita attraverso il GSE (ritiro dedicato in alternativa all’accesso diretto al mercato regolato dalla delibera AEEG n. 280/07 );

o

Vendita diretta sul mercato libero dell’energia elettrica.

Tutta l’energia viene venduta, anche in questo caso si possono sfruttare due opportunità: o

vendita attraverso il GSE

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 20 - Ricavi ed economia del fotovoltaico 20.2 - La vendita dell’energia

o

vendita diretta.

20.2 - LA VENDITA DELL’ENERGIA Per la vendita dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico si possono utilizzare due diverse modalità: •

“indiretta” mediante la stipula di una convenzione di ritiro dedicato con il GSE, ai sensi della delibera AEEG n. 280/07 (e relativo allegato A);

•

“diretta” attraverso la vendita in borsa o ad un grossista (contratto bilaterale tra produttore e acquirente).

LA VENDITA DIRETTA La vendita dell’energia avviene attraverso la vendita in borsa o la vendita ad un grossista.In alternativa alla modalità di vendita di energia con ritiro dedicato, si può scegliere divendere direttamente l’energia in borsa previa iscrizione al mercato dell’energia elettrica.

I prezzi di ritiro dell’energia coincidono con quelli zonali orari che il produttore otterrebbe se partecipasse direttamente al mercato organizzato e gestito dal GME.

•

Accesso e partecipazione al mercato elettrico

Per essere ammessi al mercato gestito dal Gestore del Mercato Elettrico - GME, si deve presentare al GME una domanda di ammissione, sottoscrivere un contratto di adesione ed impegnarsi, tra l’altro, a pagare un corrispettivo di accesso, un corrispettivo fisso annuo e un corrispettivo per ogni MWh scambiato.

Corrispettivi di accesso e partecipazione al mercato elettrico: •

Corrispettivo di accesso (una tantum) € 7.500

•

Corrispettivo fisso annuo € 10.000

Corrispettivi per ogni transazione: •

Fino a 0,02 TWh: franchigia

•

Da 0,02 TWh a 1 TWh: *** [€/MWh]

•

Da 1 TWh a 10 TWh: *** [€/MWh]

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 20 - Ricavi ed economia del fotovoltaico 20.2 - La vendita dell’energia

•

Al di sopra dei 10 TWh: *** [€/MWh]

Dove *** [€/MWh] è un valore fissato, per ogni anno dal GME, dell’ordine di qualche centesimo di €/MWh Infine, si può decidere di cedere l’energia elettrica prodotta ed immessa in rete attraverso un contratto bilaterale con un trader/grossista di energia elettrica ad un prezzo di cessione direttamente negoziato con tale soggetto, il quale può provvedere a regolare con Terna tutti i corrispettivi derivanti dal servizio di dispacciamento.

Questo tipo di vendita “diretta” è, di norma, utilizzato per poter vendere sul mercato le produzioni di energia provenienti da impianti produttivi di grande taglia (non consigliabile quindi per gli impianti fotovoltaici sia per la sua complessità sia per la sua onerosità).

IL RITIRO DEDICATO La Vendita “indiretta” è regolata dalla delibera AEEG n. 280/07 e suo allegato A che disciplinano le modalità e le condizioni economiche per il ritiro dedicato dell’energia elettrica di cui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo n. 387/03 e di cui al comma 41 della legge n. 239/04: •

Il soggetto che acquista l’energia immessa nella rete è il GSE indipendentemente dalla rete alla quale è connesso l’impianto. Il GSE cede poi al mercato l’energia.

•

Il produttore che intenda aderire al regime di ritiro dedicato (art. 3 della delibera) è tenuto a proporre istanza e sottoscrivere una convenzione con il GSE per la regolazione economica del ritiro dell’energia elettrica.

•

La convenzione di cui sopra sostituisce ogni altro adempimento relativo alla cessione commerciale dell’energia elettrica immessa e all’accesso ai servizi di dispacciamento e di trasporto in immissione dell’energia elettrica. Tale convenzione è di durata annuale solare e tacitamente rinnovabile;

•

Il produttore che si avvale delle modalità di ritiro dedicato deve richiedere il ritiro dell’intera quantità di energia elettrica prodotta e immessa in rete, ad eccezione di quella autoconsumata istantaneamente.

Corrispettivi del Ritiro dedicato Nell’ambito della convenzione il GSE: •

Per l’accesso al regime di ritiro dedicato il produttore riconosce al GSE uncorrispettivo per il recupero dei costi amministrativi pari allo 0,5% del controvalore della remunerazione dell’energia ritirata, fino a un massimo di 3.500 euro all’anno per impianto (articolo 4, comma 2, lettera e), allegato A delibera 280/07);

•

Nel caso di un impianto di potenza attiva nominale (che nel caso di impianti fotovoltaici corrispondente alla somma della potenza di picco di tutti i moduli fotovoltaici) superiore a 50 kW il produttore riconosce al GSE (articolo 4, comma 2, lettera c), delibera 280/07) un ulteriore corrispettivo per il servizio

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 20 - Ricavi ed economia del fotovoltaico 20.2 - La vendita dell’energia

di aggregazione delle misure delle immissioni (definito all’articolo 36, comma 36.1, della deliberazione n. 111/06); •

Infine, il GSE fa da tramite nei rapporti di regolazione dei corrispettivi di trasmissione (0,027 c€/kWh nel 2009) che il produttore deve corrispondere per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica (articolo 10, comma 2, allegato A delibera 280/07).

LA VALORIZZAZIONE ECONOMICA DELL'ENERGIA PRODOTTA: SINTESI Il Conto energia, rappresenta, quindi, la fonte principale di guadagno per il soggetto responsabile dell' impianto fotovoltaico, poiché comporta l' erogazione di un incentivo per 20 anni (come descritto in precedenza) correlato all'energia elettrica prodotta.

Attualmente, oltre al corrispettivo conto energia, esistono, come abbiamo visto, due modalità alternative di valorizzazione dell' energia prodotta: vendita dell' energia elettrica prodotta oppure utilizzo dello scambio sul posto.

Il soggetto responsabile dell' impianto fotovoltaico può infatti (se non decide di usufruire dello scambio sul posto) "vendere" l'energia elettrica prodotta scegliendo tra le due modalità: Vendita "Indiretta" ai sensi della delibera AEEG n. 280/07: il produttore vende l'energia elettrica immessa in rete direttamente al GSE, indipendentemente dalla rete alla quale è connesso l'impianto, stipulando con esso una convenzione.

Vendita "Diretta": I soggetti responsabili degli impianti di produzione di energia elettrica possono,scegliere di vendere direttamente l’energia in borsa, previa iscrizione al mercato dell’energia elettrica.

Il regime di scambio sul posto, disciplinato dall' AEEG n. 28/06 è un' alternativa al regime di vendita, per gli impianti fino a 200 kW. Lo scambio sul posto è un servizio erogato dal gestore di rete locale (Enel, Acea, A2A, Hera, ecc...), che consiste nel cedere energia prodotta alla rete elettrica che, per l’intermediazione del GSE viene dallo stesso valorizzata all’utente mediante un corrispettivo denominato “contributo in conto scambio”. Il fabbisogno a coprire la richiesta d’energia nei momenti di non insolazione continua ad essere coperto in modo tradizionale prelevando dalla rete e pagando la relativa bolletta elettrica al fornitore del servizio di distribuzione.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.1 - La fiscalità degli incentivi al fotovoltaico

21 - LA FISCALITÀ DEL FOTOVOLTAICO Il capitolo offre una panoramica sui diversi regimi fiscali cui è sottoposto un impianto fotovoltaico, in base al regime tariffario degli incentivi e degli usi finali dell'energia prodotta.

21.1 - LA FISCALITÀ DEGLI INCENTIVI AL FOTOVOLTAICO La fiscalità degli incentivi per gli impianti fotovoltaici è regolata dalla Circolare n.

46/E,emanata dall’Agenzia delle Entrate in data 19 luglio 2007, con riferimento all’art.

7, comma 2, del D. Lgs. 387/2003.

La Circolare 46 E chiarisce come devono essere trattati gli impianti fotovoltaici e i loro incentivi dal punto di vista fiscale, in relazione a: •

Soggetto Responsabile (beneficiario degli incentivi);

•

Utilizzo dell’energia prodotta dagli impianti.

Si è poi aggiunta la risoluzione Agenzia Entrate N. 13/E del 20 gennaio 2009 e la Circolare N . 32/E: Imprenditori agricoli - produzione e cessione di energia elettrica.

In ogni caso, l’incentivo al FV (tariffa incentivante) non è MAI SOGGETTO AD IVA. Riferimenti legislativi del regime fiscale Sono: •

Circolare n. 46/E del 19 luglio 2007 dell’Agenzia delle Entrate.

•

Risoluzione Agenzia Entrate N. 13/E del 20 gennaio 2009

•

DPR n. 633 del 26 ottobre 1972: “Istituzione e disciplina dell’Imposta sul valore aggiunto”.

•

Direttiva 2006/112/CE del Consiglio Europeo del 28 novembre 2006, relativa al sistema comune d’imposta sul valore aggiunto.

•

DPR n. 917 del 22 dicembre 1986: Testo Unico sulle Imposte sui Redditi (TUIR).

•

DPR n. 600/1973: “Accertamento delle imposte sui redditi”.

•

Legge n. 133/1999: “Disposizioni razionalizzazione e federalismo fiscale“.

•

D.Lgs n. 504 del 26 ottobre 1995: “Testo unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative”.

•

Legge n. 388/2000: "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2001)".

in

materia

di

perequazione,

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.2 - Regime fiscale del fotovoltaico

21.2 - REGIME FISCALE DEL FOTOVOLTAICO La disciplina fiscale dipende dal caso specifico di “soggetto percettore”. A seconda di chi sia il soggetto responsabile dell’impianto FV, che beneficia degli incentivi, e dell’ utilizzo che esso fa dell’energia elettrica prodotta, si possono presentare i seguenti casi, cui corrispondono trattamenti fiscali differenti.

L’Utente – Responsabile d’impianto: i casi possibili •

Persona fisica o giuridica che eserciti un'attività non commerciale e che utilizzi l'impianto al di fuori dell'attività d'impresa.

Esempi di persone fisiche o giuridiche che non svolgono attività commerciale sono i lavoratori dipendenti, gli enti non commerciali, i condomini, i sindacati.

•

Persona fisica o giuridica che utilizza l'impianto nell'ambito della propria attività commerciale.

Esempi di persone fisiche o giuridiche che svolgono attività commerciale sono le società di capitali, le cooperative, i negozianti, le aziende commerciali.

•

Persona fisica ed associazione professionale che esercita un'attività di lavoro autonomo.

Esempi di persone fisiche che svolgono lavoro autonomo sono i liberi professionisti, cioè architetti, ingegneri, medici, commercialisti.

Per ciascun caso vedremo come il soggetto percettore/responsabile si pone nei riguardi di: •

IVA all’acquisto o realizzazione dell’impianto;

•

tariffa incentivante;

•

ricavi dalla vendita;

•

contributo in conto scambio;

•

ammortamento dell’impianto.

L’IVA sulla tariffa incentivante La tariffa incentivante al FV è esclusa dall’imposta sul valore aggiunto (IVA) Anche nel caso in cui il soggetto realizzi l’impianto fotovoltaico nell’esercizio di attività di impresa,essa configura un contributo a fondo perduto e non è quindi soggetta ad IVA. L’IVA sulla tariffa sull'acquisto All’acquisto oppure alla realizzazione dell’impianto FV si applica l’IVA agevolata al 10%, ai sensi del n. 127-quinquies) della Tabella A, parte III, allegata al DPR n. 633 del 1972.

Ai sensi dell’art. 19 del DPR n.633/1972 e dell’art. 168 della Direttiva IVA n.

2006/112/CE,l’IVA versata a monte dell’acquisto o durante la realizzazione dell’impianto FV, è detraibile nel caso in cui l’utilizzo dell’impianto rientri nell’esercizio di impresa, arte o professione, non detraibile negli altri casi.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.3 - Il regime fiscale della tariffa incentivante

La ritenuta d'acconto sull'incentivo L’art. 28, comma 2, del DPR n. 600/1973 dispone che le regioni, le province, i comuni, gli altri enti pubblici (ad es. il GSE) e privati devono operare una ritenuta del quattro per cento sugli incentivi pubblici erogati, a titolo di acconto delle imposte (imposta sul reddito delle persone fisiche – IRPEF - o imposta sul reddito delle persone giuridiche IRPEG).

Ne consegue che il soggetto attuatore, GSE S.p.A., è tenuto ad effettuare la ritenuta del 4% sulla tariffa incentivante erogata nei confronti dei soggetti che svolgono attività commerciale, mentre non è tenuto ad effettuare la ritenuta nei confronti di soggetti che non svolgono attività commerciale.

21.3 - IL REGIME FISCALE DELLA TARIFFA INCENTIVANTE Ai fini dell’imposizione diretta, in maniera generale, le somme corrisposte a titolo di tariffa incentivante assumono rilevanza qualora l’impianto venga utilizzato nell’ambito di una attività di impresa.

Esaminando i casi che possono presentarsi ne risultano le risultanze di seguito succintamente descritte.

•

Persona fisica o ente non commerciale che utilizza un impianto fotovoltaico a soli fini privati (quindi in regime di SSP e non vende l’energia).

La tariffa incentivante è, in ogni caso, esente da IVA, e non costituisce reddito, néreddito diverso (art. 6 e art. 67, comma 1 del TUIR), si configura quindi come un contributo a fondo perduto, ed è esente anche dalle Imposte Dirette.

•

Persona fisica, ente non commerciale o condominio che non utilizza l’impianto (di potenza < 20 kW) nell’ambito di una attività di impresa, arte o professione, ma cede alla rete l’energia in esubero (quindi non si usufruisce dello scambio SSP).

La tariffa incentivante assume rilievo ai fini delle imposte dirette nella sola ipotesi in cui il soggetto venda alla rete l’energia prodotta dall’impianto in misura esuberante rispetto ai propri consumi.

Si possono presentare, in relazione all’utilizzo e localizzazione dell’impianto, due casi: 1. impianti di potenza < 20 kW, che per collocazione non sono posti al servizio dell’abitazione dell’utente o della sede dell’ente, l’energia prodotta in esubero rispetto ai propri consumi si considera ceduta alla rete nell’ambito di una attività commerciale. In tale ipotesi si realizza l’esercizio di una attività imprenditoriale, pertanto, quale contributo in conto esercizio, la tariffa incentivante è soggetta ad IRPEF o IRES/IRAP nonché alla ritenuta a titolo d’acconto del 4%, ancora in misura corrispondente alla quota di energia ceduta.

2. impianti di potenza < 20 kW, posti al servizio dell’abitazione o della sede ossia destinati a far fronte agli usi domestici dell’abitazione o sede dell’utente. Si ritiene che l'impianto possa considerarsi utilizzato in un contesto sostanzialmente privatistico e, quindi, che la vendita dell’energia prodotta in esubero (ovviamente non si usufruisce dello scambio SSP) non concretizzi lo

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.3 - Il regime fiscale della tariffa incentivante

svolgimento di una attività commerciale abituale. Pertanto la tariffa incentivante corrisposta non assume rilevanza né ai fini delle imposte dirette né ai fini della ritenuta del 4%. La cessione dell’energia non è soggetta né ad IVA né a ritenuta d’acconto.

•

Persona fisica, ente non commerciale o condominio, azienda agricola che non esercita attività di impresa, arte o professione che utilizza un impianto fotovoltaico di potenza compresa tra i 20 ed i 200 kW a soli fini privati, dove lo stesso è posto a servizio dell’abitazione o della sede dell’ente, operando in regime di scambio sul posto.

Il regime fiscale peculiare è quello di impianti di dimensioni maggiori di 20 kW che sono di norma realizzati da soggetti che debbano soddisfare esigenze diverse da quelle strettamente privatistiche di un’abitazione o di una sede di un ente non commerciale.

L'energia prodotta e scambiata con la rete (e solo quella) dovrà essere considerata come ceduta alla rete medesima nell'ambito di un'attività commerciale (vendita di energia) e come tale la tariffa incentivante soggetta in quota percentuale alla ritenuta del 4%; e come sempre non soggetta a IVA. •

Persona fisica, ente non commerciale o condominio, azienda agricola che non esercita attività di impresa, arte o professione che utilizza l’impianto fotovoltaico di potenza >20 kW a soli fini privati con vendita dell’energia in esubero.

Per gli impianti di potenza > 20 kW, l’energia prodotta in eccesso e venduta realizza l’esercizio di impresa commerciale indipendentemente dalla destinazione dell’impianto ai bisogni energetici dell’abitazione o della sede dell’ente. Anche in tale ipotesi l’esercizio di impresa commerciale si realizza per la sola parte relativa alla cessione dell’energia; pertanto la tariffa incentivante concorre a formare il reddito di impresa e la base imponibile per la sola parte corrispondente al rapporto tra energia venduta ed energia prodotta. Analogamente, la tariffa incentivante sarà soggetta, nella medesima proporzione, alla ritenuta del 4% di cui all’articolo 28 del DPR 600/73; mentre come sempre sarà esente da IVA. •

Persone fisiche e associazioni che svolgono attività professionale o di lavoro autonomo

La tariffa incentivante assume rilievo ai fini delle imposte dirette solo nell’ipotesi in cui viene ceduta l’energia in esubero prodotta dall’impianto fotovoltaico.

In questo caso poiché la vendita dell’energia realizza l’esercizio di una attività di impresa, tali soggetti avranno l’obbligo di separare l’attività professionale da quella commerciale ai sensi dell’art. 36 del D.P.R. 633/72.

La tariffa, per la sola parte corrispondente all’energia ceduta, costituirà un componente positivo del reddito di impresa, rileva ai fini delle imposte dirette, ed è quindi soggetto ad IRPEF o IRES/IRAP e alla ritenuta del 4%.

•

Caso di utilizzo dell’impianto nell’ambito di una attività di impresa.

L’utilizzo dell’impianto concorre interamente alla determinazione del reddito di impresa:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.4 - Il regime fiscale su costi e ricavi

sia dal lato dei componenti negativi, attraverso le quote di ammortamento ed i costi di manutenzione; sia da quello dei componenti positivi tra i quali vanno inclusi sia la tariffa incentivante siai ricavi di vendita dell’energia; E’ importante notare che la tariffa incentivante costituisce un componente positivo di reddito per il suo intero ammontare, indipendentemente dalla destinazione dell’energia fotovoltaica prodotta. Pertanto anche nell’ipotesi in cui l’energia prodotta sia totalmente consumata nell’ambito dell’impresa, la tariffa incentivante, quale contributo in conto esercizio costituisce ricavo ai sensi dell’articolo 85 del TUIR ed è soggetta per il suo intero ammontare alla ritenuta del 4%.

21.4 - IL REGIME FISCALE SU COSTI E RICAVI In linea generale i proventi derivanti dalla vendita dell’energia prodotta da un impianto fotovoltaico costituiscono sempre reddito tassabile.

Una eccezione è rappresentata dal caso in cui la vendita dell’energia sia effettuata da unsoggetto che non esercita attività di impresa, arte o professione e che abbia realizzato unimpianto di potenza non superiore a 20 kW destinato a sopperire ai bisogni energetici dell’abitazione o della sede.

In tutti gli altri casi (diversi dal caso < 20kW destinato a sopperire ai bisogni energetici dell’abitazione o della sede) in cui si realizzi la cessione dell’energia in esubero prodotta dall’impianto fotovoltaico, l’Agenzia delle Entrate ha riconosciuto l’esercizio di una attività commerciale e pertanto l’esistenza di una impresa.

Come tale i proventi della cessione dell’energia costituiranno componenti positivi di reddito che concorreranno alla determinazione del reddito di impresa.

Analogamente saranno deducibili sia i costi, che l’IVA, sostenuti per la realizzazione dell’impianto, con le sole limitazioni previste dalla vigenti disposizioni nel caso di utilizzo promiscuo dello stesso.

21.5 - TRATTAMENTO FISCALE DEL CONTRIBUTO IN CONTO SCAMBIO Il soggetto titolare di un impianto fotovoltaico può rendere disponibile nel sistema elettrico l'energia rimasta inutilizzata attraverso due modalità alternative: può scegliere di vendere l'energia prodotta al distributore o di fruire del "servizio di scambio sul posto" (SSP) La scelta tra vendita e SSP dipende dalle finalità che l'utente intende perseguire, egli: •

opta per la vendita quando intende porre in essere un’attività commerciale;

•

opta per il SSP quando vuole semplicemente utilizzare in proprio (per il soddisfacimento del proprio fabbisogno energetico) l’energia che autoproduce.

Il SSP per la finalità che persegue, non implica alcuna conseguenza fiscale ed è generalmente richiesto da quei soggetti che realizzano impianti di dimensioni minime in grado di pareggiare tendenzialmente il reale fabbisogno di energia.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.5 - Trattamento fiscale del contributo in conto scambio

Il SSP mantiene intatta la propria originaria ratio, nel senso che continuerà a concretizzarsi nella riattribuzione del bene energia autoprodotto, pur se quest’ultima avverrà sostanzialmente in modo diverso, ovvero sotto forma di valore monetario e non più di quantità espressa in termini di energia.

L'operazione di "scambio sul posto" - così come costruita dalla delibera n.74/2008 (immissione in rete dell'energia da parte dell'utente e corresponsione di un contributo da parte di GSE) - viene a configurare un contratto di vendita di energia in base al quale l'utente s'impegna a conferire l'energia autoprodotta a GSE e quest'ultimo, al contempo, si obbliga a corrispondere all’utente stesso un importo – il contributo in conto scambio - che assume natura di corrispettivo.

Quindi gli utenti percettori del contributo in conto scambio vengono a configurarsi, in linea generale, come produttori e venditori di energia e dovranno adempiere alle relative obbligazioni fiscali, illustrate con circolare n.46 del 19 luglio 2007 e nel seguito riassunte(una eccezione è rappresentata dal caso di un impianto posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale, fino a 20 kW di potenza).

Nello specifico, a seconda della tipologia di soggetto utilizzatore il contributo in conto scambio, assumerà fiscalmente il seguente trattamento: A) Persona fisica o ente non commerciale •

Impianti posti al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale, di potenza fino a 20 kW e oltre:

1. Qualora l'impianto, per la sua collocazione (ad esempio, sul tetto dell’abitazione o su un'area di pertinenza), risulti installato essenzialmente per fare fronte ai bisogni energetici dell’abitazione o sede dell’utente (ovvero per usi domestici, di illuminazione, alimentazione di apparecchi elettrici, ecc. e, a tal fine, l'impianto risulti posto direttamente al servizio dell'abitazione o della sede medesima) si ritiene che 1'immissione di energia in rete per effetto del servizio di scambio sul posto non concretizzi lo svolgimento di una attività commerciale abituale e che il relativo contributo in conto scambio erogato dal GSE non assuma rilevanza fiscale.

2. Diversamente se (pur essendo a servizio dell’abitazione) l’impianto è di potenza superiore a 20 kW, nella considerazione che impianti di dimensioni maggiori siano realizzati da soggetti che debbano soddisfare esigenze diverse da quelle strettamente privatistiche di un’ abitazione o di una sede di un ente non commerciale. L'energia prodotta e immessa in rete dovrà essere considerata come ceduta alla rete medesima nell'ambito di un'attività commerciale (vendita di energia)e il contributo in conto scambio costituirà un corrispettivo rilevante sia ai fini dell’IVA che delle imposte dirette. Gli utenti dovranno emettere fattura nei confronti del GSE in relazione al corrispettivo di cessione.

•

Impianto non posto al servizio dell'abitazione

Quando l'impianto, per la sua collocazione, non risulti posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'utente (ad esempio, perché situata su un'area separata dall’abitazione

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 21 - La fiscalità del fotovoltaico 21.6 - Fotovoltaico e ICI

e non di pertinenza della stessa), l'energia immessa in rete per effetto del servizio di scambio sul posto dovrà essere considerata ceduta alla rete medesima nell'ambito di un'attività commerciale, perciò rilevante sia ai fini dell’IVA che delle imposte dirette. Gli utenti, quindi dovranno emettere fattura nei confronti del GSE in relazione al corrispettivo di cessione.

B) Imprenditore o soggetto passivo IRES Il contributo in conto scambio costituirà un corrispettivo rilevante sia ai fini dell’IVA che delle II.DD.; l'utente dovrà emettere fattura nei confronti del GSE in relazione al corrispettivo di cessione.

C) Lavoratore autonomo Il contributo in conto scambio costituirà un corrispettivo rilevante ai fini dell’IVA e delle II.DD., tuttavia, poiché tale corrispettivo è relativo allo svolgimento di un’attività diversa da quella professionale esercitata, il contribuente dovrà tenere per la produzione e cessione di energia una contabilità separata ai sensi dell'art.36, secondo comma, del DPR 26 ottobre 1972, n. 633, e fatturare al GSE l’importo percepito.

21.6 - FOTOVOLTAICO E ICI La questione più recente circa la tassazione del FV è quella che riguarda l’accatastamento delle “centrali elettriche a pannelli fotovoltaici”, che, in sintesi, (risoluzione n.3/2008): secondo l’Agenzia del Territorio rientrerebbero nella categoria “D/1 – opifici”, in base ad una disciplina catastale datata 1949.

L’Agenzia osserva innanzitutto che un impianto fotovoltaico è un impianto destinato alla produzione di energia elettrica attraverso i moduli fotovoltaici, che possono essere meccanicamente preassemblati a formare un pannello fotovoltaico. I pannelli posizionati permanentemente al suolo - deduce l’Agenzia – possono essere assimilati alle turbine delle centrali idroelettriche, utilizzate per trasformare l'energia meccanica dell'acqua in energia elettrica, per il tramite dell'alternatore.

L’Agenzia afferma che: gli immobili ospitanti gli impianti fotovoltaici del tipo in esame (parchi fotovoltaici che immettono l’energia in rete), si qualificano senza dubbio come unità immobiliari.

A differenza delle porzioni di fabbricato che ospitano impianti di modesta potenza e destinati prevalentemente ai consumi domestici, che non hanno autonoma rilevanza catastale e sono da considerarsi pertinenze È evidente – conclude l’Agenzia – che le centrali elettriche a pannelli fotovoltaici devono essere accertate nella categoria “D/1 – opifici” e che nella determinazione della relativa rendita catastale devono essere inclusi i pannelli fotovoltaici, in analogia con la prassi, ormai consolidata, adottata in merito alle turbine delle centrali elettriche.

Sul piano economico l’ICI rappresenterebbe un onere insostenibile per il settore, certamente di serio ostacolo per il suo sviluppo.

Le conseguenze economiche dell’ICI applicata al FV sono stimabili in una incidenza sul piano economico di un’impresa, che realizza l’impianto a scopi commerciale, che può andare dai 15 ai 30.000 €/anno/MW.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.1 - Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.)

22 - VALUTAZIONE D’IMPATTO AMBIENTALE (V.I.A.) Questo capitolo tratta in generale delle procedure tecnico amministrative circa la Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A) per poi entrare in merito alla valutazione di un impianto fotovoltaico.

22.1 - VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE (V.I.A.) In merito alla Valutazione di Impatto Ambientale il quadro normativo italiano precedente al Testo Unico sull'Ambiente D.Lgs. n. 152/2006, così come modificato ed integrato dal D.Lgs. 4/08 e poi dal D.Lgs. 128/2010, si presentava come indicato in figura:

La V.I.A., applicata ai progetti di centrali fotovoltaiche, deve esaminare l’impatto che avrà il costruendo parco fotovoltaico sull’ambiente circostante, in particolare per quanto riguarda l’impatto visivo, l’occupazione del territorio, l’interazione con le onde elettromagnetiche delle trasmissioni radio, la definizione di criteri che permettano la dismissione senza arrecare danno all’ambiente, ecc.

Il permesso a costruire/installare, solitamente composto dai nulla osta di numerosi uffici amministrativi locali, dipende molto dalla V.I.A. e soprattutto dalla sua interpretazione da parte degli enti locali. Generalmente vengono stabiliti criteri oggettivi tendenti alla definizione del reale impatto della proposta presentata.

La V.I.A. è definita e regolamentata regione per regione, in modo che gli operatori del settore adeguino a tali indicazioni nella predisposizione dei loro progetti, adattandoli alle caratteristiche ambientali del territorio e preservandone le peculiarità.

L’amministrazione locale o regionale, nella fase di analisi preventiva del V.I.A., nel corso dell’esame della documentazione presentata dal proponente, se lo ritiene opportuno richiede modifiche e/o integrazioni al progetto.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.1 - Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.)

FASI DELLA V.I.A. L’attuale Testo Unico sull'Ambiente prevede, anche per gli impianti fotovoltaici, il susseguirsi delle seguenti fasi: 1. lo svolgimento di una verifica di assoggettabilità (screening); 2. la definizione dei contenuti dello studio di impatto ambientale (scoping); 3. la presentazione e la pubblicazione del progetto (SIA) ; 4. lo svolgimento di consultazioni; 5. la valutazione dello studio d’impatto ambientale (SIA) e degli esiti delle consultazioni; 6. la decisione; 7. l'informazione sulla decisione; 8. il monitoraggio ambientale.

PROCEDURA DI VERIFICA DI ASSOGGETTABILITÀ (SCREENING) La procedura di verifica preliminare o screening è una procedura tecnico amministrativa volta ad effettuare una valutazione preliminare della significatività dell'impatto ambientale di un progetto, determinando se lo stesso richieda, in relazione alle possibili ripercussioni sull'ambiente, lo svolgimento successivo della procedura di valutazione dell'impatto ambientale. Si applica a: •

Progetti dell’Allegato II che servono allo sviluppo e collaudo di nuovi metodi e prodotti da utilizzare non oltre due anni;

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•

Modifiche, estensioni dei progetti elencati nell’Allegato II che comportino apprezzabili effetti negativi sull’ambiente;

•

Progetti dell’Allegato IV.

PROCEDURA DI DELIMITAZIONE DEL CAMPO D'INDAGINE (SCOPING) La procedura di delimitazione del campo d'indagine o scoping è una procedura tecnicoamministrativa volta a valutare la proposta dei contenuti del successivo Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) al fine di indirizzare il proponente di un'opera alla completa e sufficiente analisi delle componenti ambientali interessate dal progetto.

Normalmente si parte da una proposta di indice dello S.I.A. con una descrizione sommaria dell'opera da realizzare e del territorio in cui si inserisce, descrivendo quindi le tipologie di analisi e i modelli di studio che verranno condotte per determinare i possibili impatti. L'amministrazione esaminatrice approva la proposta di S.I.A. indicando eventuali ulteriori elementi di approfondimento rispetto a quelli proposti. In ogni caso, l'attivazione di una delimitazione del campo d'indagine non preclude, in fase di procedura di valutazione dell'impatto ambientale, la richiesta di eventuali integrazioni o approfondimenti anche di tipo analitico.

SVOLGIMENTO DI CONSULTAZIONI È possibile ricorrere alle consultazioni tecniche/popolari in fase di screening o V.I.A. In fase di screening si adotta la seguente procedura: •

Avviso avvio procedimento sulla G.U. o sul B.U.R.;

•

Copia integrale progetto consultabile: o

per i progetti competenza regionale presso il Comune;

o

per i progetti competenza statale presso Regione, Province;

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•

45 giorni utili per osservazioni del pubblico;

•

Esiti della procedura pubblicati sulla G.U./B.U.R e sito WEB autorità competente.

In fase di V.I.A. si adotta la seguente procedura: •

Avviso di avvio procedimento a mezzo stampa e sito WEB autorità competente;

•

Copia integrale progetto consultabile presso uffici autorità competente, Regione, Provincia, Comune;

•

60 giorni utili per osservazioni del pubblico;

•

Possibilità di INCHIESTA PUBBLICA;

•

Possibilità di un confronto con presentatori osservazioni;

•

Esiti della procedura pubblicati sulla G.U./B.U.R e sito WEB autorità competente.

PROCEDURA DI VALUTAZIONE DELLO S.I.A. E DEGLI ESITI DELLE CONSULTAZIONI

Il S.I.A. (Studio di Impatto Ambientale) è predisposto, nel rispetto degli esiti della fase di consultazione, secondo le indicazioni dell’Allegato VII di cui sono contenuti essenziali: •

Descrizione progetto, caratteristiche, dimensione, localizzazione.

•

Misure di mitigazione e compensazione ambientale.

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•

Dati per individuare impatti ambientali.

•

Descrizione principali alternative compresa alternativa zero, con motivazioni.

•

Misure di monitoraggio.

Lo SIA è lo strumento centrale della VIA, la cui redazione è dettatat dalle norme tecniche del DPCM 27/12/1988 e s.m.i., che fornisce gli elementi tecnici sugli impatti ambientali dell’opera pertinenti a valutare la sua compatibilità con il contesto ambientale. In riferimento alla detta normativa il S.I.A. si articola in tre “quadri” di riferimento: •

Programmatico: fornisce gli elementi conoscitivi sulle relazioni tra l'opera progettata e gli atti di pianificazione e programmazione territoriale e settoriale (coerenza del progetto).

•

Progettuale: descrive la motivazione (costi/benefici), l’evoluzione (cantiere&exe …provvedimenti gestionali) e le alternative (…opzione zero!) del progetto e le soluzioni tecniche adottate a seguito degli studi effettuati, nonché l'inquadramento nel territorio (vincoli e condizionamenti), inteso come sito e come area vasta (15-20 km).

•

Ambientale: descrive l’ambiente interessato, i relativi sistemi e le mutue relazioni; stima qualitativamente e quantitativamente gli impatti indotti dall'opera sul sistema ambientale secondo criteri descrittivi, analitici e previsionali; documenta i livelli di qualità preesistenti; definisce gli strumenti di gestione e di controllo.

Inoltre lo S.I.A. deve contenere una Sintesi Non Tecnica (SNT) ossia una descrizione dello studio e dei suoi esiti in forma semplice ad uso del pubblico.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.1 - Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.)

Il S.I.A. dovrebbe contenere tra l'altro un quadro delle condizioni del contesto, un confronto degli impatti ambientali prodotti da varie alternative progettuali, la descrizione delle misure previste per mitigare e per monitorare gli impatti ambientali.

I contenuti del S.I.A. in genere comprendono indicatori ambientali, carte tematiche, mappe con inserimento del progetto e delle opere ausiliarie, schizzi, foto e restituzioni grafiche del sito ante e post l’intervento stesso. Il S.I.A. normalmente si avvale di diverse tecniche per organizzare le informazioni e gerarchizzare l’esposizione, facendo uso di metodiche di rappresentazione come liste, matrici, diagrammi ecc. Per la redazione dei punti più specialistici del S.I.A. e per valutarne i contenuti vengono normalmente consultati esperti. Le consultazioni del pubblico integrano il giudizio degli esperti per valutare in modo partecipato la compatibilità del progetto in esame.

L’autorità competente per la VIA, per garantire la partecipazione dei cittadini può anche richiedere che sia fatta un’inchiesta pubblica, soprattutto per progetti di una certa complessità.

Decisione e informazione sulla decisione Le decisioni di V.I.A. si basano soprattutto sui contenuti del S.I.A. e delle osservazioni pervenute. Qualora il S.I.A. risulti inadeguato si richiedono integrazioni. Entro i termini predefiniti dalla normativa l’autorità competente si pronuncia sulla compatibilità ambientale del progetto presentato. L'eventuale pronuncia favorevole contiene tra l'altro le prescrizioni necessarie per la mitigazione degli impatti sfavorevoli sull’ambiente. Le decisioni sulla compatibilità ambientale e le informazioni relative al progetto devono essere diffuse e pubblicate, a cura del proponente, su quotidiani, bollettini e su organi ufficiali delle amministrazioni.

Monitoraggio ambientale Obiettivi del monitoraggio ambientale sono valutare l’accuratezza delle stime preliminari e assicurarsi che non si verifichino impatti imprevisti. In sostanza il monitoraggio serve per tenere sotto controllo la situazione durante le varie fasi di vita degli interventi sottoposti a VIA dopo la loro approvazione. Possono essere previste misure di monitoraggio finalizzate alla verifica dei parametri di progetto e degli impatti nel tempo e nello spazio, delle azioni realizzate. In sintesi il D.Lgs. 4/2008 ha apportato le seguenti modifiche: •

Il provvedimento di VIA contiene indicazioni per la progettazione e per il controllo e monitoraggio.

•

Ci si può avvalere del sistema delle Agenzie ambientali (ARPA).

•

Modalità di monitoraggio , esiti, ed eventuali misure correttive sono rese pubbliche attraverso siti WEB autorità competenti, procedenti ed ARPA.

Novità introdotte dal D.Lgs. 4/2008 Procedura •

Progetto preliminare / definitivo;

•

Regolamentazione della fase di scoping e screening;

•

Possibilità di adeguare il progetto a seguito delle osservazioni del pubblico;

•

Controllo dell’ottemperanza delle prescrizioni e monitoraggio;

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.2 - Gli effetti ambientali del fotovoltaico

•

Pronuncia di compatibilità ambientale con valenza limitata (5 anni).

Tempi •

Maggiore definizione dei termini temporali delle varie fasi del procedimento;

•

In caso di superamento intervento della Presidenza del Consiglio dei Ministri (Poteri sostitutivi);

Partecipazione/pubblicità •

Pubblicità estesa a tutte le fasi (GU, BUR, giornali, WEB).

•

Possibilità di inchiesta pubblica, contraddittorio proponente/pubblico.

Novità introdotte dal D.Lgs. 128/2010 Il 26 agosto 2010 è entrato vigore il D.Lgs. 29 giugno 2010, n. 128, che oltre a descrivere in maniera estesa la Parte II del D.Lgs.152/2006 per quanto riguarda le procedure di VIA e VAS, inserisce il Titolo III-bis (AIA) nel “Codice ambientale” (accompagnato da 6 nuovi allegati) con l'obiettivo di integrare definitivamente la disciplina IPPC (D.Lgs 59/2005 e s.m.i.).

Vengono inoltre modificate: la tipologia di "impatti ambientali" di riferimento per quanto riguarda la VIA e la VAS, prima “possibili e significativi”, ora “effettivi, significativi e negativi”, tempi, …

22.2 - GLI EFFETTI AMBIENTALI DEL FOTOVOLTAICO Come ampiamente riconosciuto nella comunità tecnico-scientifica e riscontrabile diffusamente in numerosi documenti specialistici pubblicati dalle più autorevoli agenzie mondiali per l’ambiente, gli impianti fotovoltaici sono caratterizzati intrinsecamente dall’assenza di emissioni solide liquide o gassose e nonché di apprezzabili emissioni sonore durante il loro funzionamento. Opportuni criteri di localizzazione e misure di mitigazione, inoltre, consentono di contenere entro livelli trascurabili i potenziali disturbi derivanti dalla propagazione di campi elettromagnetici, associati alla produzione ed al trasporto di energia elettrica, gli effetti estetico-percettivi sul paesaggio naturale o costruito nonché quelli derivanti dalla sottrazione di aree naturali.

Sulla base di tali assunzioni, considerata la tipologia di impianto, è innegabile come l’aspetto correlato alla percezione visiva debba essere considerato senz’altro prevalente rispetto agli altri fattori di impatto. Di fatto, dunque, i confini dell’ambito di influenza diretta dell’opera possono farsi ragionevolmente coincidere con il campo di visibilità dell’impianto stesso.

Per quanto attiene agli ulteriori potenziali effetti ambientali, gli stessi si ritengono principalmente circoscrivibili alle aree direttamente interessate dalle opere o immediatamente limitrofe ai siti di intervento.

In questo quadro, peraltro, corre l’obbligo di rimarcare i benéfici effetti dell’intervento a livello globale in termini di riduzione delle emissioni atmosferiche da fonti energetiche non rinnovabili nonché le positive ricadute socio-economiche a livello locale, considerata la debolezza del sistema economico dell’Italia.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.3 - Effetti sulla qualità dell’aria e sui cambiamenti climatici

22.3 - EFFETTI SULLA QUALITÀ DELL’ARIA E SUI CAMBIAMENTI CLIMATICI Come noto per “gas serra” si intendono quei gas presenti nell’atmosfera, di origine sia naturale che antropica, che, assorbendo la radiazione infrarossa, contribuiscono all’innalzamento della temperatura dell’atmosfera. Questi gas, infatti, permettono alle radiazioni solari di attraversare l’atmosfera mentre ostacolano il passaggio inverso di parte delle radiazioni infrarosse riflesse dalla superficie terrestre, favorendo in tal modo la regolazione ed il mantenimento della temperatura del pianeta. Questo processo è sempre avvenuto naturalmente ed è quello che garantisce una temperatura terrestre superiore di circa 33°C rispetto a quella che si avrebbe in assenza di questi gas.

Già dalla fine degli anni ’70 cominciò ad essere rilevata la tendenza ad un innalzamento della temperatura media del pianeta, notevolmente superiore rispetto a quella registrata in passato, portando i climatologi ad ipotizzare che, oltre alle cause naturali, il fenomeno potesse essere attribuibile anche alle attività antropiche. La prima Conferenza mondiale sui cambiamenti climatici, tenutasi nel 1979, avviò la discussione su “..come prevedere e prevenire potenziali cambiamenti climatici causati da attività umane che potrebbero avere un effetto negativo sul benessere dell'umanità".

Una svolta nella politica dei cambiamenti climatici si è avuta in occasione della Conferenza delle parti, tenutasi a Kyoto nel 1997, con l'adozione dell’omonimo Protocollo.

I sei gas ritenuti responsabili dell’effetto serra sono: l'anidride carbonica (CO2), prodotta dall'impiego dei combustibili fossili in tutte le attività energetiche e industriali, oltre che nei trasporti; il metano (CH4), prodotto dalle discariche dei rifiuti, dagli allevamenti zootecnici e dalle coltivazioni di riso; il protossido di azoto (N2O), prodotto nel settore agricolo e nelle industrie chimiche; gli idrofluorocarburi (HFC); i perfluorocarburi (PFC); l'esafluoruro di zolfo (SF6), tutti e tre impiegati nelle industrie chimiche e manifatturiere.

Tra questi gas l’anidride carbonica (CO2) è quello che apporta il maggiore contributo, sebbene, a parità di quantità di emissioni in atmosfera, il metano possieda un ”potenziale serra” maggiore. I quantitativi di anidride carbonica emessi in atmosfera, infatti, risultano di gran lunga superiori rispetto agli altri composti, rendendo tale gas il maggiore responsabile del surriscaldamento del pianeta. Ciò è dovuto al fatto che la CO2 è uno dei prodotti della combustione di petrolio e carbone, i combustibili fossili più diffusi nella produzione di energia elettrica e termica. Conseguentemente, i settori maggiormente incriminati dei cambiamenti climatici sono il termoelettrico, il settore dei trasporti e quello del riscaldamento per usi civili.

Sotto questo profilo, il fotovoltaico potrà consentire, attraverso la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, di evitare l’emissione annua in atmosfera di anidride carbonica prodotte da centrali elettriche da fonti convenzionali.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.4 - Effetti sui terreni e sulle acque

Allo stesso modo, la realizzazione di un impianto fotovoltaico potrà determinare una apprezzabile sottrazione di ulteriori emissioni atmosferiche, associate alla produzione energetica da fonte convenzionale, responsabili del deterioramento della qualità dell’aria a livello locale, ossia di Polveri, SO2 e NOx.

22.4 - EFFETTI SUI TERRENI E SULLE ACQUE Gli studi geologici, geomorfologici, idrologici, idrogeologici e geotecnici concernenti la realizzazione di un impianto fotovoltaico, potranno consentire di escludere significative criticità di carattere prettamente ambientale, sui terreni o sulle acque, associate alla realizzazione dell’impianto.

Sotto il profilo geomorfologico, nell’area di impianto bisogna valutare eventuali fenomeni di dissesto quiescenti o attivi, e la presenza, immediatamente a ridosso, versanti acclivi e/o soggetti a fenomeni di crollo.

Bisogna escludere, pertanto, i rischi di peggioramento delle condizioni di equilibrio statico dei versanti e di stabilità dei suoli attraverso trasformazioni del territorio non compatibili, conseguenti alla realizzazione dell’opera.

Dal punto di vista geotecnico, le rocce non dovranno presentare particolari problematiche, considerata anche la tipologia di strutture previste.

Dal punto di vista idraulico, l’impianto fotovoltaico non rappresenta un fattore critico se: ubicato a debita distanza dai canali di drenaggio; non interessa la rete idrografica e non costituisce impedimento al deflusso delle acque e pertanto non crea condizioni di pericolosità o di danno potenziale alla stessa; non costituisce ostacolo al deflusso delle acque piovane secondo la naturale o artificiale pendenza del terreno, in quanto i pannelli fotovoltaici risultano sopraelevati rispetto al piano di campagna.

Sotto il profilo idrogeologico, un’indagine geognostica può consentire di escludere la presenza di una falda acquifera, sia entro la coltre di copertura della bancata basaltica che entro l’ammasso roccioso. Se non è prevista la pavimentazione delle aree di impianto, l’intervento non altera sostanzialmente le naturali condizioni di permeabilità dei suoli se non in corrispondenza delle fondazioni, che andrebbero a occupare una superficie di gran lunga inferiore rispetto a quella complessiva. Come conseguenza si deve ritenere che la realizzazione dell’impianto non determina apprezzabili squilibri sul preesistente assetto idrogeologico dell’area.

22.5 - EFFETTI SUL PAESAGGIO Considerata la particolare tipologia di impianto, la problematica legata agli aspetti percettivi è da ritenersi prevalente in quanto capace di rappresentare una visione sintetica degli effetti paesistico-ambientali.

Per una corretta valutazione bisogna considerare: le caratteristiche morfologiche dell’area di intervento; destinazione d’uso dell’area (es. insediamento di attività industriali,…);

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.6 - Effetti sulla vegetazione e sulla fauna

le caratteristiche strutturali e realizzative dell’impianto per un ottimale recupero delle aree sotto il profilo estetico-percettivo una volta che si sarà proceduto alla dismissione della centrale (es. l’installazione di manufatti amovibili di modesta dimensione, opere di fondazione scarsamente invasive,…); Come accennato in precedenza, la valutazione dell’impatto visivo degli impianti fotovoltaici, soprattutto di quelli di taglia industriale, rappresenta certamente un aspetto di estrema rilevanza nell’ambito dell’analisi degli effetti ambientali associati a tale categoria di opere. Ciò in relazione, in particolare, alla necessità di prevedere l’occupazione di estese superfici al fine di assicurare significative produzioni energetiche. L’alterazione del campo visivo, infatti, con le sue conseguenze sulla percezione sociale, culturale e storica del paesaggio nonché sulla fruibilità dei luoghi, può ritenersi certamente il problema più avvertito dalle comunità locali.

Al fine di rappresentare adeguatamente le condizioni di futura visibilità dell’impianto, si procede alla predisposizione di una mappa di intervisibilità atta a consentire di operare una valutazione preliminare dell’interferenza visiva dell’impianto La mappa, in sintesi, consente di riscontare rapidamente le porzioni di territorio da cui l’impianto è visibile, opportunamente colorate.

In funzione delle informazioni ricavate dall’analisi territoriale e dall’elaborazione della mappa di intervisibilità, si procede alla realizzazione di un report fotografico atto ad illustrare la situazione ex ante del quadro percettivo a livello di area vasta e di ambito ristretto.

Infine, si procede alla costruzione di fotosimulazioni di inserimento paesistico delle opere rispetto ad alcuni punti di vista, ritenuti maggiormente significativi ai fini dell’ analisi.

E’ opportuno produrre ad esempio fotosimulazioni costruite con riferimento alla prospettiva che si ricava dell’area dai centri abitati più prossimi al sito di intervento.

22.6 - EFFETTI SULLA VEGETAZIONE E SULLA FAUNA Come più volte sottolineato in precedenza, l’assenza di emissioni (liquide, gassose e rumore) unitamente ad una produzione di rifiuti pressoché nulla (se si eccettua la fase di dismissione), costituiscono presupposti tali da assicurare, per gli impianti fotovoltaici, effetti generalmente trascurabili sulla qualità delle matrici ambientali del contesto in cui gli stessi si inseriscono.

In virtù di quanto espresso in precedenza, l’impatto dell’intervento sulla componente vegetazionale appare limitato all’eliminazione della vegetazione presente in sito, indispensabile al fine di procedere alla regolarizzazione della superficie del terreno nonché alla messa in opera dei moduli fotovoltaici. Nell’area ristretta più direttamente interessata dalle opere bisogna valutare la presenza di comunità vegetali di interesse naturalistico e/o scientifico, lo spettro floristico , eventuali Z.I.R., ecc…

Generalmente appare difficile affermare che un l’impianto possa comportare una apprezzabile perdita di naturalità e un peggioramento della qualità ambientale complessiva dell’area. In definitiva, alla luce di tutte le precedenti valutazioni si può considerare il fotovoltaico di impatto irrilevante sulla componente vegetazionale.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.6 - Effetti sulla vegetazione e sulla fauna

Inoltre bisogna valutare gli eventuali rischi di interferenza sulle aree limitrofe, sugli equilibri naturali di tipo biotico o abiotico.

I requisiti ambientali di assoluta sicurezza, propri degli impianti fotovoltaici, sono tali da assicurare la conservazione degli habitat e delle specie riscontrabili nell’area prescelta nonché la tutela delle eventuali emergenze floristico-vegetazionali più significative del territorio.

Peraltro i suddetti generali requisiti di sicurezza ambientale non sono di per sé sufficienti per escludere del tutto potenziali influenze dell’opera a carico della componente faunistica; influenze che risulteranno diversificate in funzione del periodo di vita dell’impianto (costruzione, esercizio e dismissione/ripristino).

Gli impatti in fase di costruzione avranno in ogni caso una durata limitata nel tempo (pari alla durata dei lavori) ed è ragionevole ipotizzare che le specie interessate ritorneranno spontaneamente e gradualmente ad occupare le aree prossime all’impianto una volta concluse le opere.

Nel prospetto sottostante sono state riassunte schematicamente le tipologie potenziali di effetti (“incidenze”) a carico della componente faunistica, che possono conseguire a seguito della realizzazione di un qualsiasi intervento dell’uomo sul territorio. Sulla base di tali effetti potenziali, considerate le metodologie di realizzazione dell’opera, l’estensione e le caratteristiche territoriali e le modalità di esercizio dell’impianto, è possibile definire una probabilità di incidenza relativa al caso specifico.

L’incidenza è da ritenersi ridotta in merito agli abbattimenti o prelievi per la classe degli anfibi e dei rettili, poiché, nonostante le mitigazioni previste (misure per ridurre l’impatto), è possibile comunque la perdita di qualche individuo nell’area di intervento a seguito delle movimentazioni del terreno. Le emissioni rumorose sono un fattore d’incidenza ritenuto ridotto in quanto limitato al periodo della sola realizzazione dell’impianto e non al suo esercizio, inoltre bisogna considerare la presenza di eventuali attività industriali nelle aree limitrofe che determina emissioni più elevate e continue nell’arco dell’anno. Infine la perdita di habitat riproduttivo o di alimentazione non è da ritenersi significativa considerata l’estensione della superficie che verrà sottratta rispetto alla presenza di superfici simili nelle eventuali aree contermini all’interno del SIC o al di fuori dei confini dello stesso.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.7 - Effetti sotto il profilo socio-economico

22.7 - EFFETTI SOTTO IL PROFILO SOCIO-ECONOMICO Trattandosi di impianti che non richiedono la presenza di personale in centrale, l’esercizio degli impianti fotovoltaici non è, in genere, all’origine di apprezzabili riflessi diretti sull’occupazione locale.

Peraltro in un contesto economicamente fragile come quello Italiano l’espansione e la diffusione delle fonti energetiche rinnovabili può comunque rappresentare una opportunità per le imprese operanti nel territorio nonché un impulso alla nascita di aziende specializzate nell’installazione/manutenzione di tali sistemi.

Bisogna realizzare le condizioni per favorire un armonico inserimento delle sue iniziative nel contesto locale con la disponibilità ad investire nel territorio, anche attraverso la creazione di realtà produttive e/o di ricerca legate allo sviluppo delle energie rinnovabili da fonte solare. Risulta importante anche la sensibilità rispetto all’esigenza di assicurare positive ricadute economiche nel territorio, conseguenti alla realizzazione dell’impianto. A tal fine, nell’ambito dell’affidamento dei lavori di realizzazione dell’impianto, ci si dovrebbe impegnare a contrattare prioritariamente con aziende operanti nel contesto locale, sempre che siano in possesso delle necessarie qualifiche.

La nascita di un polo delle energie rinnovabili inoltre, risulterebbe certamente coerente e sinergica con alcune ipotesi di valorizzazione di eventuali vicini villaggi.

D’altro canto, considerata l’estrema sicurezza dell’impianto sotto il profilo ambientale ed igienico-sanitario unitamente alla localizzazione, si può ragionevolmente ritenere che la realizzazione dell’impianto non possa determinare effetti negativi apprezzabili sulla consistenza delle risorse del comparto agroalimentare e turistico.

22.8 - EFFETTI SULLA SALUTE PUBBLICA La presenza di un impianto fotovoltaico non origina rischi apprezzabili per la salute pubblica; al contrario, su scala globale, lo stesso determina effetti positivi in termini di contributo alla riduzione delle emissioni di inquinanti, tipiche delle centrali a combustibile fossile, e dei gas-serra in particolare.

Per quanto riguarda il rischio elettrico, sia i moduli fotovoltaici che le cabine di centrale saranno progettati ed installati secondo criteri e norme standard di sicurezza, in particolare per quanto riguarda la realizzazione delle reti di messa a terra delle strutture e componenti metallici.

Anche le vie cavo interne all’impianto saranno posate secondo le modalità valide per le reti di distribuzione urbana e seguiranno percorsi interrati.

Per quanto attiene alla presenza di campi elettromagnetici ed alle emissioni acustiche, in ragione dell’ubicazione prescelta per l’impianto, possono ragionevolmente escludersi rischi per la salute pubblica.

22.9 - PRODUZIONE DI RIFIUTI La costruzione e l’esercizio di un campo fotovoltaico non determina significative produzioni di rifiuti.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 22 - Valutazione d’Impatto Ambientale (V.I.A.) 22.10 - Campi elettromagnetici

Durante la fase di cantiere, in particolare, sarà assicurata una attenta gestione dei rifiuti prodotti che prevedrà modalità di raccolta selettiva dei residui prodotti e l’applicazione di tutte le misure necessarie per limitarne la produzione.

Al termine delle attività di costruzione, inoltre, l’impresa incaricata dovrà attivarsi per rimuovere ed avviare a smaltimento e/o a recupero tutti i materiali di scarto prodotti e temporaneamente accumulati in loco.

Al fine di assicurare un’ottimale gestione dei rifiuti da apparecchiature elettriche ed elettroniche, ci si impegnerà ad avvalersi di quei fornitori di pannelli fotovoltaici ed apparecchiature elettriche che propongono la stipula di un "Recycling Agreement", o comunque in possesso di certificazioni di processo o di prodotto (EMAS o ISO 14000, ad esempio). Ciò al fine di assicurare l’ottimale gestione del fine vita di tutti i componenti dei moduli fotovoltaici (vetri, materiali semiconduttori incapsulati, metalli, ecc.).

Al termine della fase di dismissione la ditta fornitrice rilascerà, inoltre, un certificato attestante l'avvenuto recupero secondo il programma allegato al contratto.

22.10 - CAMPI ELETTROMAGNETICI Gli impianti fotovoltaici, essendo caratterizzati dalla presenza di elementi per la produzione ed il trasporto di energia elettrica, sono potenzialmente interessati dalla presenza di campi elettromagnetici.

I generatori e le linee elettriche costituiscono sorgenti di bassa frequenza (50 Hz), a cui sono associate correnti elettriche a bassa e media tensione.

L’attenzione per possibili effetti di campi elettromagnetici è giustamente focalizzata su linee elettriche di tensione più elevata. La normativa di riferimento circa le linee elettriche (DPCM 08/07/2003 “Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti”) ha definito, infatti, i limiti di esposizione e valori di attenzione, per la protezione della popolazione dalle esposizioni a campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) connessi al funzionamento e all'esercizio degli elettrodotti.

Nel medesimo ambito, il decreto stabilisce anche un obiettivo di qualità per il campo magnetico, ai fini della progressiva minimizzazione delle esposizioni. I limiti di esposizione, i valori di attenzione e gli obiettivi di qualità di cui al suddetto decreto non si applicano ai lavoratori esposti per ragioni professionali.

A tale proposito bisogna evidenziare se l’area interessata dall’impianto sia caratterizzata dall’assenza di popolazione residente; oppure gli unici insediamenti abitativi si trovano, ad una distanza dagli impianti elettrici tale da escludere qualunque rischio di esposizione diretta.

I cavidotti da utilizzare, essendo interrati, risultano schermati dal terreno.

In definitiva possono ragionevolmente escludersi, sulla base delle attuali conoscenze, effetti dovuti a campi elettromagnetici sull’ambiente o sulla popolazione derivanti dalla realizzazione dell’opera. A tale proposito, si sottolinea inoltre che la gestione dell’impianto non prevede la presenza di personale durante l’esercizio ordinario.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Progetto definitivo di un impianto fotovoltaico da 9,9 kWp

APPENDICE A - ESEMPIO DI PROGETTO FOTOVOLTAICO Questo capitolo è dedicato all’illustrazione del progetto definitivo di un impianto da 9,9 kW situato nel comune di Roma.

PROGETTO DEFINITIVO DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 9,9 KWP Viene illustrato il progetto definitivo di un impianto fotovoltaico di potenza nominale pari a 9,9 kW destinato ad operare in parallelo alla rete di distribuzione in bassa tensione di competenza del Gestore di Rete situato nel Comune di Roma, via Sempronio n.1.

L’impianto rappresenta un esempio di elevata integrazione del fotovoltaico in quanto i moduli vanno a costituire la copertura di una pensilina.

Il progetto è stato sviluppato in accordo con la guida CEI 0-2 che, come noto, stabilisce la documentazione di progetto per gli impianti elettrici. In particolare, i contenuti della documentazione di progetto sono: •

Relazione descrittiva

Descrizione dei criteri utilizzati per le scelte progettuali; Caratteristiche prestazionali e descrittive dei materiali prescelti; •

Relazione tecnica

Identificazione dell’opera, committente, ubicazione, attività oggetto dell’incarico; Dati di progetto; Criteri di scelta delle soluzioni impiantistiche elettriche; Criteri di scelta e dimensionamento dei componenti principali; •

Elaborati grafici

Schema elettrico unifilare; Schema elettrico multi filare; Planimetrie; •

Calcoli preliminari

Producibilità annua; Variazione tensione di stringa; Dimensionamento condutture elettriche; •

Disciplinare descrittivo e prestazionale degli elementi tecnici

Generatore fotovoltaico A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Relazione descrittiva

Gruppo di conversione Cavi e Cablaggi •

Quadro economico

•

Documentazione fotografica

•

Schede tecniche dei componenti d’impianto

Moduli •

Inverter

RELAZIONE DESCRITTIVA Descrizione dei criteri utilizzati per le scelte progettuali: •

La scelta dell’orientamento del generatore fotovoltaico (tilt e azimuth) è stata fatta con l’obiettivo di massimizzare la produzione compatibilmente con i vincoli architettonici della struttura.

•

Il dimensionamento dell’impianto è stato fatto in modo da evitare eccessi di produzione annua rispetto ai consumi annui dell’utenza elettrica (Produzione < Consumi).

•

La scelta della tensione del generatore fotovoltaico è stata fatta tenendo conto del limite dei 600 V previsto dal DPR 547/55, in modo da rimanere nel campo della BT facilitando in tal modo la reperibilità della componentistica.

•

La scelta della configurazione di sistema è stata fatta con l’obiettivo di realizzare un sistema trifase per quanto possibile equilibrato (CEI 11-20 IV ed. e DK 5940 ed.2.2);

•

Si è scelta una tecnologia di modulo che garantisce affidabilità delle prestazioni nel tempo.

•

Si è evitato l’utilizzo dispositivi interfaccia esterni ma si sono utilizzati quelli interni agli inverter.

Caratteristiche prestazionali e descrittive dei materiali prescelti: •

Moduli certificati IEC 61215 e con efficienza di circa 15 %.

•

Inverter certificati CEI 11-20, in tecnica PWM con separazione galvanica ed efficienza europea > 93 %.

•

Il quadro elettrico dovrà avere un grado di protezione adeguato all’ambiente di installazione (IP54).

•

Cavi idonei al tipo di posa e dimensionati in modo da produrre una c.d.t.< 2%.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Relazione tecnica

RELAZIONE TECNICA •

Identificazione dell’incarico;

dell’opera,

committente,

ubicazione,

attività

•

Dati di progetto:

•

Località;

•

Dati identificativi della struttura;

•

Dati identificativi fornitura elettrica: o BT con potenza contrattuale: 40 kW o tensione: 400 V o consumo annuale medio: 40 MWh

•

Dati sulla rete elettrica interna di distribuzione: o Tipo: TT o Distribuzione: trifase con neutro o Tensione nominale: 400 V o Dati sui carichi locali;

• •

Dati sugli eventuali vincoli urbanistici o architettonici del sito; Dati sull’irraggiamento globale su piano orizzontale del sito;

•

Eventuale presenza di corpi ombreggiamenti.

oggetto

Criteri di scelta delle soluzioni impiantistiche adottate: •

Il generatore fotovoltaico dovrà garantire una elevata continuità di servizio, pertanto si è scelta la gestione floating (sistema IT).

•

Data la limitata potenza, si è scelta la configurazione serie-parallelo (S-P) del generatore fotovoltaico.

•

Sul lato DC dell’impianto fotovoltaico non sarà prevista alcuna protezione contro i cortocircuiti.

•

Per consentire il sezionamento e la protezione da sovracorrenti, ciascuna stringa sarà dotata di un interruttore di manovra con fusibili.

•

I componenti di classe II (moduli FV) non andranno messi a terra.

•

L’impianto fotovoltaico verrà collegato a stella alla rete trifase di utente, in modo da realizzare un sistema trifase equilibrato.

Criteri di scelta e dimensionamento dei componenti principali: •

I moduli fotovoltaici dovranno essere in classe II al silicio cristallino, di potenza sufficientemente elevata (superiore almeno a 150 W) dotati di certificazione emessa da un laboratorio accreditato che certifichi la rispondenza del prodotto alla norma EN 61215 ed.2.

•

I moduli dovranno inoltre garantire dopo 20 anni l’80% della loro potenza nominale.

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165

ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Elaborati grafici

•

Gli inverter sono stati scelti in modo da accettare tutte le possibili tensioni fornite dal generatore fotovoltaico e rispondenti alle caratteristiche prestazionali già descritte.

•

Gli inverter sono stati scelti con un efficienza europea superiore al 93%, sono realizzati in tecnica PWM e sono dotati di separazione galvanica tra la sezione DC e quella AC.

•

La potenza nominale complessiva dei tre inverter prescelti è stata scelta in modo da non risultare inferiore al 80% circa della potenza nominale del generatore fotovoltaico.

ELABORATI GRAFICI

Planimetria con indicazione dei percorsi delle condutture elettriche, del quadro elettrico e del punto di allaccio alla Rete ENEL

Schema elettrico unifilare dell’impianto A cura del dott. mag. ing. Attilio Domenico CARDILLO - http://sites.google.com/site/dottmagingcad

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Calcoli preliminari

Schema elettrico multifilare dell’impianto

CALCOLI PRELIMINARI Producibilità annua:

Dove: •

LPV sono le perdite del generatore PV

•

ηinv è l’efficienza dell’inverter

•

H (i) è l’irraggiamento giornaliero medio mensile, del mese i-esimo, sul piano dei moduli in kWh/m2/giorno

•

m (i) è il numero di giorni del mese i-esimo

•

Pnom è la potenza nominale dell’impianto fotovoltaico, in kW

•

ISTC è l’irradianza solare in condizioni di test standard (1kW/m2)

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Calcoli preliminari

ACCOPPIAMENTO GENERATORE FV ED INVERTER (VERIFICA SULLA TENSIONE DC) Calcolo della tensione minima di stringa:

dove: •

T è la temperatuta della cella, in °C (70°C);

•

αV è il coefficiente di temperatura di tensione della cella, in mV/°C (-2,2 mV/°C);

•

C1 è una costante empirica (per il c-Si si può usare il valore: 29 mV*m2/W);

•

Irr è l’irradianza in W/m2 incidente sui moduli (~300 W/m2);

•

Irr,STC è l’irradianza in condizioni standard (1000 W/m2)

Applicando le relazioni di cui sopra si trova: ΔVcell= -134 mV; considerando che il modulo è composto dalla serie di 36 gruppi di tre celle connesse in parallelo, tenuto conto che la stringa si compone di 10 moduli in serie, si avrà: Vmin stringa= 125,8 V.

CALCOLO DELLA TENSIONE MASSIMA DI STRINGA La massima tensione di stringa può essere invece assunta approssimativamente pari alla sua tensione a circuito aperto in condizioni STC; si avrà quindi Vmax stringa= 216 V. Accoppiamento generatore FV ed inverter:

Il datasheet dell’inverter prescelto riporta un range per le tensioni accettate dall’MPPT che va 60V fino 260 V; poiché questo range include il campo di variazione della tensione di stringa, l’accoppiamento generatore FV ed inverter risulta corretto per ciò che concerne la tensione DC.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Calcoli preliminari

ACCOPPIAMENTO GENERATORE FV ED INVERTER (VERIFICA SULLE CORRENTI DC E AC) Per ciò che riguarda le massime correnti in DC e AC che lâ&#x20AC;&#x2122;inverter prescelto (QS 3200 max-I) è in grado di accettare/erogare, il datasheet riporta i seguenti valori: â&#x20AC;˘

Inom (lato DC) = 10 A oppure 20 A (con ingressi in parallelo)

â&#x20AC;˘

Inom (lato AC) = 12 A

â&#x20AC;˘

Lâ&#x20AC;&#x2122;accoppiamento in corrente lato DC è corretto in quanto la Isc di stringa è circa 10 A, quindi accettata dallâ&#x20AC;&#x2122;inverter.

â&#x20AC;˘

Se avessimo scelto il modello QS 3200, lâ&#x20AC;&#x2122;accoppiamento in corrente non sarebbe stato corretto in quanto la sua corrente nominale (7,5 A lato DC) sarebbe stata inferiore a quella di stringa (10 A). Lâ&#x20AC;&#x2122;inverter si sarebbe danneggiato o sarebbe andato in limitazione di potenza.

La corrente nominale in AC non pone problemi per lâ&#x20AC;&#x2122;inverter (12 A <-> Pmax 2750 W).

DIMENSIONAMENTO DELLE CONDUTTURE ELETTRICHE Calcolo della caduta di tensione per la conduttura in DC: â&#x2C6;&#x2020; % ¡

¡ ¡

dove: â&#x20AC;˘

L è la lunghezza della linea in metri;

â&#x20AC;˘

Inom è la corrente di stringa @STC;

â&#x20AC;˘

Vnom è la tensione di stringa @STC;

â&#x20AC;˘

R è la resistenza al km della linea, alla temperatura di 80°C (UNEL 35023-70) riportata nella tabella seguente:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Calcoli preliminari

Nel nostro caso abbiamo: â&#x20AC;˘

cavo: quadripolare

â&#x20AC;˘

sezione singolo conduttore (mmq): 4

â&#x20AC;˘

corrente di stringa @ STC(A): 10

â&#x20AC;˘

Lunghezza cavo (m): 30

â&#x20AC;˘

Tensione di stringa @STC (V): 174

â&#x20AC;˘

Resistenza al km @80°C (Ohm): 5,68

Applicando questa relazione otteniamo Î&#x201D;V%= 1,95%; il valore è quindi in linea con quanto prevede la guida CEI 82-25 (c.d.t. < 2%).

Se quindi ipotizziamo un cavo quadripolare da 4 mmq, nelle condizioni piĂš gravose (posa interrata) la relativa portata in regime permanente sarĂ circa 19 A:

CALCOLO DELLA CADUTA DI TENSIONE Calcolo della caduta di tensione per la conduttura in AC: â&#x2C6;&#x2020; % ¡

¡ , ! ¡

dove: â&#x20AC;˘

L è la lunghezza della linea in metri;

â&#x20AC;˘

Inom,inv è la corrente nominale dellâ&#x20AC;&#x2122;inverter;

â&#x20AC;˘

VAC è la tensione di Rete;

â&#x20AC;˘

R è la resistenza al km della linea, alla temperatura di 80 °C (UNEL 35023-70).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Disciplinare descrittivo e prestazionale degli elementi tecnici

Nel nostro caso abbiamo: â&#x20AC;˘

cavo: bipolare

â&#x20AC;˘

sezione singolo conduttore (mmq): 4

â&#x20AC;˘

corrente nominale inverter (A): 12

â&#x20AC;˘

Lunghezza cavo (m): 30

â&#x20AC;˘

Tensione AC (V): 230

â&#x20AC;˘

Resistenza/Reattanza al km @80°C (Ohm): 5,68 / 0,101

Applicando la relazione â&#x2C6;&#x2020; % ¡

4 5

¡ , ! ¡

Se quindi ipotizziamo un cavo bipolare da 4 mmq, nelle condizioni piĂš gravose (posa interrata) la relativa portata in regime permanente sarĂ circa 25 A.

DISCIPLINARE DESCRITTIVO E PRESTAZIONALE DEGLI ELEMENTI TECNICI Caratteristiche elettriche del generatore fotovoltaico:

Caratteristiche elettriche delle stringhe e del generatore fotovoltaico:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice A - Esempio di progetto fotovoltaico Documentazione fotografica e particolari di installazione

Caratteristiche elettriche del gruppo di conversione:

DOCUMENTAZIONE FOTOGRAFICA E PARTICOLARI DI INSTALLAZIONE

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Ambiti soggettivo e oggettivo d’applicazione

APPENDICE B - TRATTAMENTO FISCALE DELL’AZIENDA AGRICOLA La presente appendice approfondisce il trattamento fiscale nel caso di un impianto fotovoltaico installato in un'azienda agricola.

AMBITI SOGGETTIVO E OGGETTIVO D’APPLICAZIONE Negli ultimi anni il legislatore, nell’ottica dello sviluppo della produzione di energia mediante fonti rinnovabili, ha introdotto disposizioni di carattere fiscale volte ad incentivare l’esercizio di tale attività da parte di imprenditori agricoli.

•

I soggetti

Ai sensi dell’articolo 1, comma 423 della legge finanziaria 2006 e successive modificazioni,le attività effettuate dagli imprenditori agricoli di produzione e cessione di energia elettrica e calorica da fonti rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche, nonché di carburanti e prodotti chimici ottenuti da vegetali derivanti prevalentemente dal fondo, costituiscono attività connesse ai sensi dell’articolo 2135 terzo comma del codice civile e si considerano produttive di reddito agrario.

L’imprenditore agricolo, ai sensi del medesimo articolo 2135, è colui che svolge le attività di coltivazione del fondo, selvicoltura e allevamento di animali, nonché le attività connesse, ovvero, quelle attività svolte dal medesimo soggetto che si pongono in un rapporto di effettiva relazione e coerenza con l’attività agricola principale.

A decorrere dal 1° gennaio 2007, per effetto della citata disposizione (articolo 1, comma 1093, della legge 27 dicembre 2006, n. 296) la determinazione su base catastale del reddito agrario è stata estesa anche alle società di persone, alle società a responsabilità limitata e alle società cooperative che rivestono la qualifica di società agricole, ossia che svolgono esclusivamente le attività agricole e connesse di cui al richiamato articolo 2135 c.c. e la cui ragione sociale (se trattasi di società di persone) o denominazione sociale (se trattasi di società di capitali) contiene la locuzione “società agricola”.

Conseguentemente, i soggetti destinatari del regime fiscale previsto per la produzione di energia da fonti rinnovabili sono: 1. le persone fisiche, le società semplici e gli enti non commerciali che esercitano le attività agricole di cui all’articolo 2135 del C.C.; 2. le società di persone, le società a responsabilità limitata, e le società cooperative che rivestono la qualifica di società agricola ai sensi dell’articolo 2 del D.Lgs. n. 99 del 2004 che optano per la determinazione del reddito su base catastale.

•

L'oggetto

Il comma 423 della legge finanziaria 2006 ha ampliato la categoria delle attività agricole connesse di cui al terzo comma dell’articolo 2135 del codice civile, riconducendo tra le stesse anche le produzioni di:

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Reddito derivante dall'utilizzo di fonte fotovoltaica

•

energia elettrica e calorica derivante da fonti rinnovabili agroforestali e fotovoltaiche;

•

carburanti ottenuti da produzioni vegetali provenienti prevalentemente dal fondo;

•

prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti prevalentemente dal fondo.

Al riguardo la circolare 32 precisa che, di norma: 1. per fonti “rinnovabili agroforestali”: s’intendono le biomasse, ovvero, la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura (comprendente sostanze vegetali ed animali) e dalla silvicoltura (es. biomasse legnose che si ottengono da legna da ardere, cippato di origine agroforestale, o pellet derivante dalla segatura di legno); 2. per fonti “fotovoltaiche”: s’intendono i moduli o pannelli fotovoltaici, in grado di convertire l’energia solare in energia elettrica; 3. per “carburanti derivanti da produzioni vegetali”: s’intendono prodotti quali il bioetanolo (etanolo ricavato dalla biomassa ovvero dalla parte biodegradabile dei rifiuti, destinato ad essere usato come carburante); il biodiesel (etere metilico ricavato da un olio vegetale o animale, destinato ad essere usato come carburante); il biogas carburante ed altri carburanti simili; 4. per “prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli”: s’intendono prodotti quali biopolimeri, bioplastiche, ecc. che si ottengono per esempio da amido e miscele di amido, ecc. (prodotti della c.d. chimica verde).

REDDITO DERIVANTE DALL'UTILIZZO DI FONTE FOTOVOLTAICA La produzione di energia da fonte fotovoltaica, a differenza di quella derivante da fonti agroforestali, non richiede l’utilizzazione di prodotti provenienti dal fondo, bensì necessita della installazione di specifici impianti (pannelli fotovoltaici) in grado di convertire le radiazioni solari in energia elettrica o calorica.

Si tratta, dunque, di un’attività connessa “atipica” in quanto il suo svolgimento non richiede all’imprenditore agricolo l’impiego di prodotti derivanti dalla coltivazione del fondo.

Tale produzione prescinde, infatti, dalla coltivazione del fondo, del bosco o dall’allevamento di animali.

Ciò nonostante, trattandosi di attività agricola “connessa” presuppone, comunque, un collegamento con l’attività agricola tipica, caratterizzata dalla presenza di un’azienda con terreni coltivati e distinti in catasto con attribuzione di reddito agrario.

In particolare, i terreni, di proprietà dell’imprenditore agricolo o, comunque nella sua disponibilità, devono essere condotti dall’imprenditore medesimo ed essere ubicati nello stesso comune ove è sito il parco fotovoltaico, ovvero in comuni confinanti.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Requisiti

REQUISITI Il Ministero per le politiche agricole e forestali, con nota prot. n. 3896 del 27 luglio 2008ha indicato i requisiti necessari per poter qualificare la produzione in parola come produttiva di reddito agrario, tenendo anche conto delle finalità ambientali che il legislatore ha inteso perseguire con la disciplina in esame: 1. “la produzione di energia fotovoltaica derivante dai primi 200 KW di potenza nominale complessiva, si considera in ogni caso connessa all’attività agricola; 2. la produzione di energia fotovoltaica eccedente i primi 200 KW di potenza nominale complessiva, può essere considerata connessa all’attività agricola nel caso sussista uno dei seguenti requisiti: o

la produzione di energia fotovoltaica derivi da impianti con integrazione architettonica o da impianti parzialmente integrati, realizzati su strutture aziendali esistenti.

o

il volume d’affari derivante dell’attività agricola (esclusa la produzione di energia fotovoltaica) deve essere superiore al volume d’affari della produzione di energia fotovoltaica eccedente i 200 KW. Detto volume deve essere calcolato senza tenere conto degli incentivi erogati per la produzione di energia fotovoltaica;

o

entro il limite di 1 MW per azienda, per ogni 10 KW di potenza installata eccedente il limite dei 200 KW, l’imprenditore deve dimostrare di detenere almeno 1 ettaro di terreno utilizzato per l’attività agricola.

Relativamente ai limiti di potenza previsti si osservi che si è utilizzato il parametro di 200 KW in considerazione del fatto che l’articolo 2, comma 150, lettera a), della legge 244/2007, ha esteso lo scambio sul posto a tutti gli impianti con potenza nominale media annua non superiore al predetto limite; per quanto riguarda il limite di 1 MW si fa riferimento all’articolo 2, commi 144 e 145 della legge 244/2007 che sancisce detto limite come riferimento della produzione diffusa di energia da fonti rinnovabili”.

DISCIPLINA FISCALE - IVA La tariffa incentivante sarà: •

irrilevante, se il soggetto percettore è un imprenditore agricolo, società semplice, ente non commerciale, società agricola (s.r.l., s.n.c. s.a.s. e soc. cooperativa che opta per la tassazione del reddito catastale) titolare di reddito agrario;

•

rilevante come contributo in conto esercizio ai sensi dell’articolo 85 del TUIR, se il percettore è un imprenditore agricolo persona fisica, ente non commerciale o società semplice che produce e cede energia fotovoltaica al di fuori del limite di 200 kW.

La tariffa incentivante percepita sarà comunque irrilevante per la parte riferibile all’energia prodotta entro i 200 kW e che si considera produttiva di reddito agrario, mentre concorrerà alla determinazione del reddito d’impresa per la parte riferibile ai KW di energia prodotta al di fuori dei predetti limiti.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Tariffa incentivante per l’energia fotovoltaica prodotta

Interamente rilevante come contributo in conto esercizio ai sensi dell’articolo 85 del TUIR, se la tariffa incentivante è percepita da società agricole che abbiano optato per la determinazione del reddito su base catastale e producono e cedono energia al di fuori del limite dei 200 kW, oppure, se la tariffa è percepita da società di capitali o società di persone che non abbiano optato per la determinazione del reddito su base catastale. Il regime naturale di determinazione dell’imponibile fiscale di dette società, infatti, è quello proprio del reddito d’impresa.

IVA Ai fini dell’imposta sul valore aggiunto la tariffa incentivante è esclusa dal campo di applicazione dell’imposta (cfr. circolare 46/E del 2007).

TARIFFA INCENTIVANTE PER L’ENERGIA FOTOVOLTAICA PRODOTTA Secondo la circolare n. 46/E del 2007 l’applicazione della ritenuta riguarda sia i soggetti che rivestono la qualifica di imprenditori commerciali, sia i soggetti che, pur non rivestendo tale qualifica, conseguono redditi di natura commerciale o posseggono più in generale redditi la cui determinazione ha luogo sulla base delle disposizioni disciplinanti il reddito d'impresa (cfr. risoluzione n. 193/E del 17 giugno 2002).

Con particolare riferimento ai contributi corrisposti alle imprese agricole, il Ministero delle Finanze, con risoluzione prot. n. 150 del 5 giugno 1995, ha chiarito che “la ritenuta d’acconto del 4 per cento deve essere applicata sui contributi corrisposti alle imprese agricole costituite sotto forma di società di persone, oltre che di capitali, in quanto i redditi da esse prodotti sono considerati redditi d’impresa in forza del combinato disposto dell’articolo 6, comma 3 e dell’articolo 51, comma 2, lettera c) [ora articolo 55, comma 2, lett. c] del testo unico delle imposte sui redditi, approvato con DPR 22 dicembre 1986, n.917”.

Relativamente alle persone fisiche, alle società semplici ed agli enti non commerciali che esercitano l’impresa agricola, la stessa risoluzione ha specificato che “allorquando la tassazione ha luogo esclusivamente sulla base del reddito catastale, nessuna rilevanza fiscale assumono i ricavi ed i costi effettivi, atteso che la determinazione catastale del reddito ne prescinde totalmente.

Ciò premesso: Sulla tariffa incentivante corrisposta dal GSE a persone fisiche, società semplici ed enti non commerciali per la parte di produzione di energia che eccede i limiti dei 200 kW deve essere operata la ritenuta del 4 per cento, in quanto tale energia si considera prodotta nell’ambito del reddito d’impresa.

Per quanto concerne le società di persone, le società a responsabilità limitata e le società cooperative, che possono optare per la determinazione del reddito su base catastale ai sensi del comma 1093 della legge finanziaria 2007, si osserva che l’articolo 3 del D.M. 27 settembre 2007, n. 213, “Regolamento recante modalità applicative per l'opzione per l'imposizione dei redditi ai sensi dell'articolo 32 del testo unico delle imposte sui redditi (…)”, precisa che il reddito dalle stesse conseguito “è considerato reddito d’impresa”.anche quando optano per la determinazione del reddito su base catastale, restano a tutti gli effetti titolari di reddito d’impresa. Pertanto, che nei confronti delle società che optano per la determinazione del reddito ai sensi

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Inquadramento ai fini IVA e IRAP

dell’articolo 34 del TUIR, sulla tariffa incentivante ad essi corrisposta debba essere sempre operata la ritenuta del 4 per cento.

INQUADRAMENTO AI FINI IVA E IRAP IVA Ai fini dell’imposta sul valore aggiunto le cessioni di energia non sono operazioni riconducibili a quelle elencate nella tabella A, parte I, del DPR 26 ottobre 1972, n. 633, pertanto, alle stesse si applica l’IVA nella misura ordinaria del 20%.

L’aliquota IVA ridotta del 10 per cento trova applicazione quando la cessione rientra nei casi elencati al punto 103) della Tabella A, Parte III, allegata al citato DPR, ovvero, quando la cessione di energia è effettuata “(…) per uso domestico; (…) per uso di imprese estrattive, agricole e manifatturiere (…); (…) ai clienti grossisti di cui all’art. 2, comma 5, del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 16; (…)”.

In relazione alla produzione e cessione di energia elettrica, l’imprenditore agricolo dovrà tenere una contabilità separata ai sensi dell’articolo 36 del DPR n. 633 del 1972, per l’attività agricola e per l’attività di produzione e vendita di energia.

IRAP Tra i soggetti passivi dell’imposta regionale sulle attività produttive (IRAP), l’articolo 3, comma 1, lettera d) del decreto legislativo 15 dicembre 1997, n. 446, include anche i produttori agricoli titolari di reddito agrario.

Detti soggetti, ai sensi dell’articolo 9 del medesimo decreto IRAP, determinano la base imponibile per differenza tra l’ammontare dei corrispettivi e l’ammontare degli acquisti destinati alla produzione soggetti a registrazione ai fini dell’imposta sul valore aggiunto e applicano l’aliquota nella misura dell’1,9 per cento.

Con riferimento alle attività di produzione e vendita di energia elettrica e di carburante le stesse saranno da assoggettare all’aliquota IRAP: •

nella misura dell’1,9 per cento, per il valore della produzione entro il limite dei 200 kW;

•

nella misura ordinaria del 3,9 per cento, per il valore della produzione che eccede il limite di cui sopra.

IMPOSTE ERARIALI E ADDIZIONALI SUI CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA Per impianti con potenza superiore ai 20 kW, l’energia elettrica utilizzata è soggetta all’imposta erariale di consumo, ed alle relative addizionali comunali e provinciali.

L’imposta erariale di consumo è regolata dal D.Lgs n. 504 del 1995 (Testo Unico sull’Accisa), come modificato dall’art. 28, comma 2, della Legge n.388 del 2000 (Finanziaria 2001), che stabilisce il corrispettivo da versare allo Stato in 0,47 c€/kWh consumato nelle abitazioni, e in 0,31 c €/kWh consumato in locali e luoghi diversi dalle abitazioni.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Appendice B - Trattamento fiscale dell’azienda agricola Imposte erariali e addizionali sui consumi di energia elettrica

Le imposte addizionali sui consumi sono regolate dall’art. 10, comma 9, della Legge n.133 del 1999, che stabilisce il pagamento di un corrispettivo di: •

1,859 c€/kWh in favore dei Comuni per qualsiasi uso nelle abitazioni, con esclusione delle seconde case;

•

2,04 c€/kWh in favore dei Comuni, per qualsiasi uso nelle seconde case;

•

0,93 c€/kWh in favore delle Province per qualsiasi uso in locali e luoghi diversi dalle abitazioni, fino al limite massimo di 200.000 kWh di consumo al mese.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario A

GLOSSARIO A Accumulatore Accumulatore di energia elettrica. Viene impiegato nei settori più svariati, dove l’energia elettrica momentaneamente disponibile deve essere immagazzinata per uso successivo (p.e. impianti fotovoltaici isolati, autoveicoli, impianti UPS, ecc..)

Accumulatore elettrochimico Dispositivo atto a convertire l'energia chimica in energia elettrica tramite un processo di ossido-riduzione (redox). V. Batterie di accumulatori.

Albedo Rifrazione della luce solare prodotta dall'ambiente circostante.

Ampère (A) Unità di misura dell'intensità della corrente elettrica; equivale a un flusso di carica in un conduttore pari ad un Coulomb per secondo.

Amperora (Ah) Quantità di elettricità equivalente a quella trasportata dal flusso di corrente di 1 ampere durante un'ora.

Angolo di azimuth Corrisponde alla deviazione orizzontale (est o ovest) della posizione del sole relativa al sud.

Vale 0° quando la superficie del piano e rivolta a sud, -90° se rivolta ad est, 90° se rivolta ad ovest.

Angolo di declinazione Posizione angolare del sole rispetto all'equatore.

Angolo di elevazione Distanza angolare del sole rispetto al piano dell'orizzonte.

Angolo di inclinazione Angolo formato dalla superficie di un pannello con il piano orizzontale (0° quando la superficie è orizzontale, 90° quando è perpendicolare al suolo).

Angolo d'incidenza Angolo compreso fra la perpendicolare di un piano inclinato e un raggio luminoso che lo colpisce.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario A

Angolo orario Distanza angolare del sole dalla retta che congiunge il sole e la terra a mezzogiorno: tale angolo cambia di 15° ogni ora e viene espresso in da omega = 15 (12 - ts); dove ts indica il valore dell'ora solare.

Anodo In un accumulatore elettrochimico corrisponde all'elettrodo positivo.

Array Vedi Campo fotovoltaico.

Arseniuro di gallio (GaAc) Composto chimico dotato di caratteristiche elettriche tipiche dei semiconduttori.

Viene utilizzato per produrre celle ad altissimo rendimento, anche se generalmente limitate all'uso spaziale a causa dei notevoli costi di produzione.

Assorbimento a vuoto Quando sono in funzione, gli inverter isolati dalla rete assorbono una certa potenza dalle batterie e dal generatore fotovoltaico anche nel caso che non vi siano carichi applicati all'uscita. Questa potenza, detta assorbimento a vuoto, dipende principalmente dalla taglia dell'inverter e varia normalmente da pochi Watt a qualche decina di Watt. Gli inverter collegati in parallelo alla rete elettrica presentano anch'essi un certo assorbimento a vuoto, questa volta dalla rete, quando la potenza erogata dal generatore fotovoltaico scende al di sotto del valore minimo necessario ad innescare il trasferimento di potenza tra le sezioni c.c. e c.a. dell'inverter. Si tratta comunque di livelli di potenza estremamente modesti che, per inverter monofase, non superano alcuni Watt.

Autoscarica Progressivo scaricarsi dell'accumulatore se tenuto a circuito aperto. In un accumulatore elettrochimico corrisponde alla perdita di energia dovuta al trascorrere del tempo. Può dipendere da reazioni dirette fra materiale attivo ed elettrolita causate da dispersioni interne al dispositivo.

Azimuth Distanza angolare misurata in gradi in senso orario attorno all'orizzonte dell'osservatore a partire da Sud; pertanto un Azimuth di 0° indica il Sud; un Azimuth di 90° indica l'Ovest e un Azimuth di -90° indica l'Est.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario B

B Batterie di accumulatori Dispositivi capaci di convertire energia elettrica in energia chimica e viceversa. Nella fase di carica sono utilizzati per immagazzinare l'energia elettrica, che sarĂ poi restituita, secondo le necessitĂ , in fase di scarica. In generale si utilizzano piĂš accumulatori collegati insieme (batterie di accumulatori).

BIPV (Building-lntegrated PhotoVoltaics - Fotovoltaici integrati nell'edilizia). Tutte le applicazioni del fotovoltaico progettate per essere integrate nelle costruzioni architettoniche (pannellature per facciate, balaustre, vetrate, coperture ecc.).

BOS (Ingl. Balance of System - Bilanciamento del Sistema) Insieme dei dispositivi che trovano la loro collocazione fisica in posizione intermedia compresa fra i moduli fv e l'utenza finale. Fanno parte del cosiddetto BOC i diodi di by-pass e di blocco, il regolatore della carica e controllo della scarica della batteria, le batterie, gli inverter (per le utenze in c.a.)e l'insieme dei cablaggi elettrici e delle derivazioni.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario C

C Campo fotovoltaico Insieme di moduli fotovoltaici, connessi elettricamente tra loro e installati meccanicamente nella loro sede di funzionamento.

Campo fotovoltaico ad inclinazione fissa Campo fotovoltaico costituito da moduli disposti su strutture fisse di sostegno (quindi ad inclinazione fissa).

Campo fotovoltaico ad inseguimento Campo fotovoltaico costituito da moduli disposti su strutture di sostegno mobili che seguono automaticamente il movimento del sole. II movimento d'inseguimento può avvenire su un solo asse (normalmente E-O), oppure su entrambi.

Capacità della batteria (Ah) Quantità di elettricità accumulata da una batteria di accumulatori ed erogabile prima che la stecca scenda ai morsetti sotto un valore prefissato. Si misura in Amperora (Ah).

Capacità nominale (Ah) Capacità dichiarata dal costruttore per una certa batteria. La capacità nominale è riferita ad un regime di scarica di 10 ore alla temperatura di 25°C: viene indicata con il simbolo C10. Si misura in Amperora (Ah).

Carico elettrico (W) Quantità di potenza elettrica istantanea erogata, consumata o assorbita da un qualsiasi utilizzatore elettrico. Si misura in Watt (W).

Catodo In un accumulatore elettrochimico corrisponde all'elettrodo negativo.

Cella fotovoltaica Elemento base del generatore fotovoltaico, costituito da materiale semiconduttore opportunamente trattato mediante "drogaggio", che converte la radiazione solare in elettricità.

Chilowatt (kW) Multiplo dell'unita di misura della potenza, pari a 1.000 Watt.

ChiloWattora (kWh) Unità di misura dell'energia consumata in un'ora da un apparecchio utilizzatore da 1 kW.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario C

Ciclo di vita o durata di una batteria Valore convenzionale che indica il numero di cicli di carica e scarica che la batteria può effettuare prima di cessare di funzionare. Di solito esso è accompagnato da limitazioni sulle modalità dei cicli di carica e scarica.

Collegamento in parallelo Collegamento di utilizzatori elettrici in cui i morsetti dello stesso segno sono collegati insieme, cioè ai loro capi viene applicata la stessa differenza di potenziale.

Collegamento in serie Collegamento di utilizzatori elettrici attraversati dalla stessa corrente.

Concentratore Modulo fotovoltaico che impiega elementi ottici accessori al fine di accrescere la quantità di luce incidente culle celle fotovoltaiche.

Contatti elettrici Elementi conduttori che stabiliscono o interrompono la continuità di un circuito elettrico. Nella cella fotovoltaica i contatti sono realizzati in materiale altamente conduttivo (per esempio in argento) e con una configurazione a griglia formata da fingers e busbars, in modo da oscurare il meno possibile la cella stessa.

Convertitore a commutazione forzata Particolare tipo di convertitore in cui la tensione d'uscita viene generata da un circuito elettronico oscillatore che consente all'inverter di funzionare come generatore in una rete isolata.

Convertitore a commutazione naturale Particolare tipo di convertitore in cui la frequenza della tensione d'uscita viene imposta dalla rete elettrica a cui è collegato.

Conversione fotovoltaica Fenomeno secondo il quale la luce incidente su un dispositivo elettronico a stato solido (cella fotovoltaica) genera energia elettrica.

Convertitore CA/CC, raddrizzatore Dispositivo che converte la corrente alternata in corrente continua.

Convertitore CC/CA, inverter Dispositivo che converte la corrente continua in corrente alternata.

Corrente Flusso di cariche elettriche che scorre in un conduttore tra due punti aventi una differenza di potenziale (tensione). Si misura in Ampère (A).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario D

Curva I-V Grafico che, in un dispositivo fotovoltaico, indica le caratteristiche della corrente in funzione della tensione.

D Diodo Elemento elettronico, fornito di anodo e catodo, che permette alla corrente elettrica di fluire in una sola direzione.

Diodo di blocco Diodo che evita il fluire dell'elettricità dalle batterie al generatore durante i periodi di bassa produzione da parte di un generatore fotovoltaico stand alone.

Diodo di bypass Diodo che permette alla corrente prodotta da un modulo di trovare un percorso alternativo in caso di guasto.

Dispositivo fotovoltaico Cella, modulo, pannello, stringa o campo fotovoltaico.

Distorsione armonica Quando l'andamento della tensione o della corrente alternata si discosta da quello sinusoidale si è in presenza di distorsione armonica. Un andamento non sinusoidale può infatti essere immaginato come composto da una sinusoide fondamentale (di 50 Hz nel caso della rete elettrica europea) alla quale sono sovrapposte altre sinusoidi con frequenza multipla. A seconda del multiplo della fondamentale considerato (di frequenza f), si parla di seconda armonica (2f), terza armonica (3f) e così via. Normalmente, i costruttori di inverter forniscono il THD (Total Harmonic Distorsion) della tensione o della corrente di uscita, ossia il valore percentuale del rapporto tra la somma di tutte le componenti armoniche presenti e la fondamentale.

Drogaggio Introduzione in quantità molto piccole (dell'ordine di 1 su 1.000.000) di impurità (elementi droganti) all'interno del materiale semiconduttore, al fine di "disturbare" la perfezione cristallina dello stesso e dare origine a un sensibile aumento delle capacità elettriche intrinseche.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario E

E Efficienza (%) Rapporto tra la potenza (o l'energia) in uscita e la potenza (o l'energia) in ingresso.

Efficienza di conversione (%) Rapporto tra l'energia elettrica prodotta e l'energia solare raccolta da un dispositivo fotovoltaico.

Energia In generale, si misura in J (Joule); quella elettrica che qui interessa si misura in Wh (Wattora) ed equivale all'energia resa disponibile da un dispositivo che eroga un Watt di potenza per un'ora: •

1 Wh = 3.600 J

•

1 cal = 4,186 J

•

1Wh = 860 cal.

EVA Etilene-vinil-acetato. Materiale plastico utilizzato per la costruzione dei pannelli, che costituisce l'involucro entro cui vengono collocate le celle fotovoltaiche, collegate fra loro in serie. L'EVA viene fuso a una temperatura di 150°C per mezzo di forni ad aria.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario F

F Fattore di riempimento In un dispositivo fotovoltaico corrisponde al rapporto fra la potenza massima e il prodotto ottenuto moltiplicando la tensione a circuito aperto per la corrente di corto circuito.

Fill factor Vedi Fattore di riempimento Film sottile Prodotto della tecnologia che sfrutta la deposizione di un sottilissimo strato di materiali semiconduttori per la realizzazione della cella fotovoltaica.

Fotovoltaico Termine composto da "foto" (dal greco "luce") e "voltaico" (dal nome dello scienziato italiano Alessandro Volta, tra i primi a studiare i fenomeni elettrici e inventore della pila).

Frequenza (Hz) Fenomeno periodico che corrisponde al valore delle volte in cui si ripete una forma d'onda completa in un secondo. L'inverso del periodo (T) che invece misura la durata del fenomeno stesso.

G Generatore fotovoltaico Generatore elettrico costituito da uno o più moduli, pannelli, o stringhe fotovoltaiche.

Giunzione E’ il confine fra regioni di semiconduttore aventi polarità opposte. Se la giunzione è realizzata fra regioni di uguali semiconduttori essa è detta "omogiunzione"; se invece è realizzata fra regioni di differenti semiconduttori è detta "eterogiunzione".

Grid Rete elettrica di distribuzione.

Grid-connected Vedi Sistema fotovoltaico connesso in rete.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario I

I Im(A) Corrente di un dispositivo fotovoltaico nel punto di massima potenza.

Inseguitore del punto di massima potenza (MPPT) Dispositivo elettronico d'interfaccia posto tra l'utilizzatore e il generatore fotovoltaico, in modo che quest'ultimo, per cedere la massima potenza, "veda" sempre ai suoi capi un carico ottimale. Al variare delle condizioni esterne (temperatura, irraggiamento) l'inseguitore varia il suo punto di lavoro, in modo da estrarre dal generatore sempre la massima potenza disponibile e cederla al carico.

Inseguitore solare Struttura di sostegno del pannello solare che, mediante un dispositivo elettroassistito, permette di "inseguire" il tragitto del sole. Lo spostamento può essere effettuato variando l'asse orizzontale, oppure quello orizzontale e verticale contemporaneamente.

Insolazione globale Irradiamento totale ricevuto da un dispositivo solare tenendo conto del sole, della limpidezza dell'atmosfera e dalle generali situazioni ambientali.

Inverter Vedi Convertitore CC/CA. Irraggiamento Radiazione solare istantanea incidente (quindi una potenza) sulla superficie di un oggetto. Si misura in kW/m2. L'irraggiamento rilevabile all'equatore, a mezzogiorno e in condizioni atmosferiche ottimali, è pari a circa 1.000 W/m2.

Icc Corrente di corto circuito.

L LCC (Ingl. LifeCycle Coct - costo per Ciclo di Vita) Metodo per la determinazione dei costi di installazione e di manutenzione di un sistema di generazione elettrica durante il periodo complessivo della sua vita utile.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario M

M Modulo fotovoltaico Insieme di celle fotovoltaiche collegate tra loro in serie o in parallelo, così da ottenere valori di tensione e corrente adatti ai comuni impieghi, quali la carica di una batteria.

Nel modulo, le celle sono protette dagli agenti atmosferici da un vetro sul lato frontale e da materiali isolanti e plastici sul lato posteriore.

MPPT - Maximum Power Point Traker Vedi Inseguitore del punto di massima potenza.

N NOCT(°C) (Ingl. Nominal Operating Cell Temperature - Temperatura nominale operativa della cella).

Temperatura che la cella raggiunge in particolari condizioni (irraggiamento 800W/mq, temperatura ambiente 20 °C, velocità del vento < 1m/s, morsetti del modulo in circuito aperto ).

O Ohm (Ω) Unità di misura della resistenza elettrica. Corrisponde a un tratto di filo conduttore che, percorso da una corrente di 1 A, presenta al suo capo una differenza di potenziale di 1 V. Orientamento Posizione in cui viene collocato un modulo rispetto ai punti cardinali. Viene calcolata in base al valore dell’Azimuth.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario P

P Pannello fotovoltaico Insieme di più moduli, collegati in serie o in parallelo, in una struttura rigida.

Piranometro Strumento che viene utilizzato per la misurazione della radiazione solare globale. Può essere utilizzato sia nella misurazione dell'irradiazione di un piano orizzontale, sia su un piano obliquo, nel qual caso, - oltre alla misurazione della luce incidente l'apparecchio misurerà anche la luce riflessa.

Piranometro a termopila Piranometro che si basa sulla produzione di tensione elettrica prodotta dalla temperatura raggiunta da due o più termocoppie, esposte direttamente all'irradiazione solare e collegate in serie fra loro.

Piranometro ad effetto fotovoltaico Piranometro che si basa sull'effetto fotovoltaico per misurare la radiazione colare incidente. La misurazione avviene mediante la produzione di tensione elettrica da parte di una base in silicio policristallino o monocristallino che è proporzionale alla quantità di luce incidente che la colpisce.

Piranometro con banda ombreggiante Piranometro che, per mezzo di un particolare schermo(shadow band), misura l'irradiazione solare diffusa.

Pireliometro Strumento utilizzato per misurare la radiazione solare diretta Pm(W) Vedi potenza di picco.

Potenza (W) Energia prodotta nell'unità di tempo. Si misura in W = J/s (W = Watt; J = Joule; s = secondo). Dal punto di vista elettrico il W è la potenza sviluppata in un circuito da una corrente di 1A(Ampère) che attraversa una differenza di potenziale di 1V(Volt). La potenza elettrica è quindi data dal prodotto della corrente (1) per la tensione (V).

Multipli del W sono: •

chilowatt: kW = 103 W

•

megawatt: MW = 106 W

•

gigawatt: GW = 109 W

•

terawatt: TW = 1012 W

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario R

Potenza di picco (Wp) Potenza massima prodotta da un dispositivo fotovoltaico in condizioni standard di funzionamento (irraggiamento 1000 W/ m2 e temperatura 25 °C).

Protezione catodica Sistema di protezione dalla corrosione delle condotte metalliche, realizzato mantenendo la condotta a un potenziale negativo rispetto al suolo circostante.

R Radiazione diffusa Parte della radiazione solare ricevuta, dopo la riflessione e la dispersione da parte dell'atmosfera, da un pannello solare (superficie di captazione).

Radiazione diretta Parte della radiazione colare che colpisce direttamente, con uno specifico angolo d'incidenza, la superficie di un pannello colare (superficie di captazione).

Radiazione globale Eâ&#x20AC;&#x2122; l'insieme della radiazione diretta, della radiazione diffusa e dell'albedo.

Radiazione diretta Vedi Albedo.

Radiazione solare (kWh/m2) Energia elettromagnetica che viene emessa dal sole in seguito ai processi di fusione nucleare che in esso avvengono. La radiazione solare (o energia) al suolo viene misurata in kWh/m2.

Raddrizzatore Vedi Convertitore CA/CC. Regolatore di carica Dispositivo che controlla la velocitĂ di ricarica e lo stato di carica delle batterie.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario S

S Semiconduttori Sostanze solide cristalline come il cilicio (Si), dotate di caratteristiche elettriche intermedie tra quelle dei conduttori e degli isolanti.

Silicio (Si) Elemento chimico semiconduttore, non presente in natura allo stato libero, di colore bruno nerastro usato per costruire celle fotovoltaiche.

Silicio amorfo Tipo di silicio che non ha struttura cristallina. Eâ&#x20AC;&#x2122; usato per la costruzione di celle fotovoltaiche di spessore anche un centinaio di volte inferiore a quello delle tradizionali celle in silicio cristallino.

Silicio cristallino Tipo di silicio a struttura cristallina. A seconda della struttura atomica che lo caratterizza, può essere monocristallino o policristallino.

Silicio di grado elettronico Silicio altamente puro e dagli altissimi costi, utilizzato normalmente nell'industria dei semiconduttori (viene definito anche di grado semiconduttore).

Silicio di grado metallurgico Silicio relativamente economico, costituito da una purezza di circa il 99,8% e normalmente impiegato nei piĂš diversi usi industriali, anche se non viene normalmente utilizzato per la costruzione di celle fotovoltaiche.

Silicio di grado solare Silicio di grado intermedio fra quello elettronico e quello metallurgico, prodotto specificamente per l'industria fotovoltaica.

Silicio monocristallino Silicio costituito da un singolo cristallo.

Silicio policristallino Silicio costituito da piĂš cristalli.

Sistema fotovoltaico Sistema costituito da moduli fotovoltaici ed altri componenti progettato per fornire potenza elettrica a partire dalla radiazione solare.

Sistema fotovoltaico connesso in rete Sistema fotovoltaico collegato alla rete di distribuzione dell'energia elettrica.

Sistema fotovoltaico grid-connected

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario S

Vedi Sistema fotovoltaico connesso in rete.

Sistema fotovoltaico isolato Sistema fotovoltaico non collegato alla rete elettrica di distribuzione.

Sistema fotovoltaico stand-alone Vedi Sistema fotovoltaico isolato.

Sottocampo Collegamento elettrico in parallelo di piĂš stringhe. L'insieme dei sottocampi costituisce il campo fotovoltaico.

Sottosistema Ognuno dei componenti che fanno parte di un sistema fotovoltaico (stringa, controller, inverter ecc.).

Stand-alone Vedi Sistema fotovoltaico isolato.

State-of-charge Vedi Stato di carica.

Stato di carica In un accumulatore di batterie costituisce la quantitĂ di carica presente in un certo momento e che viene considerata in percentuale rispetto alla carica massima.

Stringa Insieme di moduli o pannelli collegati elettricamente in serie fra loro per ottenere la tensione di lavoro del campo fotovoltaico.

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario T

T Tedlar ® Polivinilfluoruro. Materiale DuPont impiegato in fogli nell'assemblaggio dei moduli fotovoltaici per le sue particolari caratteristiche anti-umidità.

Temperatura nominale operativa della cella Vedi NOCT. Tensione (V) Differenza di potenziale elettrico tra due corpi o tra due punti di un conduttore o di un circuito.

Tensione alternata Tensione tra due punti di un circuito che varia nel tempo con andamento di tipo sinusoidale. E’ questa la forma di tensione tipica dei sistemi di distribuzione elettrica, come pure delle utenze domestiche e industriali.

Tensione continua Tensione tra due punti di un circuito che non varia di segno e di valore al variare del tempo. E’ questa la forma di tensione tipica di alcuni sistemi isolati (ferrovie, navi)e degli apparecchi alimentati da batterie.

Tensione di circuito aperto Corrisponde alla tensione massima prodotta dal generatore fotovoltaico.

TEP - Tonnellata equivalente di petrolio Unità di misura di grandi quantità di energia. La Tep è adottata, ad esempio, nei bilanci energetici o nelle valutazioni statistiche ed equivale all'energia sviluppata dalla combustione di una tonnellata di petrolio. Essendo il potere calorifico del petrolio grezzo pari a 41.860 kJ/kg, un tep equivale a 41.860 * 103 kl.

THD (Total Harmonic Distorsion ) Vedi Distorsione Armonica

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Glossario V

V Vita utile Periodo di tempo entro cui un determinato sistema o componente è in grado di svolgere le sue funzioni operative entro un prefissato livello di prestazioni.

Vm(V) Tensione di un dispositivo fotovoltaico nel punto di massima potenza.

Voc(V) Tensione a circuito aperto.

Volt(V) Unità di misura della tensione esistente tra due punti in un campo elettrico. Ai capi di una cella fotovoltaica si stabilisce una tensione di circa 0,5 Volt, mentre vi sono circa 17 Volt ai capi di un tipico modulo fotovoltaico (nel punto cioè di massima potenza).

W Wafer Fetta di silicio di spessore variabile tra 250 e 350 mm (millesimi di millimetro) ottenuta dal taglio dei lingotti di silicio prodotti con la fusione del silicio di scarto dell'industria elettronica. Dopo diversi trattamenti il wafer diventa cella fotovoltaica. watt (w) Unità di misura della potenza elettrica. È la potenza sviluppata in un circuito da una corrente di 1 Ampère che attraversa una differenza di potenziale di 1 Volt. Equivale a 1/746 di Cavallo Vapore (CV).

Watt di picco (Wp) Unità di misura usata per indicare la potenza che un dispositivo fotovoltaico può produrre in condizioni standard di funzionamento (irraggiamento 1.000 W/m2 e temperatura 25°C).

Wattora (Wh) Unità di misura che esprime l’energia fornita dalla potenza di 1 watt per un periodo di 1 ora. Un wattora corrisponde a 3 600 joule (1 W·h = 1 W × 3600 s = 3 600 W·s = 3600 J) essendo per definizione 1 watt = 1 joule /1 secondo. Questo deriva anche dalla relazione tra le seguenti grandezze fisiche: watt = volt x ampere = (joule/coulomb) x (coulomb/secondo).

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ENERGIA FOTOVOLTAICA. Il sole, la tecnologia e il mercato - Rev. 06/10/2011 Bibliografia e fonti d’approfondimento

BIBLIOGRAFIA E FONTI D’APPROFONDIMENTO ENERGIA FOTOVOLTAICA - Prof. Francesco Paolo VIVOLI - ENEA, e-le@rning 2007-2009.

IMPIANTI FOTOVOLTAICI - ABB, Quaderni di applicazione tecnica N.10 2010.

L’energia fotovoltaica - ENEA, opuscolo 2006.

Il futuro è nelle tue mani. Guida al Fotovoltaico - ENEL, opuscolo 2011.

Le fonti rinnovabili - Carlo MANNA e Andrea FIDANZA - ENEA 2010.

Distribuzione ed Utilizzazione dell’Energia Elettrica - Prof. Ing. Marco BRONZINI, slides 2007.

Protezione contatti indiretti - Dott. Ing. Silvano de VEREDICIS, slides 2011.

Valutazione Impatto Ambientale - Ing. Alessandro DI GIOSA - ARPA Lazio, slides 2011.

Impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica da fonte solare "sarda solar - valle del tirso" - S.I.A., S.N.T. 2009. http://www.gse.it/ https://applicazioni.gse.it/ http://atlasole.gse.it/atlasole http://www.gse.it/Pagine/amx_ui_web.aspx http://www.malignani.ud.it/EltWeb/laboratori/fotovoltaico.htm http://www.gifi-fv.it/ http://www.slideshare.net/GIFI http://vimeo.com/channels/gifi http://it.wikipedia.org/

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