Fotovoltaico

LA TECNOLOGIA FOTOVOLTAICO
CORSO DI
GESTIONE DELL’ENERGIA
E DEI SISTEMI ENERGETICI
prof. Davide Alberti
ing. Adriano Carrara
1
2
INDICE
1.
2.
Premessa ................................................................................................................................. 5
Effetto fotovoltaico ................................................................................................................. 5
2.1. Efficienza di conversione .................................................................................................. 7
2.2. Corrente e tensione di cella ............................................................................................... 8
3. Struttura di un impianto fotovoltaico ....................................................................................... 9
3.1. Impianti isolati .................................................................................................................. 9
3.2. Impianti connessi in rete ................................................................................................... 9
3.3. Pannelli fotovoltaici .......................................................................................................... 9
3.3.1. Celle in silicio monocristallino ................................................................................... 9
3.3.2. Celle in silicio policristallino ................................................................................... 10
3.3.3. Celle a film sottile .................................................................................................... 10
3.3.4. Calcolo del rendimento di pannello .......................................................................... 11
3.3.5. Confronto tra pannelli monocristallini, policristallini e amorfi.................................. 13
3.4. Stringhe .......................................................................................................................... 13
3.5. Quadri di campo ............................................................................................................. 14
3.6. Inverter ........................................................................................................................... 15
3.7. Trasformatore ................................................................................................................. 16
3.8. Punto di consegna ........................................................................................................... 17
3.9. Perdite del sistema .......................................................................................................... 17
3.10.
Allacciamento alla rete di distribuzione ....................................................................... 18
3.10.1.
Dispositivo generale e dispositivo di generatore ................................................... 19
3.10.2.
Dispositivo e protezione d’interfaccia ................................................................... 20
3.10.3.
Dispositivo generale e dispositivo d’interfaccia integrati ...................................... 21
4. Dimensionamento di un impianto fotovoltaico....................................................................... 25
4.1. Potenza massima installabile ........................................................................................... 25
4.1.1. Superfici piane ......................................................................................................... 25
4.1.2. Superfici inclinate .................................................................................................... 25
4.2. Producibilità ................................................................................................................... 25
4.2.1. Angolo di tilt e azimut ............................................................................................. 26
4.2.2. Ombreggiamento e diodi di by-pass ......................................................................... 27
4.2.3. Calcolo della producibilità attesa.............................................................................. 29
5. L’incentivo fotovoltaico – normativa vigente fino al 31\12\2010 ........................................... 35
5.1. Integrazione architettonica .............................................................................................. 35
5.2. Valorizzazione e durata dell’incentivo ............................................................................ 36
5.3. Valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto ......................................................... 36
5.3.1. Autoconsumo ........................................................................................................... 36
5.3.2. Scambio sul posto .................................................................................................... 36
5.3.3. Vendita dell’energia prodotta ................................................................................... 36
5.4. La richiesta dell’incentivo ............................................................................................... 36
5.4.1. Definizione di soggetto responsabile ........................................................................ 36
5.4.2. Richiesta d’incentivo al GSE ................................................................................... 37
6. L’incentivo fotovoltaico – normativa vigente dal 01/01/2011 ................................................ 39
6.1. Impianti solari fotovoltaici – TITOLO II del e del D.M. 06/08/2010 .............................. 40
6.2. Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative – TITOLO III del e del D.M.
06/08/2010 ................................................................................................................................ 41
6.1. Impianti a concentrazione – TITOLO IV del e del D.M. 06/08/2010 ............................. 41
6.2. Valorizzazione e durata dell’incentivo ............................................................................ 42
6.3. Valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto ......................................................... 43
6.3.1. Autoconsumo ........................................................................................................... 43
3
6.3.2. Scambio sul posto .................................................................................................... 43
6.3.3. Vendita dell’energia prodotta ................................................................................... 43
6.4. La richiesta dell’incentivo ............................................................................................... 43
6.4.1. Definizione di soggetto responsabile ........................................................................ 43
6.4.2. Richiesta d’incentivo al GSE ................................................................................... 43
7. Bibliografia ........................................................................................................................... 45
4
1. Premessa
La tecnologia fotovoltaica si basa sulla conversione diretta dell’energia irradiata dal Sole, generata
dalle reazioni di fusione nucleare che avvengono al suo interno, in energia elettrica.
Dell’energia irradiata dal Sole, verso lo spazio, giunge sugli strati più esterni dell’atmosfera
terrestre una potenza pari a circa 1367 W/m2. Di questa potenza solamente una parte, per via dei
fenomeni di assorbimento e diffusione, a cui la radiazione solare è soggetta nell’attraversamento
degli strati dell’atmosfera, giunge al suolo.
La potenza solare che effettivamente giunge al suolo è quindi funzione della latitudine e quindi
dello spessore di atmosfera che la radiazione solare si trova a dover attraversare.
Nelle norme, così come nella pratica impiantistica di progettazione, il valore di massima radiazione
al suolo viene assunto pari a 1000 W/m2.
2. Effetto fotovoltaico
Quando la radiazione solare investe un qualsivoglia materiale cede energia agli elettroni più esterni
degli atomi, che lo costituiscono, se tale energia è sufficiente, l'elettrone (portatore di carica
negativa) risulta libero di allontanarsi dall'atomo di origine, dando luogo alla formazione di una
lacuna (portatore di carica positiva).
Si rendono pertanto disponibili portatori di carica, che possono essere sfruttati per generare una
corrente. Al fine di generare tale corrente è necessario creare un campo elettrico interno al materiale
e ciò è ottenuto stabilendo un eccesso di atomi caricati negativamente (anioni) in una parte del
semiconduttore e un eccesso di atomi caricati positivamente (cationi) nell’altro.
Tali eccessi di cariche positive e negative all’interno del semiconduttore sono ottenuti attraverso un
processo detto di drogaggio. Il processo di drogaggio è ottenuto inserendo all’interno della struttura
cristallina del semiconduttore degli atomi del terzo gruppo, come ad esempio il boro (B), e del
quinto gruppo, quale ad esempio il fosforo (P), per ottenere rispettivamente una struttura di tipo
p (con un eccesso di lacune, aventi carica positiva, da cui la dizione “tipo p”) e una di tipo n (con
un eccesso di elettroni, aventi carica negativa, da cui la dizione “tipo n”).
Nel caso del Silicio, essendo questo un semiconduttore avente quattro elettroni di valenza, il
drogaggio con un elemento del terzo gruppo, quale il boro, che ha pertanto tre elettroni di valenza,
non permette la chiusura dell’ottetto, dando luogo quindi alla formazione di una lacuna, portatore
di carica positiva.
Mentre il drogaggio con un elemento del quinto gruppo, quale il fosforo, che ha cinque elettroni di
valenza, di cui quattro concorrono alla chiusura dell’ottetto, mentre il quinto resta libero di spostarsi
all’interno del reticolo cristallino del semiconduttore fungendo da portatore di carica negativa.
Elettroni di valenza
Elettroni di valenza
Elettroni di valenza
Si
Si
Si
Si
Si
Si
B
Si
Si
P
Si
Si
Si
Si
Si
lacuna
Elettrone di conduzione
Figura 1: struttura cristallina del
Silicio.
Figura 2: Silicio drogato con boro.
Figura 3: Silicio drogato con
fosforo.
5
Va sottolineato che il materiale risulta essere globalmente neutro, dato che il drogaggio viene
realizzato con atomi neutri (non ioni), quello che cambia è l'eccesso di elettroni nei legami
covalenti, da una parte, e il difetto degli stessi dall'altra.
Quindi sia la struttura di tipo p che quella di tipo n sono neutre.
Lo strato drogato tipo n, presenta una carica negativa debolmente legata, costituita da un elettrone
in eccesso per ogni atomo drogante. Nello stesso modo, nello strato drogato di tipo p, si ottiene un
eccesso di carica positiva, data dalle lacune degli atomi droganti. Se si congiungono due
semiconduttori, uno di tipo p e uno di tipo n, si ottiene, in corrispondenza della zona di contatto, una
zona di separazione detta giunzione p-n (Figura 4).
Mettendo a contatto i due materiali così ottenuti, si viene a verificare un flusso di diffusione di
elettroni dalla zona n alla zona p e di lacune in direzione opposta (gli elettroni e le lacune si
spostano fino al raggiungimento dell'equilibrio elettrostatico, che determina un eccesso di carica
positiva nella zona n, un eccesso di elettroni nella zona p e una regione intermedia detta regione di
svuotamento. Il risultato è un campo elettrico interno al dispositivo che si estende a cavallo della
regione di svuotamento, generalmente spessa pochi micrometri.
E0
ZONA P
ZONA N
REGIONE DI SVUOTAMENTO
Figura 4: rappresentazione schematica della giunzione p-n.
Quando la giunzione p-n è investita dalla parte del silicio tipo n da un flusso luminoso questo cede
energia agli atomi di Silicio portando alcuni elettroni dalla banda di valenza a quella di conduzioni,
liberando quindi, sia sul lato n che su quello p della coppie elettrone / lacuna, libere a questo punto
di muoversi all’interno del semiconduttore. Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati
dall’assorbimento della luce dalle rispettive lacune, spingendoli in direzioni opposte, gli elettroni
verso la zona n e le lacune verso la zona p. Una volta attraversato il campo, gli elettroni liberi non
tornano più indietro, perché il campo, agendo come un diodo, impedisce loro di invertire la marcia.
6
Quindi, se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di
elettroni che parte dallo strato n, a potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore. Fino
a quando la cella resta esposta alla luce, l'elettricità fluisce con regolarità sotto forma di corrente
continua.
2.1.
Efficienza di conversione
L’energia trasportata dal flusso luminoso è pari a:
E = h*υ
dove h è la costante di Plank e υ è la frequenza, che è pari al reciproco della lunghezza d’onda della
radiazione luminosa.
υ = 1/λ
Nel caso del Silicio l’energia necessaria a liberare una coppia elettrone / lacuna è pari all’energia
associata ad un flusso luminoso avente una lunghezza d’onda al massima pari a
λ max = 1,15 mm
infatti al crescere di λ diminuisce l’energia trasportata.
Pertanto quella parte di radiazione luminosa, pari a circa il 25%, che ha una lunghezza d’onda
superiore a λ max non sarà in grado di liberare coppie elettrone / lacuna e quindi non potrà essere
convertita in energia elettrica, inoltre la restante parte, avente una lunghezza d’onda minore di λ max,
trasporta una quantità di energia superiore a quanto necessario alla liberazione della coppia
elettrone / lacuna, energia che pertanto non potrà essere convertita in energia elettrica ma verrà
persa sotto forma di calore.
Colore
Rosso
Arancione
Giallo
Verde
Azzurro
Indaco
Violetto
Lunghezza d’onda
0,700 ÷ 0,645 mm
0,645 ÷ 0,585 mm
0,585 ÷ 0,575 mm
0,575 ÷ 0,490 mm
0,490 ÷ 0,455 mm
0,455 ÷ 0,425 mm
0,425 ÷ 0,380 mm
7
In totale solamente il 44% dell’energia incidente sul pannello fotovoltaico ha la lunghezza d’onda
giusta per liberare l’elettrone di valenza, facendolo saltare a elettrone do conduzione. Quindi anche
realizzando un pannello ideale questo non potrà mai avere un rendimento superiore al 44%.
Fattori che contribuiscono a ridurre il rendimento di conversione al disotto del valore ideale del
44% sono:
• la riflessione, non tutti i fotoni che incidono sulla cella penetrano al suo interno, dato che in
parte vengono riflessi dalla superficie della cella e in parte incidono sulla griglia metallica
dei contatti;
• ricombinazione, non tutte le coppie elettrone-lacuna generate vengono raccolte dal campo
elettrico di giunzione e inviate al carico esterno, dato che nel percorso dal punto di
generazione verso la giunzione possono incontrare cariche di segno opposto e quindi
ricombinarsi;
• resistenze parassite, le cariche generate e raccolte nella zona di svuotamento devono essere
inviate all'esterno tramite contatti metallici posti sul fronte e sul retro della cella. Anche se
durante la fabbricazione viene effettuato un processo di lega tra silicio e alluminio dei
contatti, resta una certa resistenza all'interfaccia, che provoca una dissipazione che riduce la
potenza trasferita al carico.
2.2.
Corrente e tensione di cella
La cella è l’unità costitutiva il pannello fotovoltaico. Ogni cella colpita dalla radiazione solare
genera una densità di corrente dell’ordine delle decine di milliampere per cm2 determinando un
potenziale di 0,5 ÷ 1 V.
I moduli fotovoltaici in silicio cristallino sono realizzati collegando in serie, normalmente, 28, 36,
64 o 72 celle. Le celle sono collegate in serie tra loro al fine di ottenere la tensione di modulo
voluta, pari solitamente a 12 V in condizioni standard.
Tipo di cella
Silicio monocristallino
Silicio policristallino
Silicio amorfo
CuInGaSe2 (CIGS)
CdTe
Area [cm2]
4,0
1,1
1,0
1,0
1,1
VOC
0,706
0,654
0,887
0,669
0,848
ISC
Efficienza di cella [%]
42,2
24,7
38,1
19,8
19,4
12,7
35,7
18,4
25,9
16,4
Tabella 1: area, tensione a vuoto, corrente di corto circuito e efficienza di cella.
8
3. Struttura di un impianto fotovoltaico
Gli impianti fotovoltaici possono essere suddivisi in due macrofamiglie:
• gli impianti in isola (stand-alone);
• gli impianti in rete (grid-connected).
I principali elementi che costituiscono un impianto fotovoltaico sono:
• i pannelli fotovoltaici;
• le stringhe;
• i quadri di capo;
• gli inverter;
• i trasformatori.
A seconda del tipo di impianto fotovoltaico, della sua taglio e dell’uso che si fa dell’energia
prodotta alcuni degli elementi sopra riportati potrà essere presente nella struttura dell’impianto o
meno e potranno esservi ulteriori componenti.
3.1.
Impianti isolati
Gli impianti isolati (stand-alone) sono impiegati la dove l’utenza presenta carichi elettrici di piccola
potenza in servizio isolato dalla rete, quali ad esempio l’alimentazione di piccoli ripetitori telefonici
e radio, rifugi alpini, ecc..
Negli impianti stand-alone l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico deve essere
accumulata in batterie, per poter essere impiegata nelle ore a bassa o nulla produzione elettrica,
quali ad esempio la notte.
3.2.
Impianti connessi in rete
Gli impianti connessi in rete (grid-connected) sono impianti in grado di cedere l’energia prodotta
alla rete elettrica. Pertanto non richiedono l’accumulo di energia
3.3.
Pannelli fotovoltaici
La maggior parte delle celle fotovoltaiche attualmente in commercio sono realizzate tramite
semiconduttori in silicio.
Le principali tipologie di celle fotovoltaiche sono:
• celle in silicio monocristallino;
• celle in silicio policristallino;
• celle a film sottile.
3.3.1. Celle in silicio monocristallino
Le celle in silicio monocristallino (Figura 5) sono realizzate a partire da cristalli di silicio ad elevato
grado di purezza, che vengo prima fusi e poi fatti solidificare in modo da ottenere un lingotto di
forma cilindrica costituito da un monocristallo, avente un diametro compreso tra i 13 e i 20 cm e
un’altezza di circa 200 cm. Il cristallo viene successivamente tagliato a fette sottili dello spessore di
250 ÷ 350 µm, dette celle, che andranno a costituire i moduli o pannelli fotovoltaici, ottenuti
collegando tra loro più celle.
9
I pannelli fotovoltaici monocristallini presentano rendimenti tipici minori o uguali al 16%.
Figura 5
3.3.2. Celle in silicio policristallino
Le celle in silicio policristallino (Figura 6) hanno costi minori delle monocristalline e sono
tipicamente ottenute per fusione degli scarti del processo industriale di produzione dei moduli
monocristallini.
I pannelli fotovoltaici policristallini presentano rendimenti tipici minori o uguali al 14%.
Figura 6
3.3.3. Celle a film sottile
Le celle a film sottile (Figura 7 e Figura 8) sono composte da strati di materiale semiconduttore
(non sempre è presente il silicio), quali silicio amorfo, telloruro di cadmio, solfuro di cadmio, ecc.,
depositati generalmente come miscela di gas su supporti a basso costo (vetro, polimeri, alluminio)
che danno consistenza fisica alla miscela.
I pannelli fotovoltaici a film sottile presentano rendimenti tipici dell’ordine del 5 ÷ 8%.
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Figura 7
Figura 8
3.3.4. Calcolo del rendimento di pannello
Si definiscono condizioni standard (STC – standard test condition) per l’effettuazione dei test di
laboratorio sui pannelli al fine di definirne l’efficienza:
• irraggiamento 1000 W/m2;
• temperatura del modulo 25°C.
Tra i principali dati riportati nella scheda tecnica di un pannello fotovoltaico vi sono:
• la potenza nominale del pannello;
• le dimensioni del pannello.
Si definisce rendimento di pannello il rapporto tra la potenza in watt e la superficie del pannello in
m2.
Ad esempio un pannello da 220 W, avente le seguenti dimensioni:
• altezza 1644 mm;
• larghezza 992 mm;
• profondità 46 mm;
avrà un rendimento di pannello pari a:
η=
potenza
220
W
W
kW
=
= 134,89 2 = 0,13489 2
2
sup erficie (1,644 × 0,992) m
m
m
si dice, anche se impropriamente essendo il risultato ottenuto non un vero rendimento, il quale
dovrebbe essere dimensionale, che il modulo ha un rendimento del 14,45%.
Ciò deriva dal fatto che se si divide il risultato ottenuto con un valore d’irraggiamento di
riferimento, quale ad 1000 W/m2 si ottiene la percentuale di conversione della potenza solare in
potenza elettrica, cioè un rendimento.
W
m 2 = 0,13489 = 13, 49%
η=
W
1.000 2
m
134,89
Il pannello in condizioni standard genererà quindi una potenza di 220 W, pari a un rendimento di
conversione dell’energia solare in energia elettrica del 13,49%.
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In presenza di un valore di irraggiamento superiore o inferiore ai 1.000 W/m2, e al variare della
percentuale di luce diretta e diffusa, di temperature di pannello superiori o inferiori a 25°C e di un
angolo di incidenza della radiazione solare superiore o inferiore ai 90° la potenza generata dal
pannello potrà essere maggiore o minore di 220 W.
Radiazione diretta e diffusa
La luce che investe il pannello fotovoltaico si divide in irraggiamento:
diretto;
diffuso;
albedo (emissioni elettromagnetiche dei corpi circostanti).
La componente di luce diffusa in presenza di celo nuvoloso o nebbia può essere anche
maggioritaria.
Figura 9: irraggiamento diretto, diffuso e albedo.
Figura 10: composizione dell'irraggiamento.
Le diverse tecnologie di pannelli fotovoltaico hanno una capacità più o meno spinta di percepire la
radiazione diffusa. I pannelli in silicio monocristallino sono quelli con minor capacità di
conversione della componente diffusa, i policristallino presentano prestazioni migliori in tal senso e
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i film sottili sono quelli più idonei all’installazione in presenza di una rilevante componente di luce
diffusa.
Nel nord Italia, dove per la presenza di frequenti annuvolamenti o di nebbia i pannelli policristallini
risultano più adatti all’impiego dei monocristallini.
In generale, nel caso di installazione su superfici orientate a nord o a sud \ est o sud \ ovest con forte
scostamento da sud, e quindi scarso irraggiamento diretta e conseguente elevata rilevante
importanza della componente diffusa, l’uso di pannelli a film sottile permette di avere producibilità
pari a quelle di un pannello in silicio cristallino perfettamente orientato a sud.
3.3.5. Confronto tra pannelli monocristallini, policristallini e amorfi
Si monocrstallino
14% – 20%
Rendimento
elevato e stabile.
Tecnologia
affidabile.
Svantaggi Elevato costo.
η cella
Vantaggi
Si policrstallino
12% - 15%
Minor costo.
Tecnologia
affidabile.
Minor
rendimento.
Si amorfo
5% – 10%
Minori costi.
Buon rendimento in presenza di basso
irraggiamento e alte temperature.
Possibilità d’impiego su supporti flessibili.
Elevata necessità di spazi a causa del basso
rendimento.
Tabella 2: confronto tra pannelli monocristallini, policristallini e amorfi.
3.4.
Stringhe
Ogni pannello fotovoltaico è costituito da un certo numero di celle, solitamente 36 o 72, ogni cella
ha ai suoi capi una tensione dell’ordine dei 0,5 – 0,6 V.
Un modulo presenta quindi una tensione hai suoi capi dell’ordine, tipicamente, di 35 V e una
corrente massima di qualche amper (es.: 5 A).
Al fine di ottenere la potenza elettrica desiderata, che è data dal prodotto della tensione per la
corrente
Pel [W ] = V * I
Si collegano più pannelli tra loro in serie, a formare delle stringhe. La tensione ai capi di n pannelli
posti in serie è pari alla somma delle tensioni a capi di ogni pannello.
n
Vstringa [volt ] = ∑ ΣVi
i =1
La scelta del valore della tensione generata si basa su considerazioni di ingegneria elettrica relative
ad aspetti di sicurezza ed efficienza del sistema, che vanno oltre gli obiettivi di questo corso.
In generale i sistemi fotovoltaici per l’alimentazione di utenze isolate hanno tensioni nominali in
corrente continua piuttosto standardizzate (12, 24, 48, 110 V), in quanto i carichi utilizzati sul
mercato (lampade, frigoriferi, televisori, pompe, ecc.) sono disponibili in queste tensioni.
Diverso è il discorso per gli impianti fotovoltaici collegati in rete. La rete di distribuzione in media
tensione è a 15.000 V. La tensione, per poter immettere l’energia prodotta, dall’impianto
fotovoltaico, in rete dovrà quindi essere innalzata dal valore a cui è generata al valore di 15.000 V
(paragrafo 3.7).
In generale tanto maggiore sarà la potenza installata, tanto maggiore dovrà essere la tensione
installata, così che a parità di potenza si avrà una minor corrente e quindi minori perdite di energia
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per effetto joule lungo i cavi di distribuzione e minori perdite di conversione da continua ad
alternata.
Valori tipici di tensione per gli impianti connessi in rete sono:
• dal centinaio di volt per gli impianti di piccola taglia;
• 300 – 400 volt per gli impianti di taglia maggiore.
La potenza ai capi di una singola stringa sarà pari alla corrente di stringa, pari alla corrente di
singolo modulo, per la tensione di stringa.
Figura 11: collegamento in serie.
Definita la potenza nominale desiderata, ne deriva il numero di moduli da installare.
Gli inverter hanno un range ottimale di tensioni in ingresso, per ottenere tale valore di tensione si
mettono più moduli in serie, a costituire una stringa, ottenendo così un certo numero di stringhe che
collegherò tra loro in parallelo a dare la potenza nominale d’impianto desiderata, tramite l’impiego
di quadri di campo.
Ad esempio si considerino 10 pannelli collegati in serie aventi una potenza nominale di 200 W
l’uno, collegandoli in serie si ottiene una potenza ai capi della stringa di 2.000 W.
3.5.
Quadri di campo
Al fine di ottenere una potenza ancora maggiore la stringhe sono collegate tra loro in parallelo
tramite dei quadri di campo.
I quadri di campo sono provvisti di un sezionatore, solitamente manuale, per togliere tensione lungo
la linea che va dal quadro di campo all’inverter.
I cavi in corrente continua, posti a monte dei quadri di campo, e le stringhe, a cui sono collegati,
rimangono invece comunque in tensione.
Ponendo n stringhe in parallelo si ottiene una potenza pari alla somma delle potenze delle singole
stringhe.
n
P[W ] = ∑ ΣPi
i =1
14
I1
I2
B
A
I3
P[W ] = VAB × I tot = V AB × ( I1 + I 2 + I 3 ) = VAB × I1 + VAB × I 2 + VAB × I 3 = P1 + P2 + P3
Al fine di ottenere un buon bilanciamento del sistema le stringhe sono progettate, in termini di
numero, tipologia e orientamento dei moduli, per avere tutte circa la stessa potenza.
Analogamente a quanto visto per le stringhe si supponga di collegare in parallelo 10 stringhe da
2.000 W l’una, quello che si ottiene è un sistema avente una potenza di 20 kW.
3.6.
Inverter
I pannelli fotovoltaici generano corrente continua. La
maggior parte delle apparecchiature elettromeccaniche
funziona con corrente alternata, così come la rete di
distribuzione in media e alta tensione è in alternata. Vi
sono delle reti di distribuzione in altissima tensione in
continua ma sono la minoranza.
L’inverter (Figura 12) è un dispositivo la cui funzione è
convertire la corrente da continua ad alternata.
Per piccoli impianti è possibile adottare inverter da esterni,
ovvero inverte provvisti di certificazione per l’installazione
in ambiente esterno, in grado pertanto di sopportare gli
agenti atmosferici.
E’ in ogni caso opportuno proteggere tali dispositivi
dall’irraggiamento solare diretto, per evitare che d’estate si
surriscaldino, con conseguente perdita di efficienza di
conversione. Per fare ciò è sufficiente installarli a ridosso
di un cornicione del tetto o di una parete, che li protegga
almeno in parte dalle intemperie e realizzare sul posto una
piccola tettoia protettiva. Evitare in ogni caso di installarli
in ambienti dove d’estate si possono raggiungere
temperature troppo elevate. Ad esempio quando il tetto su
cui si stanno installando i moduli è realizzato in lamiera, Figura 12: inverter aurora da 330 kW
anche qualora al di sotto di questo vi fosse disponibile uno (non installabile in esterno).
spazio chiuso, quindi protetto dal sole e dalla pioggia, ricordarsi che in simili spazi destate si
raggiungono con ogni facilità i 50°C, tali volumi sono quindi inidonei a ospitare gli inverter.
15
Gli inverter per applicazioni grid-connected hanno lo scopo primario di permettere una conversione
della corrente da cc \ ca la più efficiente possibile e sono pertanto provvisti di un dispositivo di
inseguimento del punto di massima potenza (MPPT- Maximum Power Point Tracker).
Il dispositivo MPPT ha lo scopo di individuare istante per istante il punto sulla curva caratteristica
(I;V) (Figura 13) dei moduli fotovoltaici che massimizza la potenza generata.
Al variare della radiazione solare varia la curva I-V del pannello, l’inverter regola la corrente delle
stringhe ad esso collegato così da modificarne i valori di I e V al fine di massimizzare la potenza
generata.
Figura 13: curva I-V per celle fotovoltaiche e sistema MPPT.
3.7.
Trasformatore
Compito del trasformatore è innalzare la tensione dal valore di uscita dagli inverter al valore di rete.
Abbiamo visto che negli impianti grid-connected l’energia elettrica è generata con valori di tensione
nell’ordine dei 300 – 400 V.
Nel caso di allacciamento alla rete elettrica in media tensione (vedasi paragrafo 3.10) la tensione
dovrà essere innalzata a 15.000 V.
Esistono due macrofamiglie di trasformatori:
• trasformatori in resina;
• trasformatori ad olio.
Entrare nel merito delle differenze tra i due dispositivi e sull’opportunità di impiego dell’uno
piuttosto che dell’altro prescinde dagli obiettivi del presente corso.
I trasformatori standard sono progettati per innalzare la tensione dai 380 V ai 15.000 V. Se il
sistema fotovoltaico produce corrente a tensione inferiore ai 380 V, che indicheremo con a V, con a
< 380 V, è necessario o prevedere l’installazione di uno o più trasformatori che innalzino la
tensione da a V fino a 380 V, prima del trasformatore 380 / 15.000 V, o adottare un trasformatore
speciale a / 15.000 V.
Esistono inverter provvisti di trasformatori integrati per l’innalzamento della tensione dai valori di
campo a 380 V.
Il vantaggio di adottare una soluzione con trasformatori associati agli inverter per l’innalzamento
della tensione a 380 V è di poter utilizzare un trasformatore finale 380 / 15.000 V che essendo
standard è di facile e rapide reperibilità sul mercato al contrario di un trasformatore speciale a /
15.000 V.
Svantaggio di una simile soluzione sono le maggiori perdite di conversione. I piccoli trasformatori,
per l’innalzamento della tensione a 380 V, hanno rendimenti di conversione minori dei
16
trasformatori per l’innalzamento a 15.000 V, con perdite aggiuntive dell’ordine dei 2 – 3 punti
percentuali della produzione.
Figura 14: trasformatore 400 \ 15.000 V.
3.8.
Punto di consegna
Il punto di consegna è fisicamente una sala all’interno della quale si trova la quadristica elettrica
dove arrivano i cavi elettrici che portano l’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico e
ripartono i cavi elettrici della rete pubblica.
3.9.
Perdite del sistema
Il rendimento dei pannelli fotovoltaici, che nelle migliori delle ipotesi si aggira intorno al 16% non
è il rendimento dell’impianto fotovoltaico. Una volta prodotta la corrente in continuo, ai capi delle
stringhe, questa andrà ceduta in rete, per gli impianti grid-connected, la corrente dovrà quindi
percorrere un tragitto lungo il quale si avranno le seguenti perdite:
• perdite distribuite lungo i cavi di continua dai moduli fino agli inverter (i cavi in continua
sono soggetti a perdite maggiori di trasporto dei cavi in alternata);
• perdite concentrate di conversione da cc /ca;
• perdite concentrate di trasformazione per l’innalzamento della tensione dalla tensione di
campo a 380 V;
• perdite distribuite lungo i cavi di alternata che collegano gli inverter alla sala quadri di BT e
al trasformatore;
• perdite concentrate di trasformazione per l’innalzamento della tensione da 380 / 15.000 V,
solo nel caso in cui l’allacciamento alla rete pubblica non possa avvenire in BT;
17
•
•
perdite distribuite sulla linea di MT che va dal trasformatore al punto di consegna alla rete
pubblica;
perdite per minori per minor rendimento di pannello dovuto all’innalzamento della
temperatura del modulo.
•
3.10.
Allacciamento alla rete di distribuzione
L’allacciamento di impianti di generazione elettrica alla rete di distribuzione dell’energia è
regolamentata dalla norma CEI 11-20 IV, agosto 2000, e dalla CEI 11-32.
La prima fa riferimento all’allacciamento a reti di BT e MT e la seconda tratta il caso
dell’allacciamento alla rete di alta tensione (AT – 130.000 V). Recentemente è stata emessa una
variante della CEI 11-20 denominata V1 che tiene conto delle specificità degli impianti fotovoltaici.
Potenza impianto
• < 100 kW
• > 100 kW e < 6.000 kW
Allacciamento BT Allacciamento MT
X
X
Tabella 3: modalità di allacciamento alla rete di distribuzione.
Le norme CEI 11-20 e la variante V1 prescrivono alcuni dispositivi di protezione che devono
intervenire nel caso di guasto o mal funzionamento della rete di distribuzione alla quale l’impianto
fotovoltaico è collegato.
Tali dispositivi sono:
• dispositivo generale;
• dispositivo d’interfaccia;
• dispositivo di generatore.
18
Figura 15: dispositivi richiesti per l'allacciamento di un impianto fotovoltaico alla rete di distribuzione.
3.10.1. Dispositivo generale e dispositivo di generatore
Si tratta di un dispositivo automatico posto tra il punto di consegna e il trasformatore, all’interno del
quadro di MT. Il suo scopo è, in caso di malfunzionamento della rete pubblica o dell’impianto,
inclusa la necessità di togliere corrente a questo per interventi di manutenzione, sganciare
l’impianto dalla rete pubblica, togliendo tensione al trasformatore sul lato di MT. Il trasformatore
sarà comunque ancora in tensione essendo collegato ai quadri di BT. In ragione di ciò insieme al
dispositivo generale dovrà azionarsi il dispositivo d’interfaccia (vedasi paragrafo seguente).
Nel caso d’impianti elettrici tradizionali, quali ad esempio una centrale a turbogas una volta spenta
la turbina l’impianto non produce più energia elettrica, ma è comunque in tensione essendo
collegato fisicamente alla rete pubblica che a sua volta è in tensione.
Attivando l’interruttore generale si sgancia l’impianto, interrompendo fisicamente il collegamento
dalla rete pubblica e questo non è più in tensione. Ciò rende possibile effettuare interventi
manutentivi in sicurezza, su quelle parti dell’impianto usualmente in tensione.
Nel caso d’impianti fotovoltaici, non essendo possibile spegnere il sole, sganciando l’interruttore
generale si evita che l’impianto sia posto in tensione dalla rete pubblica, ma questo, resta comunque
in tensione essendo i pannelli esposti al sole.
Alternativamente il dispositivo generale può anche essere installato sul quadro di BT, con il
compito di sezionare l’impianto tra il trasformatore e il quadro di BT.
19
3.10.2. Dispositivo e protezione d’interfaccia
Quasi tutti gli inverter sono provvisti di protezione e dispositivo d’interfaccia, le quali consentono il
sezionamento dell’impianto scollegando l’inverter dalla rete di BT, sezionando quindi la parte
d’impianto a monte dell’inverter (inverter e pannelli) da quanto vi è a valle (cavi in ca, quadristica
di BT, trasformatore e linea di MT). Il dispositivo d’interfaccia è un interruttore, che è comandato
dalla protezione d’interfaccia, il quale è un dispositivo costituito da relè di frequenza e di tensione:
• minima frequenza;
• massima frequenza;
• minima tensione;
• massima tensione.
La protezione d’interfaccia interviene in caso di sovraccarico o cortocircuito sulla rete Enel o del
distributore locale, o mancata alimentazione da parte della rete di distribuzione
Poiché spesso capita che siano collegati in parallelo più inverter al fine di raggiungere la potenza
voluta la normativa CEI 11-20 V1 prevede che per un numero di inverter massimo di tre e per
potenze minori di 20 kW siano sufficienti i dispositivi d’interfaccia presenti sui singoli inverter, in
caso contrario è necessario installare un dispositivo / protezione d’interfaccia esterno e comune a
tutti gli inverter posti a valle di questi, cioè tra questi e il dispositivo generale.
Il dispositivo di generatore, dove con generatore s’intende l’inverter stesso, interviene invece in
caso di guasti interni all’inverter, staccandolo dal resto dell’impianto.
Anche in caso di intervento del dispositivo d’interfaccia resta comunque in tensione la parte
d’impianto a valle dell’inverter, la quale rimarrà sempre almeno parzialmente in tensione. I quadri
di campo sono, a loro volta, provvisti di sezionatori manuali, che permettono di togliere tensione tra
i quadri di campo e l’inverter, ma anche così resta in tensione la parte dell’impianto che va dai
pannelli, via cavi in continua, ai quadri di campo, con i conseguenti rischi in caso di interventi
manutentivi o eccezionali, quale ad esempio un intervento dei vigili del fuoco in caso d’incendio.
Figura 16: schema di connessione alla rete in BT con dispositivo di interfaccia integrato nell'inverter.
20
Figura 17: schema di connessione alla rete di BT con dispositivo / protezione d'interfaccia unico per più inverter.
3.10.3. Dispositivo generale e dispositivo d’interfaccia integrati
Il dispositivo generale e quello d’interfaccia possono coincidere in un unico dispositivo, comandato
dalla protezione d’interfaccia.
In Figura 18 il dispositivo generale e quello d’interfaccia coincidono in un unico dispositivo posto
nel quadro di sinistra. Tra il quadro di sinistra e quello di destra si trova la barra di collegamento
alla linea di BT (Figura 19). Mentre nel quadro di destra si trova la protezione d’interfaccia con
sotto di essa le protezioni di linea, il cui compito e sezionare le linee elettriche di ca dei singoli
inverter così da permettere interventi manutentivi su di essi, presi singolarmente, senza dover
sezionare l’intero impianto.
21
DISPOSITIVO GENERALE E
DI INTERFACCIA CON DI
FRONTE IL MOTORE DI
TRASCINAMENTO
PROTEZIONE DI
INTERFACCIA
PROTEZIONI DI LINEA
BARRA DI BT
Figura 18: quadro di BT.
22
BARRA DI BT
MOTORINO DI TRASCINAMENTO
DISPOSITIVO GENERALE E
D’INTERFACCIA
Figura 19: vista lato sinisto quadro BT.
23
24
4. Dimensionamento di un impianto fotovoltaico
Nel dimensionamento di massima di un impianto fotovoltaico si deve tenere conto di due aspetti:
• la superficie utile disponibile, dalla quale dipende la potenza massima installabile;
• il fabbisogno elettrico dell’utente, almeno che l’obiettivo non sia di cedere tutta o buona
parte dell’energia prodotta in rete.
4.1.
Potenza massima installabile
La potenza complessiva di picco dell’impianto, di prima approssimazione, è calcolata in base alle
superfici a disposizione, sulla base delle planimetrie dell’area interessata e di un sopralluogo
necessario ad individuare eventuali superfici non utilizzabili a causa di fenomeni di
ombreggiamento, ad esempio dovuti a palazzi vicini, alberi, impiantistica di servizio presente sui
tetti, ecc..
4.1.1. Superfici piane
Per superfici perfettamente piane la potenza massima installabile può essere calcolata, tenendo
conto degli ombreggiamenti tra file successive di pannelli, secondo la seguente legge
ingegneristica:
P (kWp) = AREA UTILE (m2) / (8*2.5) (m2/kWp)
4.1.2. Superfici inclinate
Per superfici inclinate la potenza massima installabile può essere calcolata secondo la seguente
legge ingegneristica:
P (kWp) = AREA UTILE (m2) / 8 (m2/kWp)
L’area utile è calcolata escludendo tutti quegli ostacoli che possono essere causa di
ombreggiamento o rendere difficoltoso l’accesso all’area in fase d’installazione, posa cavi e
manutenzione, quali:
• cornici;
• antenne;
• impiantistica di servizio (tubazioni; lucernari, impianti di condizionamento, ecc..).
4.2.
Producibilità
L’irraggiamento, quindi l’energia solare disponibile al suolo, è diverso a seconda della latitudine.
Tale valore non solo varia molto tra l’equatore e i poli ma varia in modo significativo anche tra il
Nord e il Sud Italia.
Le coordinate geografiche di riferimento utili per determinare l’irraggiamento medio annuo sono:
- latitudine;
- longitudine.
In Italia un impianto fotovoltaico con moduli orientati a sud con inclinazione (angolo di tilt, vedasi
paragrafo seguente) di 30° presenta valori di producibilità media annua netta molto diversi a
seconda della localizzazione.
25
Produbibilità
Nord
1.000 – 1.200 kWh/kWp
Centro 1.100 – 1.300 kWh/kWp
Sud
1.300 – 1.500 kWh/kWp
I dati sull’irraggiamento sono reperibili sul sito:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=it&map=europe
dove è sufficiente inserire le coordinate (longitudine e latitudine) del sito dove si intende fare
l’impianto fotovoltaico per ottenere il valore dell’irraggiamento, nonché l’angolo di tilt ottimale.
4.2.1. Angolo di tilt e azimut
L’angolo di tilt è l’inclinazione del pannello rispetto all’asse orizzontale.
30°
Più l’angolo di incidenza della radiazione solare tende ad essere normale al pannello minore sarà la
componente riflessa e quindi maggiore la produzione del pannello.
Durante il giorno la posizione del sole varia in cielo, quindi a meno di non utilizzare pannelli ad
inseguimento, ovvero pannelli provvisti di un supporto mobile che li orienta costantemente nella
direzione del sole, è necessario installare i moduli con un inclinazione che ne massimizzi la
produzione.
Area geografica
Italia
• Bolzano
• Siracusa
Polo Nord
Equatore
Angolo di tilt
30 – 35°
35°
30°
90°
0°
Si definisce angolo di azimut lo scostamento rispetto al sud. L’orientamento del pannello deve
essere il più possibile verso sud. Il sole sorge a est e tramonta a ovest, e per quasi tutto l’anno si
trova localizzato nell’emisfero sud, per paesi come il nostro che si trovano a nord dell’equatore.
Pertanto orientando i pannelli a sud si ha la loro massima esposizione al sole durante l’anno. Se i
pannelli dovessero essere installati con un orientamento non perfettamente sud – nord, tanto più
l’angolo di azimut dovesse essere grande e tanto minore sarà la producibilità del pannello.
26
ORIENTAMENTO
INCLINAZIONE (orizzontale = 0° - verticale = 90°)
Sud = 0° e Est/Ovest = 90°
0°
15°
30°
45°
60°
75°
90°
0°
0,89 0,97
1
0,99 0,93 0,83 0,69
15°
0,89 0,96
1
0,98 0,93 0,83 0,69
30°
0,89 0,96 0,99 0,97 0,92 0,82 0,70
45°
0,89 0,94 0,97 0,95 0,90 0,81 0,70
60°
0,89 0,93 0,94 0,92 0,87 0,79 0,69
75°
0,89 0,91 0,91 0,88 0,83 0,76 0,66
90°
0,89 0,88 0,87 0,83 0,78 0,71 0,62
Tabella 4: energia solare al variare dell'orientamento e dell'inclinazione (dati orientativi) in Italia.
Dai dati in Tabella 4 si evince che installando i pannelli con un orientamento (angolo di azimut) di
90°, cioè in direzione est o ovest, complanari ad un tetto avente un inclinazione di 90° o su una
struttura di supporto a 90° (angolo di tilt) i kWh prodotti per kWp installato saranno il 62% di quelli
ottenibili installando il pannello in modo ottimale, si avrà quindi una perdita del 38% della
producibilità massima ottenibile installando i pannelli con orientameno a sud e inclinazione dei
moduli di 30°.
4.2.2. Ombreggiamento e diodi di by-pass
Se un pannello è parzialmente ombreggiato può essere soggetto o ha un calo di produzione o
all’annullamento completo della produzione, con conseguente riduzione o completa perdita di
produzione dell’intera stringa all’interno della quale il pannello è inserito.
Nella scelta e valutazione delle superfici su cui installare un impianto fotovoltaico si deve fare
quindi particolare attenzione alla presenza di elementi che possano proiettare un ombra sui moduli
durante le varie ore della giornata. Nel far ciò si deve considerare che:
• di giorno il movimento del sole modifica la posizione delle ombre proiettate dagli oggetti
per terra facendo descrivere a queste un semicerchio;
• al mattino e al tramonto le ombre sono più lunghe essendo il sole più basso in cielo.
In generale dato un oggetto avente un’altezza h eventuali pannelli che dovessero essere installati in
prossimità di questo andranno posti ad una distanza di almeno 3 volte h.
Gli stessi pannelli tendono a farsi ombra tra loro, se posti su strutture di supporto, non è quindi il
caso di pannelli posti complanari al tetto, in ragione di ciò ogni fila di pannelli dovrà essere
distanziata dalla fila precedente di una distanza pari a 3 volte l’altezza della fila precedente.
h
30°
30°
d = 3h
27
I diodi sono dei dispositivi che permettono alla corrente di attraversarli in una solo direzione. Ogni
modulo fotovoltaico in silicio cristallino è suddiviso in più zone ognuna provvista di un proprio
diodo di by-pass. Se una zona del modulo è soggetta a ombreggiamento le celle che la compongono
possono subire o una riduzione della producibilità o in caso di forte ombreggiamento possono
arrivare a bloccarsi, impedendo il passaggio della corrente. Un modulo è un sistema costituito da
più celle in serie, se una cella ha una riduzione della producibilità tutto il modulo è soggetto a una
proporzionale analoga riduzione, inoltre basta che una cella si blocchi per annullare la produzione
elettrica dell’intero modulo. Ogni diodo è posto in parallelo alla zona del pannello a cui è associato
e quindi tale zona del pannello e il diodo si comportano come se fossero due resistenze in parallelo.
Dall’elettrotecnica sappiamo che la corrente in presenza di due resistenze in parallelo tende a fluire
verso la resistenza minore il risultato è che la zona di pannello ombreggiata viene bypassata dalla
corrente e si dirige attraverso il diodo, evitando così il blocco del modulo.
A sua volta ogni modulo è collegato in serie con altri moduli, a costituire una stringa. Quindi
l’ombreggiamento di un modulo rischia di compromettere la produzione dell’intera stringa, in
ragione di ciò spesso i pannelli sono provvisti di un
INSTALLAZIONE IN VERTICALE
ulteriore diodo di by-pass che in caso di necessità
interviene bypassando l’intero modulo.
4 file e 3 diodi
Ad esempio i moduli in silicio monocristallino sono
suddivisi in quattro file, con tre diodi di by-pass. Se
l’ombra investe una fila di celle, interviene il diodo di
fila permettendo alla corrente di bypassare la fila
ombreggiata e dirigersi verso la successiva.
OMBRA
Nell’esempio in Figura 20 un modulo in silicio
monocristallino è parzialmente coperto da un’ombra,
la quale investe esclusivamente la quarta fila di celle.
Ciò causa l’intervento del terzo diodo che esclude la
quarta fila permettendo al modulo di continuare a
lavorare.
Figura 20: modulo in silicio monocristallino,
ombra sulla quarta fila.
INSTALLAZIONE IN ORIZZONTALE
4 file e 3 diodi
Nell’esempio in Figura 21 un modulo in
silicio monocristallino è parzialmente
coperto dalla stessa ombra dell’esempio
precedente, la disposizione del modulo in
assetto orizzontale fa si che l’ombra investa
tutte e quattro le file di celle.
Ciò causa l’intervento di tutti i diodi e il
non funzionamento dell’intero modulo.
Con il rischio di perdere l’intera produzione
di stringa.
OMBRA
Figura 21: modulo in silicio monocristallino, ombra su
tutte le quattro file.
28
4.2.3. Calcolo della producibilità attesa
Il calcolo della producibilità di un impianto fotovoltaico si calcola a partire dall’irraggiamento al
metro quadro medio annuo, in presenza di un inclinazione ottimale della superficie incidente.
Figura 22: irraggiamento medio annuo per m^2, inclinazione ottimale della superficie incidente.
A partire dall’irraggiamento, kWh / m2, si ricava, noto il rendimento atteso di pannello, e le perdite
del sistema attese, la producibilità annua per kWp installato, misurata in kWh / kWp.
La producibilità lorda attesa sarà pari a:
Producibilità lorda (kWh/kWp) = Irraggiamento (kWh/m^2) * rendimento pannello * superficie al
kWp (m^2/kWp)
Mentre la producibilità netta si calcola tenendo conto delle perdite del sistema:
Producibilità netta (kWh/kWp) = producibilità lorda (kWh/kWp) * (1 – perdite concentrate –
perdite distribuite – perdite per riflessione – perdite per temperatura)
Esempio di calcolo della producibilità attesa per un impianto sito in Brescia
Irraggiamento Brescia: 1.400 kWh/m^2.
Rendimento pannello policristallino: 0,14.
Superficie al kWp: ~ 8 m^2/kWp.
29
Perdite: temperatura (8%) + riflessione (3,5%) + concentrate, distribuite e inverter (14%) +
trasformatore (3%) = 28,5%.
Producibilità lorda (kWh/kWp) = 1.400 (kWh/m2) * 0,14 * 8 (m2/kWp) = 1.586 (kWh/kWp)
Producibilità netta (kWh/kWp) = 1.586 (kWh/kWp) * (1 - 0,285) = 1.121 (kWh/kWp)
Esempio di calcolo della producibilità attesa per un impianto sito ad Augusta (Sicilia)
In meridione si hanno valori di producibilità significativamente maggiori grazie al maggior valore
di irraggiamento, controbilanciati, in piccola parte, da maggiori perdite per temperatura.
Irraggiamento Augusta: 2.000 kWh/m^2.
Rendimento pannello policristallino: 0,14.
Superficie al kWp: ~ 8 m^2/kWp.
Perdite: temperatura (9%) + riflessione (3,5%) + concentrate, distribuite e inverter (14%) +
trasformatore (3%) = 29,5%.
Producibilità lorda (kWh/kWp) = 2.000 (kWh/m2) * 0,14 * 8 (m2/kWp) = 2.240 (kWh/kWp)
Producibilità netta (kWh/kWp) = 2.240 (kWh/kWp) * (1 - 0,295) = 1.579 (kWh/kWp)
Figura 23: irraggiamento e producibilità attesa in Italia.
I valori di producibilità attesa, in funzione della località considerata, possono essere presi dal sito:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=en&map=europe
30
Irraggiamento con angolo ottimale
Da Google Earth
Figura 24: pagina internet per il calcolo della producibilità attesa.
Selezionare PV eletricity generation
Figura 25: una volta indicata la località, schermata precedente, selezionare la funzione per il calcolo della
producibilità.
Il sito fornisce anche l’indicazione dell’azimut e dell’angolo di tilt ottimali e i valori ipotizzati di
rendimento di pannello e le perdite stimate. Tutti questi valori possono essere all’occorrenza settati
diversamente.
31
Figura 26: ipotesi del sistema.
Figura 27: producibilità attesa per Augusta.
Come si può vedere il valore di producibilità attesa calcolata dal sito non si discosta di molto
dal valore da noi stimato, sulla base di una valore di irraggiamento medio annuo atteso preso
dalla cartina di Figura 23, lato destro.
32
La valorizzazione dell’energia prodotta e gli incentivi
La produzione di energia elettrica da tecnologia fotovoltaica è finanziata, fino al 31/12/2010, in
Italia sulla base del DM 19/02/2007, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 23/02/2007 e diventato
operativo con la pubblicazione della delibera dell’AEEG n. 90/07, la quale definisce condizioni e
modalità di erogazione della tariffa incentivante.
A partire dal 01/01/2011 entra in vigore la nuova normativa per l’incentivazione della produzione di
energia elettrica tramite tecnologia fotovoltaica.
33
34
5. L’incentivo fotovoltaico – normativa vigente fino al 31\12\2010
La normativa, denominata “nuovo conto energia”, in vigore dal 2007 fino a tutto il 2010, prevede
l’erogazione d’incentivi sulla base dell’energia elettrica lorda prodotta, cioè a monte degli
autoconsumi.
L’entità dell’incentivo, espresso in € /kWh prodotto, varia in base alla taglia nominale dell’impianto
e del livello d’integrazione architettonica dello stesso.
Tipologia di impianto fotovoltaico
Potenza nominale impianto Non integrato Parzialmente integrato Integrato
(kW)
1≤P≤3
0,40
0,44
0,49
3 < P ≤ 20
0,38
0,42
0,46
P > 20
0,36
0,40
0,44
Tabella 5: valore dell'incentivo in €/kWh per l’anno 2008.
I valori espressi in tabella sono applicabili all’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici
entrati in esercizio dopo il 13/04/2007 e prima del 31/12/2008.
Per gli impianti che entreranno in esercizio nel periodo compreso tra il 01/01/2009 e il 31/12/2010 i
valori riportati in Tabella 5 vanno decurtati del 2% annuo (Tabella 6).
Tipologia di impianto fotovoltaico
Potenza nominale impianto Non integrato Parzialmente integrato Integrato
(kW)
(€/kWh)
(€/kWh)
(€ /kWh)
1≤P≤3
0,384
0,422
0,470
3 < P ≤ 20
0,365
0,403
0,442
P > 20
0,346
0,384
0,422
Tabella 6: valore dell'incentivo in €/kWh per l’anno 2010.
5.1.
Integrazione architettonica
La normativa distingue tre macrotipologie d’impianti fotovoltaici sulla base del livello
d’integrazione architettonica raggiunto.
Impianto non integrato Parzialmente integrato Totalmente integrato
Il massimo livello d’integrazione si ha quando il materiale fotovoltaico è utilizzato come materiale
edilizio, sostituendo il materiale da costruzione tradizionale, e diventando parte inscindibile della
costruzione.
35
5.2.
Valorizzazione e durata dell’incentivo
L’ammontare complessivo dell’incentivo è calcolato moltiplicando la produzione lorda di energia
elettrica, misurata a valle degli inverter, prima dell’eventuale unità di trasformazione da bassa a
media tensione, per la tariffa incentivante.
Valore incentivo (€) = Ene. elettrica prodotta (kWh) * Valore incentivo (€/kWh)
L’incentivo è erogato, con valore costante nel tempo, per 20 anni, a partire dalla data di
riconoscimento della tariffa incentivante.
N.B.: l’incentivo non è cumulabile con i certificati verdi né con i titoli di efficienza energetica.
5.3.
Valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto
L’energia elettrica prodotta dall’impianto può essere auto consumata, anche con il sistema dello
scambio sul posto, o venduta.
5.3.1. Autoconsumo
In caso di autoconsumo il ricavo deriva dal risparmio in bolletta elettrica dell’utenza.
5.3.2. Scambio sul posto
Lo scambio sul posto, fattibile allo stato attuale della normativa solo per impianti fotovoltaici di
potenza nominale ≤ 200 kW, consiste nell’operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in
rete dall’impianto fotovoltaico e l’energia prelevata dalla rete.
Il gestore di rete locale effettua a fine annuo il conguaglio tra energia immessa e prelevata,
addebitando solo l’eventuale quota di consumi in eccesso o attribuendo un credito di energia per gli
anni successivi, che può essere utilizzato al massimo entro tre anni, nel caso in cui l’energia
immessa in rete superi quella prelevata.
5.3.3. Vendita dell’energia prodotta
L’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico può essere venduta in modo:
- diretto, attraverso la vendita alla borsa elettrica o a un grossista (contratto bilaterale);
- indiretto, mediante la stipula di una convenzione di ritiro dedicato con il GSE, delibera
AEEG n. 280/07, ad un prezzo minimo garantito, pari a 0,098 €/kWh.
Prezzo minimo garantito
Produzione
Valore di ritiro
< 500.000 kWh/anno
0,1011 €/kWh
500.000 – 1.000.000 kWh/anno
0,0852 €/kWh
1.000.000 – 2.000.000 kWh/anno
0,0745 €/kWh
Figura 28: valore del prezzo minimo garantito in funzione della produzione.
5.4.
La richiesta dell’incentivo
La richiesta d’incentivo può essere avanzata solo dal soggetto responsabile.
5.4.1. Definizione di soggetto responsabile
Si definisce soggetto responsabile, DM 19/02/2007, il soggetto responsabile dell’esercizio
dell’impianto, ed è colui ha il diritto a richiedere ed ottenere la tariffa incentivante. In base
all’Allegato A, art. 3 comma 3.4 della delibera AEEG 89/07 deve esservi un unico soggetto
36
responsabile del punto di connessione. Di conseguenza il soggetto responsabile deve essere anche il
responsabile del punto di consegna.
5.4.2. Richiesta d’incentivo al GSE
Il soggetto responsabile entro 60 gg dalla data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico deve
far prevenire al GSE la richiesta di incentivo. La domanda va inoltrata tramite l’apposito sito
https://fotovoltaico.gsel.it.
Dove con entrata in esercizio si intende che:
• l’impianto è collegato in parallelo alla rete elettrica;
• risultano installati tutti i contatori;
• risultano attivi i contratti di scambio o cessione dell’energia elettrica.
37
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6. L’incentivo fotovoltaico – normativa vigente dal 01/01/2011
Con il D.M. 06/08/2010, pubblicato sulla G.U. n. 197 del 24/08/2010, il Ministero dello Sviluppo
Economico ha sancito le nuove modalità d’incentivazione della produzione di energia elettrica
tramite tecnologia fotovoltaica. La nuova normativa si applica agli impianti che entrino in esercizio
a partire dal 01/01/2010.
Il D.M. 06/08/2010 prevede l’erogazione d’incentivi sulla base dell’energia elettrica lorda prodotta,
cioè a monte degli autoconsumi.
L’entità dell’incentivo, espresso in € /kWh prodotto, varia in base alla tipologia e taglia nominale
dell’impianto, distinguendo tra:
- impianti solari fotovoltaici – TITOLO II del e del D.M. 06/08/2010;
- impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative – TITOLO III del e del D.M.
06/08/2010;
- impianti a concentrazione – TITOLO IV del e del D.M. 06/08/2010.
La potenza massima incentivabile sulla base del:
- titolo II, impianti solari fotovoltaici, è di 3.000 MW,
- titolo III, impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, è di 300 MW;
- titolo IV, impianti solari fotovoltaici a concentrazione, è di 200 MW.
In caso di esaurimento della disponibilità, cioè il raggiungimento della massima potenza
incentivabile, hanno diritto comunque all’incentivo gli impianti che entrino in esercizio entro 14
mesi dalla data di pubblicazione sul sito del GSE del raggiungimento del tetto massimo
incentivabile (il limite dei 14 mesi è esteso 24 mesi per gli impianti i cui soggetti responsabili sono
enti pubblici).
La copertura economica per l’attuazione del decreto D.M. 06/08/2010 è ottenuta attraverso la
componente tariffaria A3 delle tariffe dell’energia elettrica.
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6.1.
Impianti solari fotovoltaici – TITOLO II del e del D.M.
06/08/2010
La normativa definisce con il termine “impianto fotovoltaico” un impianto di produzione di energia
elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l’effetto fotovoltaico.
La tariffa incentivante (Tabella 7) varia in base alla taglia, alla tipologia e al periodo di entrata in
esercizio (6.4.2) dell’impianto.
Si distinguono due macro tipologie, gli impianti su edifici e gli altri impianti, i quali includono sia
gli impianti a terra che gli impianti realizzati su strutture non definibili edifici, quali tettoie,
pensiline, ecc..
Impianti entrati in esercizio in
data successiva al 31\12\2010
ed entro il 30\04\2011
Intervallo di
potenza
[kW]
1 ≤ P≤ 3
3 <P≤ 20
20 <P≤ 200
200 <P≤ 1.000
1.000 <P≤ 5.000
P> 5.000
Impianti entrati in esercizio in
data successiva al 30\04\2010 ed
entro il 31\08\2011
B
A
Impianti
fotovoltaici
realizzati
sugli edifici
[€/kW]
0,402
0,377
0,358
0,355
0,351
0,333
Impianti entrati in esercizio in data
successiva al 31\08\2010 ed entro il
31\12\2011
Altri impianti
fotovoltaici
[€/kW]
0,362
0,339
0,321
0,314
0,313
0,297
Impianti
fotovoltaici
realizzati sugli
edifici
[€/kW]
0,391
0,36
0,341
0,335
0,327
0,311
C
Altri impianti
fotovoltaici
[€/kW]
0,347
0,322
0,309
0,303
0,289
0,275
Impianti fotovoltaici
realizzati sugli edifici
[€/kW]
0,38
0,342
0,323
0,314
0,302
0,287
Altri impianti
fotovoltaici
[€/kW]
0,333
0,304
0,285
0,266
0,264
0,251
Tabella 7: valore dell'incentivo per impianti che entrino in esercizio nel 2011, valori in €/kWh
I valori espressi in tabella sono applicabili all’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici che
entrino in esercizio dopo il 31/12/2010 e prima del 31/12/2011.
Per gli impianti che entrano in esercizio nel 2012 e 2013 i valori riportati nella colonna C della
Tabella 7 vanno decurtati del 6% annuo.
Entro il 31 dicembre 2012 il Ministero dello sviluppo economico è tenuto ad aggiornare i valori di
Tabella 7 per il periodo a decorrere dal 31/12/2013, qualora ciò non accadesse per gli anni
successivi al 2013 continuerà ad applicarsi il decurta mento del 6% annuo.
Nel caso di impianti i cui moduli costituiscano elementi costruttivi di pergole, serre, barriere
acustiche, tettoie e pensiline, la tariffa incentivante è pari alla media aritmetica tra la tariffa
spettante agli impianti realizzati sugli edifici e quella spettante agli altri impianti fotovoltaici.
Al fine di ottenere il riconoscimento della tariffa incentivante nel caso di moduli fotovoltaici
installati:
- su tetti piani, ovvero su coperture con pendenze fino a 5°, qualora sia presente una balaustra
perimetrale, la quota massima, riferita all’asse mediano dei moduli fotovoltaici, deve
risultare non superiore all’altezza minima della stessa balaustra. In assenza di balaustra
perimetrale l’altezza massima dei moduli rispetto al piano non deve superare i 30 cm;
- su tetti a falda, i moduli devono essere installati in maniera complanare alla superficie del
tetto con o senza la sostituzione della medesima superficie;
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-
-
su tetti aventi caratteristiche diverse dai precedenti punti, i moduli devono essere installati in
maniera complanare al piano tangente, o ai piani tangenti del tetto, con una tolleranza di più
o meno 10°;
in qualità di frangisole, i moduli devono essere collegati alla facciata al fine di produrre
ombreggiamento e schermatura di superfici trasparenti.
6.2.
Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative –
TITOLO III del e del D.M. 06/08/2010
La normativa definisce con il termine “impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative”
impianti fotovoltaici che utilizzino moduli e componenti speciali, sviluppati specificatamente per
sostituire elementi architettonici.
La potenza nominale massima che può avere un singolo impianto fotovoltaico integrato con
caratteristiche innovative, al fine di accedere alla tariffa incentivante, è pari a 5 MW.
Le caratteristiche che un impianto fotovoltaico deve possedere per rientrare nella presente categoria
sono contenute nell’Allegato 4 del D.M. 06/08/2010. Tra le caratteristiche richieste è richiesto che i
moduli e le componenti abbiano significative innovazioni di carattere tecnologico.
Potenza nominale impianto Integrato
(kW)
(€/kWh)
1 ≤ P ≤ 20
0,44
20 < P ≤ 200
0,4
P > 200
0,37
Tabella 8: valore dell'incentivo in €/kWh per l’anno 2011.
I valori espressi in tabella sono applicabili all’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici che
entrino in esercizio dopo il 31/12/2010 e prima del 31/12/2011.
Per gli impianti che entrano in esercizio nel 2012 e 2013 i valori riportati nella colonna C della
Tabella 8 vanno decurtati del 2% annuo.
Entro il 31 dicembre 2012 il Ministero dello sviluppo economico è tenuto ad aggiornare i valori di
Tabella 8 per il periodo a decorrere dal 31/12/2013, qualora ciò non accadesse per gli anni
successivi al 2013 continuerà ad applicarsi il decurta mento del 2% annuo.
6.1.
Impianti a concentrazione – TITOLO IV del e del D.M.
06/08/2010
La normativa definisce con il termine “impianto fotovoltaico a concentrazione” un impianto di
produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l’effetto
fotovoltaico, composto principalmente da un insieme di moduli in la cui luce solare è concentrata,
tramite sistemi ottici, su celle fotovoltaiche (Figura 29).
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Figura 29: sistema solare fotovoltaico a concentrazione.
La potenza nominale massima che può avere un singolo impianto a concentrazione, al fine di
accedere alla tariffa incentivante, è pari a 5 MW.
Potenza nominale impianto Integrato
(kW)
(€/kWh)
1 ≤ P ≤ 200
0,37
200 < P ≤ 1000
0,32
P > 1000
0,28
Tabella 9: valore dell'incentivo in €/kWh per l’anno 2011.
I valori espressi in tabella sono applicabili all’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici che
entrino in esercizio dopo il 31/12/2010 e prima del 31/12/2011.
Per gli impianti che entrano in esercizio nel 2012 e 2013 i valori riportati nella colonna C della
Tabella 9 vanno decurtati del 2% annuo.
Entro il 31 dicembre 2012 il Ministero dello sviluppo economico è tenuto ad aggiornare i valori di
Tabella 9 per il periodo a decorrere dal 31/12/2013, qualora ciò non accadesse per gli anni
successivi al 2013 continuerà ad applicarsi il decurta mento del 2% annuo.
6.2.
Valorizzazione e durata dell’incentivo
L’ammontare complessivo dell’incentivo è calcolato moltiplicando la produzione lorda di energia
elettrica, misurata a valle degli inverter, prima dell’eventuale unità di trasformazione da bassa a
media tensione, per la tariffa incentivante.
Valore incentivo (€) = Ene. elettrica prodotta (kWh) * Valore incentivo (€/kWh)
L’incentivo è erogato, con valore costante nel tempo, per 20 anni, a partire dalla data di
riconoscimento della tariffa incentivante.
N.B.: l’incentivo non è cumulabile con i certificati verdi né con i titoli di efficienza energetica.
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6.3.
Valorizzazione dell’energia prodotta dall’impianto
L’energia elettrica prodotta dall’impianto può essere auto consumata, anche con il sistema dello
scambio sul posto, o venduta.
6.3.1. Autoconsumo
In caso di autoconsumo il ricavo deriva dal risparmio in bolletta elettrica dell’utenza.
6.3.2. Scambio sul posto
Lo scambio sul posto, fattibile allo stato attuale della normativa solo per impianti fotovoltaici di
potenza nominale ≤ 200 kW, consiste nell’operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in
rete dall’impianto fotovoltaico e l’energia prelevata dalla rete.
Il gestore di rete locale effettua a fine annuo il conguaglio tra energia immessa e prelevata,
addebitando solo l’eventuale quota di consumi in eccesso o attribuendo un credito di energia per gli
anni successivi, che può essere utilizzato al massimo entro tre anni, nel caso in cui l’energia
immessa in rete superi quella prelevata.
6.3.3. Vendita dell’energia prodotta
L’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico può essere venduta in modo:
- diretto, attraverso la vendita alla borsa elettrica o a un grossista (contratto bilaterale);
- indiretto, mediante la stipula di una convenzione di ritiro dedicato con il GSE, delibera
AEEG n. 280/07, ad un prezzo minimo garantito, pari a 0,098 €/kWh.
Prezzo minimo garantito
Produzione
Valore di ritiro
< 500.000 kWh/anno
0,1011 €/kWh
500.000 – 1.000.000 kWh/anno
0,0852 €/kWh
1.000.000 – 2.000.000 kWh/anno
0,0745 €/kWh
Figura 30: valore del prezzo minimo garantito in funzione della produzione.
6.4.
La richiesta dell’incentivo
La richiesta d’incentivo può essere avanzata solo dal soggetto responsabile.
6.4.1. Definizione di soggetto responsabile
Si definisce soggetto responsabile, il soggetto responsabile dell’esercizio e della manutenzione e
che ha il diritto a richiedere ed ottenere la tariffa incentivante.
6.4.2. Richiesta d’incentivo al GSE
Il soggetto responsabile entro 90 gg dalla data di entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico deve
far prevenire al GSE la richiesta di incentivo. Il mancato rispetto dei suddetti termini comporta la
non ammissibilità alle tariffe incentivanti per il periodo intercorrente tra la data di entrata in
esercizio e la data di comunicazione al GSE.
Dove con data di entrata in esercizio si intende la prima data utile a decorrere dalla quale sono
verificate tutte le seguenti condizioni:
• l’impianto è collegato in parallelo con il sistema elettrico;
• risultano installati tutti i contatori;
• risultano attivi i contratti di scambio o cessione dell’energia elettrica;
• risultano assolti gli obblighi in previsti dalla normativa fiscale in materia di produzione di
energia elettrica.
Il GSE ha a sua volta 120 giorni dalla data di ricevimento della richiesta per determinare l’erogazione della
tariffa incentivante.
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7. Bibliografia
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Impianti solari fotovoltaici a norme CEI – Guida per progettisti e installatori –
Francesco Groppi e Carlo Zuccaio, Editoriale Delfino;
Il nuovo fotovoltaico – Dal fil sottile alle celle a colorante, Mario Pagliaro, Giovanni
Palmisano, Rosaria Criminna, Dario Flaccovio Editore;
Guida al conto energia (ed. n.5 – aprile 2010) – scaricabile dal sito del GSE sezione
pubblicazioni;
Guida agli interventi validi ai fini del riconoscimento dell’integrazione architettonica
del fotovoltaico (Aprile 2009) – scaricabile dal sito del GSE sezione pubblicazioni;
Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 6 agosto 2010;
Solar Energy Report 2009 – scaricabile dal sito http://www.energystrategy.it.
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