1 Premessa - MULTISS Spa

Progetto Sergan
Progetti operativi
Impianti Fotovoltaici
INTERREG III A SARDEGNA / CORSICA / TOSCANA
Progetto SERGAN
Sviluppo delle energie rinnovabili e studio reti locali per l'approvvigionamento del gas
naturale
RELAZIONE DI SINTESI
Studio di fattibilità per l’installazione di generatori di energia fotovoltaica in aziende
agricole, beni culturali e archeologici non collegabili alla rete elettrica
Multiss S.p.A.
Punto Energia
Provincia di Sassari
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Il presente studio è stato realizzato dal Punto Energia Provincia di Sassari –
Multiss S.p.A. in collaborazione con l’Agenzia per l’Energia e l’Ambiente francese,
ADEME, delegazione per la Corsica e l’Agenzia Energetica della Provincia di
Livorno, EALP, nel quadro del programma Interreg III A – progetto Sergan, Italia
– Francia – Isole, promosso dalla Provincia di Livorno, dalla Provincia di Sassari e
dalla Regione Corsica.
Consulente tecnico scientifico: Gemas srl
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INDICE
1. L’ENERGIA SOLARE
1.1. Il sole: fonte inesauribile di energia
1.2. L’energia solare fotovoltaica
1.2.1. L’effetto fotovoltaico
1.2.2. I moduli fotovoltaici
1.2.3. Applicazioni pratiche dell’energia solare fotovoltaica
1.2.3.1. I sistemi fotovoltaici stand-alone
2. TIPOLOGIE DI APPLICAZIONE
5
5
7
7
8
10
11
16
2.1. Sfruttamento dell’energia solare fotovoltaica per l’alimentazione di un 16
allevamento ovino non connesso alle rete elettrica pubblica
2.2. Sfruttamento dell’energia solare fotovoltaica in applicazione grid22
connected per l’alimentazione di un sito archeologico
WEBGRAFIA
28
OPERATORI ISTITUZIONALI
28
ASSOCIAZIONI ED ENTI
29
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Gemas srl: Tecnostruttura
Coordinatore e responsabile dello studio
Alessio TOLA
Docente di Tecnologia ed economia delle fonti di energia presso la Facoltà di Economia dell’’Università
degli studi di Roma Guglielmo Marconi
Amministratore Delegato Gemas srl
Revisione scientifica
Giorgio CAU
Professore Ordinario di Sistemi per l’energia e l’ambiente presso la Facoltà di Ingegneria dell’Università
degli studi di Cagliari
Reperimento dati sul campo, ricerca bibliografica
Maurizio DORO
Amministratore Unico e Direttore Tecnico Prometeo Sistemi srl - Sassari
Emanuele ENRICO
Responsabile Tecnico Gemas srl
Elaborazione dati, predisposizione testi
Maurizio DORO
Amministratore Unico e Direttore Tecnico Prometeo Sistemi srl - Sassari
Francesca SERRA
Ingegnere Meccanico – Gemas srl
Elena SETTIN
Economista ambientale – Gemas srl
Assistenza Tecnico Informatica
SENES INFORMATICA snc
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1. L’energia solare.
1.1 Il Sole: fonte inesauribile di energia.
Il Sole emette costantemente una quantità enorme di energia, di cui una piccolissima
parte, pari a 175 miliardi di megawatt, interessa il nostro pianeta. La potenza irradiata
sulla superficie terrestre è infatti di circa 1.350 W/m2, che a causa dell’albedo si riduce
a circa 1.000 W/m2, valore usato come riferimento di massima potenza di irradiamento
per la conversione dell’energia solare in energia termica e fotovoltaica.
Fig. 1.1: radiazione media giornaliera globale nel mese di Giugno.
(Fonte: NASA)
In altri termini, l’energia irradiata dal Sole sulla superficie terrestre nell’arco di un
anno equivale a 35.000/40.000 miliardi di TEP (Tonnellate Equivalenti di Petrolio).
Per capirne la portata, basti pensare che nel 2003 la domanda mondiale di energia è
stata pari a 9,8 miliardi di TEP, e quella italiana a 190 milioni di TEP. Teoricamente
quindi una superficie pari all’ 1% delle terre emerse ricoperta di pannelli solari
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fotovoltaici basterebbe a fornire l’energia richiesta in un anno a livello mondiale
(elaborazione dati: World Resources Institute)
Fig. 1.2 e Tab. 1.1: Potenziale sfruttabile delle energie rinnovabili (miliardi di TEP)
impegnando l'1% delle superfici delle terre emerse per produrre elettricità, calore e
combustibili.
VALORI (miliardi
TEP/anno)
Radiazione solare
14
Energia eolica
2,2
Biomasse
4,6
Energia idraulica
1,7
Altre forme
0,8
(Fonte: Wourld Resources Institute)
La radiazione solare italiana varia da Nord a Sud della Penisola in valori compresi fra i
1.200 e i 1.700 kWh per m2.
Fig. 1.3 e Tab. 1.2: Mappa della radiazione solare in Italia (kWh/m2) e ore di sole
totali per località.
(Fonte: ENEA)
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1.2. L’energia solare fotovoltaica
1.2.1. L’effetto fotovoltaico
La tecnologia del solare fotovoltaico consente di trasformare direttamente l'energia
associata alla radiazione solare in energia elettrica. Essa sfrutta i principi del fenomeno
fisico dell'interazione della radiazione luminosa con gli elettroni di valenza nei materiali
semiconduttori, noto come effetto fotovoltaico.
Tale effetto si realizza all’interno della cella fotovoltaica (figura 1.3), costituita da una
sottile fetta di materiale semiconduttore (quasi sempre silicio), di uno spessore pari a
circa 0,3 millimetri e di una superficie compresa fra i 100 e i 225 cm2. Il silicio che
costituisce la fetta viene “drogato” con atomi di boro (drogaggio p) e piccole quantità
di fosforo (drogaggio n), posizionati ciascuno su una faccia della fetta. Nella zona di
contatto dei due strati a diverso drogaggio si determina un campo elettrico; quando la
cella è esposta alla luce, l’effetto fotovoltaico sviluppa cariche elettriche, e fino a
quando la cella resta esposta alla luce, l'elettricità fluisce con regolarità sotto forma di
corrente continua.
Fig. 1.3: effetto fotovoltaico: la cella fotovoltaica investita dalla radiazione luminosa
produce energia elettrica.
(Fonte: ENEA)
Di tutta l'energia che investe la cella solare sotto forma di radiazione luminosa, solo
una parte viene convertita in energia elettrica disponibile. Infatti l'efficienza di
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conversione per celle commerciali al silicio è in genere compresa tra il 13 % e il 17%,
mentre realizzazioni speciali di laboratorio hanno raggiunto valori del 32,5%
1.2.2. I moduli fotovoltaici.
Le celle solari di per sé sono fragili, non isolate elettricamente e con scarsi valori di
tensione e corrente, per lo meno in rapporto a quelli normalmente richiesti dagli
apparecchi utilizzatori. Vengono pertanto assemblate in modo opportuno a costituire
un’unica struttura robusta e maneggevole, in grado di garantire molti anni di
funzionamento anche in condizioni ambientali difficili. I moduli fotovoltaici costituiscono
pertanto il prodotto industriale finale e i modelli attualmente sul mercato possono
erogare singolarmente potenze variabili da pochi watt fino a 200 watt a 12 o 24 volt in
corrente continua.
La figura 1.4 riporta la descrizione dei materiali che compongono il modulo
fotovoltaico, il cui processo di fabbricazione è articolato in più fasi:
1. connessione elettrica delle celle: in genere 36 o 72 collegate in serie con
bandelle di rame stagnato di 0,3 mm di spessore;
2. incapsulamento: consiste nell’inglobare le celle fotovoltaiche tra una lastra di
vetro temperato ad alta trasmittanza e un foglio di tedlar, tramite
laminazione a caldo di materiale polimerico (EVA – etilenvinilacetato).
3. montaggio della cornice in alluminio anodizzato, per conferire robustezza al
modulo e consentirne l’ancoraggio in fase di installazione, e applicazione
della scatola dei contatti elettrici dotata di diodi di by-pass.
Il processo di incapsulamento eseguito correttamente garantisce il funzionamento
nel tempo del modulo, oggi stimabile in 25 – 30 anni.
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Fig. 1.4.: composizione del modulo fotovoltaico.
(Fonte: ISES Italia)
Il modulo rappresenta il componente essenziale di qualunque tipo di sistema
fotovoltaico. Un insieme di moduli, collegati elettricamente in serie in modo da
fornire la tensione (volt) richiesta costituiscono invece una stringa. Più stringhe
collegate generalmente in parallelo per fornire la potenza (watt) richiesta
costituiscono il generatore fotovoltaico (figura 1.5).
Fig. 1.5: struttura del sistema fotovoltaico.
(Fonte: Romaenergia)
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I vantaggi dei sistemi fotovoltaici sono la modularità, le esigenze di manutenzione
ridotte (dovute all’assenza di parti in movimento), la semplicità d'utilizzo, e,
soprattutto, un impatto ambientale relativamente basso. In particolare, durante la fase
di esercizio, l'unico vero impatto ambientale è rappresentato dall'occupazione di
superficie. Tali caratteristiche rendono la tecnologia fotovoltaica particolarmente adatta
all'integrazione negli edifici in ambiente urbano. In questo caso, infatti, sfruttando
superfici già utilizzate, si elimina anche l'unico impatto ambientale in fase di esercizio di
questa tecnologia.
1.2.3. Applicazioni pratiche dell’energia solare fotovoltaica.
La principale classificazione dei sistemi fotovoltaici divide i sistemi in base alla loro
configurazione elettrica rispettivamente in:
ƒ sistemi autonomi (stand alone)
ƒ sistemi connessi alla rete elettrica (grid connected)
I sistemi connessi alla rete elettrica si dividono a loro volta in:
o centrali fotovoltaiche
o sistemi integrati negli edifici
Data la loro modularità, i sistemi fotovoltaici presentano una estrema flessibilità di
impiego. Il diagramma seguente mostra le principali applicazioni dei dispositivi FV
classificate secondo la potenza elettrica.
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Graf. 1.2: principali applicazioni del fotovoltaico con scala della potenza di carico
(watt).
(Fonte: Minambiente)
Lo studio che segue analizzerà le potenzialità dell’energia solare fotovoltaica in
applicazioni di tipo stand-alone e grid-connected.
1.2.3.1 Sistemi fotovoltaici stand alone.
I sistemi autonomi (stand-alone) vengono normalmente utilizzati per elettrificare le
utenze difficilmente collegabili alla rete elettrica pubblica perché ubicate in aree poco
accessibili, e per quelle con bassissimi consumi di energia che non rendono
conveniente il costo stesso dell’allacciamento. La caratteristica di questo tipo di
impianti è determinata dal fatto che essi costituiscono dei serbatoi di energia, e non di
potenza. La rete infatti garantisce la disponibilità di tutta la potenza contrattuale
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nell’arco delle 24 ore, mentre il dimensionamento dell’impianto fotovoltaico stand-alone
è calcolato in base alle esigenze di consumo energetico previsto.
Fig. 1.6: Schema sistema fotovoltaico stand alone.
1
Generatore fotovoltaico
2
Regolatore di carica
3
Batteria di accumulo
4
Carico
(Fonte: Minambiente)
Gli elementi che costituiscono un sistema fotovoltaico autonomo (figure 1.6 e 1.7) sono
il modulo fotovoltaico, il sistema di accumulo (parco batterie) ed il regolatore di carica.
Inoltre l’utilizzo di carichi a 220 o 380 V in corrente alternata (Vca) richiede
l’inserimento di un convertitore di tensione cc/ca (inverter).
Fig. 1.7.: :Componenti di base di un impianto stand-alone: modulo fotovoltaico,
batteria, regolatore di carica, carico elettrico.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
La produttività di un modulo fotovoltaico, il cui rendimento di conversione della luce
solare in energia elettrica è compreso fra l’ 11 e il 15%, dipende principalmente dalla
correttezza dell’installazione: posto che nel nostro emisfero l’orientamento a Sud
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consente ai moduli fotovoltaici di sfruttare il più ampio arco solare, la scelta
dell’inclinazione è invece determinata dal periodo dell’anno in cui l’impianto deve
fornire l’approvvigionamento energetico. Può infatti risultare conveniente scegliere un
basso angolo di inclinazione per privilegiare la produzione tipica estiva, piuttosto che
un alto angolo di inclinazione tendente a privilegiare la produzione dei mesi invernali.
Nella tabella 2.3 sono riporti i livelli di radiazione solare nei 12 mesi, sul piano del
pannello fotovoltaico orientato a Sud con diverse inclinazioni, alla latitudine di Alghero
(40° 38’ N).
Tab. 1.3: Radiazione solare nei 12 mesi alla latitudine di Alghero (40° 38’ N).
Evidenziato in rosso il maggior valore per ogni mese.
Inclinazione
0°
10°
30°
40°
60°
Nov
2.19
2.64
3.33
3.57
3.73
(Fonte: ENEA)
Dic
1.65
2.04
2.66
2.89
3.09
Gen
1.90
2.30
2.93
3.16
3.33
Feb
2.53
2.89
3.41
3.55
3.57
Mar
3.80
4.16
4.56
4.60
4.36
kWh/m2/g
Apr
Mag
5.30 6.23
5.56 6.36
5.69 6.19
5.54 5.88
4.92 4.96
Giu
6.98
7.03
6.65
6.22
5.07
Lug
7.46
7.57
7.28
6.86
5.64
Ago
6.65
6.94
7.04
6.82
5.94
Set
5.20
5.66
6.16
6.18
5.78
Ott
3.49
4.00
4.71
4.90
4.89
Le batterie accumulano l’energia elettrica prodotta dai moduli FV e consentono di
differire nel tempo l’erogazione di corrente al carico. In sostanza garantiscono
l’erogazione di energia elettrica anche nelle ore notturne o di minore insolazione. In
base alla stagione di utilizzo, il dimensionamento del parco accumulatori (figura 1.8)
deve garantire il servizio anche nei giorni in cui si suppone possa mancare in tutto o in
parte l’irradiamento solare.
Fig. 1.8: parco batterie composto da elementi stazionari piombo/acido e piastre
tubolari da 12 V - 230 A.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
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Il regolatore di carica (figura 1.9) è l’elemento che regola i passaggi di corrente tra
moduli e batterie e tra batterie e carico. La sua funzione principale è quella di
proteggere le batterie da fenomeni di carica eccessiva e scarica profonda.
Fig. 1.9: regolatore di carica per impianti fotovoltaici di tipo stand-alone.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
L’inverter (figura 1.10) è un convertitore statico in grado di convertire la corrente
continua in corrente alternata, e inoltre di trasformare il livello di tensione del circuito
primario nel valore richiesto dal carico elettrico. Negli impianti di tipo stand-alone rende
quindi disponibile la tensione di esercizio dei comuni elettrodomestici, generalmente
220 Vca, convertendo e trasformando la tensione del parco batterie generalmente a
12, 24 o 48 Vcc.
Fig. 1.10: inverter 12 Vcc in – 220 Vca out.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
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Il calcolo della potenza fotovoltaica necessaria al soddisfacimento del fabbisogno
energetico dell’utenza isolata dipende da diversi fattori:
Ec: consumo energetico giornaliero (Wh/g);
η:rendimento complessivo di conversione del sistema fotovoltaico, determinato dal
prodotto fra il rendimento del modulo fotovoltaico (assumiamo un valore medio del
13%) e il rendimento del resto del sistema (convenzionalmente il 64% per perdite
derivanti da connessioni, elettronica, inverter, ecc.);
Df: è la potenza di picco sviluppata da un modulo per m2, mediamente di 130 W;
Gm: radiazione globale media giornaliera su base mensile, incidente sul piano dei
moduli fotovoltaici (Wh/m2/g);
K: coefficiente di riduzione per ombreggiamenti (0<K<1, in assenza di ombreggiamenti
K=1). Si ritiene idoneo un sito che non superi il 5% di percentuale d’ombra (K>0,95);
Per cui la potenza del generatore fotovoltaico Pf è uguale a:
Pf = Df x Ec / (η x Gm x K )
Dopo aver calcolato la potenza fotovoltaica, il dimensionamento del parco accumulatori
può garantire anche un certo numero di giorni di autonomia a secondo del periodo di
utilizzo, per far fronte al minore grado di irradiamento. Inoltre non tutta l’energia
accumulata è utilizzabile dall’utenza perchè un livello eccessivo di scarica
danneggerebbe la batteria. La soglia di stacco del carico per raggiungimento della
minima tensione corrisponde in genere al 20% della capacità totale dell’accumulatore.
In base a queste considerazioni, il dimensionamento di un parco accumulatori tiene
conto dei seguenti fattori:
Ec: consumo energetico giornaliero (Wh/g);
Nga: n° di giorni di autonomia;
Ps: valore compreso fra 0 e 1 corrispondente alla massima profondità di scarica che si
può raggiungere con il tipo di batteria utilizzata per evitare danneggiamenti. A questo
livello minimo corrisponde la soglia di minima tensione, e il regolatore di carica
provvede a scollegare il carico. Tale livello corrisponde generalmente al 20% della
capacità totale dell’accumulatore (Ps = 0,8). Per cui la capacità del parco accumulatori
è uguale a:
Cb = Ec x Nga / Ps
Esempi o campi di applicazioni per utenze isolate, su cui si basa la elettrificazione dei
territori non serviti dalla rete elettrica sono:
• il pompaggio dell’acqua, soprattutto per usi agricoli;
• 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.;
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•
•
•
•
•
•
•
l’alimentazione di sistemi di segnalazione o di 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
plasma;
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 segnalazioni di pericolo nei porti e negli aeroporti;
la protezione catodica nell’industria e nel settore petrolifero e delle strutture
metalliche in generale;
altri usi (illuminazione di segnali stradali e di boe di navigazione, alimentazione
di dispositivi d’allarme isolati, ecc.).
Fig. 1.11: elettrificazione rurale: impianto stand alone su edificio nelle campagne di
Tergu (SS)
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
2. Tipologie di applicazione
2.1 Sfruttamento dell’energia solare fotovoltaica per l’alimentazione di un
allevamento ovino non connesso alla rete elettrica pubblica.
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In Sardegna vengono allevati circa 2,8 milioni di capi ovini, corrispondenti al 70%
dell’intero patrimonio ovino italiano. Con una concentrazione di circa 970 mila capi
suddivisi in 219 unità di media per azienda, la Provincia di Sassari è la prima in
Sardegna come numero di capi allevati nel proprio territorio e come dimensione media
aziendale.
Tab. 2.1: Patrimonio ovino sardo
Province
N° aziende N° capi/azienda N° capi totali
Cagliari
2.845
190
541.227
Nuoro
4.704
185
871.674
Oristano
2.491
171
425.021
Sassari
4.438
219
970.741
Totale Sardegna
14.478
194
2.808.713
(Fonte: Ersat)
Lo studio che segue riguarda l’applicazione del potenziale fotovoltaico dell’energia
solare per la fornitura del fabbisogno di energia elettrica di un allevamento da 500 capi
ovini dotato di sala di mungitura a 48 poste, utilizzata da Novembre a Maggio per la
produzione di circa 750-1.000 litri di latte al giorno.
Fig. 2.1: Struttura tipica per la cattura del bestiame durante il ciclo di mungitura.
(Fonte: ERSAT)
La mungitura del bestiame si articola in due cicli giornalieri, in cui i capi ovini vengono
avviati a turno nelle rastrelliere contenenti il mangime, e che servono a immobilizzare il
bestiame per il tempo necessario a completare l’operazione. Ultimato il ciclo di
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mungitura, le apparecchiature subiscono un lavaggio con acqua calda a 65°,
precedentemente potabilizzata da un apposito cloratore. A tale scopo l’azienda utilizza
una caldaia a gas al posto del comune scaldabagno elettrico, eccessivamente
energivoro, ed è dotata di pozzo con prevalenza di 9 metri, che rifornisce una cisterna
di accumulo da 5.000 litri mediante una pompa di sollevamento da 0,5 cavalli (370 W),
in grado di pompare fino a 80 litri d’acqua al minuto ad una prevalenza di 13 metri.
Oltre che provvedere al fabbisogno idrico del bestiame, nel periodo di mungitura
l’accumulo in cisterna viene impiegato per le operazioni di pulizia della sala mungitura,
mediante l’ausilio di un autoclave. Le apparecchiature elettriche che normalmente
costituiscono una sala di mungitura completa sono: pompa per il vuoto, che determina
il processo di mungitura; pompa del latte, che invia il latte munto al refrigeratore;
refrigeratore per la conservazione del latte; cloratore per la potabilizzazione dell’acqua
utilizzata per il lavaggio delle macchine; compressore; scaldabagno (elettrico o a gas)
per le operazioni di pulizia della sala di mungitura. Ai carichi elettrici conseguenti al
ciclo di mungitura vanno aggiunti quelli derivanti dall’utilizzo di servizi quali pompa
sommersa per l’estrazione idrica da pozzo, autoclave, illuminazione, frigorifero, carichi
sporadici quali elettro-utensili, TV, radio.
La mungitura del bestiame si articola in due cicli giornalieri, per un totale di circa 2 h a
ciclo. Nella tabella 4.7 sono riportati i consumi elettrici della struttura nei diversi periodi
dell’anno.
Tab. 2.2: Consumo elettrico di un allevamento ovino da 500 capi nei diversi periodi
dell’anno.
N°
1
1
1
2
2
1
1
carichi
pompa pozzo
autoclave
frigorifero
lampada
lampada
TV-radio
carico sporadico
Pompa latte
Pompa vuoto
2 ciclo mungitura Refrigeratore
Cloratore
compressore
Consumo kWh/giorno
Potenza
W
370
250
100
21
11
50
1.000
550
1.100
1.300
85
1.800
Periodo
Periodo
NovembreGiugno-Ottobre
Maggio
Utilizzo Consumo Utilizzo Consumo
h
Wh/g
h
Wh/g
0,8
296
0,8
296
0,5
125
0
0
24
8001
24
800
2
84
0,5
21
3
66
2
44
2
100
2
100
0,8
800
0,5
500
(note: 1: funzionamento compressore 20 min/ora)
(Fonte: ns. elaborazione su dati rilevati sul campo)
1,5
5,27
3.000
0
0
1,76
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Dai dati riportati in tabella emerge che i consumi energetici maggiori si verificano nel
periodo dell’anno in cui minore è l’irradiamento solare complessivo. Dovendo quindi
dimensionare un impianto fotovoltaico di tipo stand-alone che soddisfi quotidianamente
il consumo energetico aziendale, si deve tenere conto anche del minor numero di ore
di sole disponibili quotidianamente nel periodo autunnale-invernale e dei giorni di
assenza totale o parziale della radiazione solare (statisticamente, non più di quattro
consecutivi in Sardegna). Il dimensionamento viene effettuato supponendo di dover
determinare la potenza fotovoltaica da installare e la capacità del parco batterie in
modo da alimentare il carico con indisponibilità energetica nulla, anche se questa
condizione non può comunque essere garantita completamente, stante il carattere
aleatorio della fonte solare. Il valore di riferimento della radiazione solare, come
riportato nella tabella 1.3, è riferito all’inclinazione del piano dei moduli a 60°, e varia
da un minimo di 3,73 kWh/m2/giorno nel mese di Novembre a 4,96 kWh/m2/giorno nel
mese di Maggio, con un irradiamento minimo di 3,09 kWh/m2/giorno nel mese di
Dicembre. Considerando quest’ultimo valore per un dimensionamento dell’impianto
nella condizione più svantaggiosa, la potenza del generatore fotovoltaico è pari a Pf =
Df x Ec / (η x Gm x K ), e cioè:
Pf =130 x 5270 / 0,083 x 3090 x1 = 2,55 kW
Sulla base dei consumi giornalieri del periodo invernale, e volendo assicurare 4 giorni di
autonomia anche in condizioni prolungate di scarsa o assente insolazione, il parco
batterie avrà la seguente capacità: Ec x Nga / Ps, e cioè:
Cb = 5270 x 4 / 0,8 = 26,35 kWh
Con una tensione di lavoro a 48 V, la capacità richiesta del parco batterie è di 549 Ah.
L’impianto fotovoltaico è quindi composto da 16 moduli fotovoltaici da 165 W collegati
in 2 stringhe in serie composte ciascuna da 8 moduli in parallelo, che erogano una
tensione e una corrente massima di lavoro rispettivamente di 69,4 Vcc e 38 A. Il
regolatore di carica in grado di gestire correnti fino a 45 A provvede a stabilizzare
l’energia prodotta dal generatore e a trasferirla al parco accumulatori composto da 24
elementi di tipo stazionario al piombo acido e piastre tubolari, da 2 V/600 A ciascuno
collegati in serie. L’energia accumulata viene infine convertita e trasformata nella
tensione richiesta dalle utenze a 220 Vca, attraverso un inverter ad onda sinusoidale da
6 kW erogati a 220 Vca. Nella tabella 2.3 sono riportati caratteristiche e costi delle
apparecchiature che compongono l’impianto di tipo stand-alone considerato.
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Tab. 2.3: Dimensionamento impianto fotovoltaico stand-alone.
Componenti
Modulo
fotovoltaico
Regolatore di
carica
Inverter
sin.pura
Potenza
W
Tensione
V
Corrente
A
N°
Costo €2
165
34,7 Vcc1
4,741
16
13.860,00
48 Vcc
45
1
430,00
In 48 Vcc
out 220
Vca
-
1
5.280,00
2 Vcc
600
24
6.930,00
6.000
Batteria
stazionaria
piombo acido
Installazione imp.
1.980,00
Totale impianto
28.480,00
(note: 1: valori alla massima potenza. 2: prezzi comprensivi di iva 10%)
Fig. 2.2: campo fotovoltaico da 600 W in impianto stand alone in Provincia di Sassari.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
Per rendere più completa la valutazione economica dell’investimento, si può
considerare un raffronto con i costi di acquisto e di esercizio di un gruppo elettrogeno
diesel (DGS), per l’erogazione del fabbisogno energetico annuale della fattispecie in
esame, come riportato nella tabella 2.2. La tabella 2.4 riporta le caratteristiche di un
DGS da 6 kW (7,5 kVA) a 220 V.
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Tab. 2.4: Consumi e costi di manutenzione di un DGS da 6 kW.
Potenza
DGS kW
Costo
DGS €
Consumo carburante
litri/h
6 (7,5 kVA)
1.750,001
1,72
Costo annuale
manutenzione
€
230,003
(Fonte: elaborazione su dati Prometeo Sistemi, Sassari )
(note: 1: costo iva 20% inclusa. 2: consumo riferito a ¾ di carico. 3: n° 1
manutenzione/anno comprensiva di parti di ricambio e mano d’opera iva inclusa)
Va specificato che al costo del DGS andrebbe aggiunto quello di un inverter e di un
parco accumulatori tenuto sotto carica dal gruppo stesso durante le ore di lavoro, per
consentire l’utilizzo del frigorifero e dei punti luce senza dover tenere in funzione
costantemente il DGS. Il costo aggiuntivo può essere quantificato in € 550,00 iva
inclusa, per un inverter ad onda quadra modificata da 1 kW e una batteria stazionaria
al piombo acido 12 V/150 Ah. Possiamo inoltre calcolare in circa 3 le ore di
funzionamento del DGS nel periodo Novembre-Maggio, e in circa 1 nel periodo GiugnoOttobre. Considerando le caratteristiche del DGS e sulla base dei consumi dell’utenza
nei diversi periodi dell’anno, la tabella 2.5 propone un raffronto economico fra i due
sistemi di generazione elettrica fotovoltaico e a gasolio.
Tab. 2.5: Raffronto economico fra sistemi di produzione di energia elettrica.
Impianto
Costo €1
manutenzione
Costi annuali €
consumi
combustibile
combustibile
l/anno
€/anno
DGS2
1.750,00
230,003
1.3414
1.545,155
6 kW
Impianto
0
0
supporto
550,00
68,006
al DGS
Solare
28.480,00
1.386,007
0
0
2,6 kW
(Fonte: elaborazione Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1: prezzo iva inclusa. 2: non è stata calcolata l’accisa per la produzione di
energia elettrica prevista per generatori di potenza superiore a 1 kW. 3: n° 1
manutenzione/anno comprensiva di parti di ricambio e mano d’opera iva inclusa. 4:
consumo riferito a ¾ di carico per 789 ore/anno di funzionamento. 5: prezzo gasolio
€/litro 1,15 escluso il trasporto. 6: 1/5 del costo della batteria di € 340,00, considerando
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una vita utile di 5 anni. 7: 1/5 del costo del parco batterie di € 6.930,00 considerando
una vita utile di 5 anni)
I dati riportati nella precedente tabella indicano un minor costo di esercizio annuale
dell’impianto fotovoltaico rispetto al DGS di circa € 450,00. Se pertanto raffrontiamo il
risparmio ottenuto ai maggiori costi dell’impianto fotovoltaico, ne deriva un tempo di
recupero dell’investimento superiore ai 50 anni. In questo caso la convenienza del
ricorso all’energia fotovoltaica è fortemente penalizzata dall’utilizzo dell’impianto
concentrato nel periodo di minore efficienza della tecnologia solare.
2.2 Sfruttamento dell’energia solare fotovoltaica in applicazione gridconnected per l’alimentazione di un sito archeologico.
Il complesso nuragico di Santu Antine (figura 2.3) è situato nel territorio del Comune di
Torralba (SS), in quella parte del Mejlogu che, per la fitta presenza di siti nuragici, è
propriamente detta “Valle dei Nuraghi”. Il Nuraghe raggiunge un’altezza di 21 metri
con planimetria “trilobata”, cioè a 3 torri raccordate da un bastione di forma
approssimativamente triangolare che circonda una torre centrale. Considerato uno dei
monumenti più rappresentativi della civiltà nuragica, il complesso risale al XV-XVI
secolo a.C.
Fig. 2.3: Nuraghe di Santu Antine, Torralba (SS).
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
La struttura è visitabile tutto l’anno dalle 9 del mattino fino al tramonto, ed è dotata di
un impianto di illuminazione esterno, in funzione solo durante le manifestazioni in
notturna, ed interno operante solo durante l’orario di apertura. L’energia elettrica
necessaria al suo funzionamento è attualmente erogata dal Gestore locale (Enel)
attraverso un contatore da 15 kW, che alimenta esclusivamente l’impianto di
illuminazione (figura 2.4).
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Fig. 2.4: Nuraghe di Santu Antine, Torralba (SS). Particolare dell’impianto di
illuminazione interna.
(Fonte: Prometeo Sistemi, Sassari)
Nella tabella 2.6 sono indicate le caratteristiche dell’impianto e i consumi annuali
rilevati in bolletta.
Tab. 2.6: Caratteristiche e consumi dell’impianto di illuminazione del complesso
nuragico di Santu Antine (Torralba, SS).
Potenza
W
Utilizzo
h/g
Consumo
kWh/g
n°
Tot consumo
kWh/g
Consumo
annuale kWh
Fari
esterni
400
non
regolare
-
6
-
3.4131
Fari
interni
50
11
0,55
20
11
4.015
Totale consumo annuale kWh2
7.428
(Fonte: elaborazione Prometeo Sistemi su dati Amm. Comunale di Torralba)
(note: 1: consumo stimato sulla base dell’analisi della bolletta energetica. 2: consumo
rilevato dalla bolletta energetica)
All’interno del complesso nuragico opera anche un piccolo centro di ristoro gestito da
una cooperativa privata che utilizza un proprio allaccio alla rete elettrica. I consumi
medi sono stimati in circa 22 kWh/giorno.
Dovendo ipotizzare il ricorso alla fonte solare per il soddisfacimento del fabbisogno
energetico del sito, si ritiene che la presenza della rete elettrica in loco non renda
economicamente conveniente il ricorso ad un impianto di tipo stand-alone, il cui
dimensionamento dovrebbe tenere conto del fabbisogno energetico nel periodo in cui
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minore sono i valori di irradiamento solare. La recente normativa che incentiva “in
conto energia” la connessione alla rete elettrica pubblica degli impianti fotovoltaici,
potrebbe invece permettere un investimento economicamente remunerativo e ad alto
valore ambientale, anche considerando l’importanza e le peculiarità del sito
archeologico.
Secondo quanto stabilito dal Decreto del Ministero per le Attività Produttive 28 Luglio
2005, il conto energia garantisce al produttore aderente, tariffe incentivanti per
l’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici di taglia compresa fra 1 kW e 1 MW
di potenza nominale. Inoltre la stessa quantità di energia prodotta può essere
consumata dal produttore stesso al posto di quella fornita dal gestore locale o ceduta
alla rete elettrica, cumulando così i benefici del risparmio energetico a quelli economici
delle tariffe incentivanti in conto energia.
Tab. 2.7: Meccanismi di incentivazione in “conto energia”.
Taglia di potenza dell’impianto Tariffa incentivante per l’energia prodotta
1 kW < P < 20 kW
0,445 €/kWh
20 kW < P < 50 kW
0,460 €/kWh
50 kW < P < 1.000 kW
Al massimo 0,490 €/kWh (gara)
Taglia di potenza dell’impianto Remunerazione immissione in rete
1 kW < P < 20 kW
Autoconsumo e/o scambio sul posto
50 kW < P < 1.000 kW
Autoconsumo1 e/o vendita alla rete2
(Fonte: Decreto Min. Attività Produttive 28 Luglio 2005 - AEEG)
(note: 1: l’autoconsumo di energia prodotta da impianti di potenza superiore ai 20 kW
è soggetto al pagamento di un’addizionale provinciale di € 0,01136/kWh. 2: vendita
alla rete alle attuali tariffe AEEG: 9,5 c€/kWh da 0 a 500.000 kWh/anno; 8,0 c€/kWh
da 501.000 a 1.000.000 kWh/anno; 7,0 c€/kWh da 1.000.001 a 2.000.000 kWh/anno)
Per un corretto dimensionamento di un impianto fotovoltaico di tipo grid-connected per
il soddisfacimento degli attuali consumi del sito nuragico, ivi ricompresi anche quelli
relativi al centro di ristoro, ci baseremo sui parametri indicati dall’Enea relativamente
alla produttività media annuale nel Mezzogiorno d’Italia, di un generatore fotovoltaico
da 1 kW orientato a Sud e inclinato di 30° sul piano dell’orizzonte (vedi tabella 1.3), e
cioè circa 1.450 kWh/anno al netto delle perdite dovute al rendimento complessivo di
conversione del sistema fotovoltaico.
Pertanto, assumendo in circa 15.500 kWh/anno il consumo elettrico del complesso
nuragico, ne deriva che un impianto fotovoltaico di tipologia grid-connected da 11 kW
sarebbe in grado di soddisfare totalmente le esigenze energetiche richieste, con una
produzione complessiva stimata di 15.950 kWh/anno.
La tabella 2.8 consente di valutare meglio i benefici economici derivanti dalla recente
normativa di incentivazione all’utilizzo dell’energia fotovoltaica, applicata alla fattispecie
considerata.
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Tab. 2.8: Calcolo del rendimento in “conto energia” di un impianto fotovoltaico da 11
kW.
Ricavo annuo €
PV
kW
kWh
anno1
Prezzo
impianto €2
11
15.950
79.200,00
conto
energia
Consumo/s
cambio sul
posto3
Totale €
Rend.
Annuo
%
7.097,75
1.914,00
9.011,75
11,38
Ammort.
anni4
8,79
(Fonte: elaborazione Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1: parametro ENEA di 1.450 kWh/kWp/anno orientato a Sud e inclinato di 30°
sul piano dell’orizzonte nel Mezzogiorno d’Italia. 2: iva 10% esclusa. 3: costo tariffa
BV1 0,12 €/kWh + iva. 4: tempo di ammortamento con gli attuali parametri)
Un impianto da 11 kW è formato da una superficie fotovoltaica di circa 85 m2 e occupa
all’incirca un’ area totale di 160 m2. La tabella 2.9 riporta il conto economico
dell’impianto per macro-voci.
Tab. 2.9: Conto economico impianto fotovoltaico da 11 kW.
Voce
€1
Generatore fotovoltaico 52.800,00
Inverter
12.750,00
Protezioni elettriche
1.850,00
carpenteria
6.300,00
installazione
5.500,00
Totale
79.200,00
(Fonte:Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1:prezzi iva esclusa)
Il sito tuttavia è in grado di accogliere anche impianti di maggiore potenza e superficie
complessiva, anche tenuto conto che diversi programmi di valorizzazione dell’area sono
attualmente in fase di elaborazione, e prevedono la costruzione di un centro congressi
e lo sviluppo di tutta una serie di attività ricettive collaterali che necessiteranno in un
prossimo futuro, di un consumo energetico certamente più elevato.
In quest’ottica lo sviluppo di un impianto fotovoltaico da 50 kW appare più appropriato.
Come accennato, gli impianti fotovoltaici di potenza compresa fra 20 e 50 kW
beneficiano di una tariffa incentivante in conto energia pari a 0,46 €/kWh, e a
differenza di quanto previsto per gli impianti di fascia inferiore, l’energia prodotta non
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destinata all’autoconsumo può essere ceduta alla rete elettrica pubblica al prezzo
stabilito periodicamente dall’AEEG (vedi tabella 2.7, nota 1). Nella tabella che segue, il
rendimento economico dell’impianto è calcolato ipotizzando che sul totale dell’energia
elettrica prodotta, una percentuale pari all’80% sia destinata all’autoconsumo e che la
restante parte venga ceduta alla rete. Va precisato che la quantità di energia destinata
al consumo è soggetta al pagamento di un’addizionale provinciale di 0,01136 €/kWh,
calcolata sull’energia prodotta da “officina elettrica” alimentata da fonti energetiche
rinnovabili, di potenza superiore a 20 kW (D.lgs. 26 Ottobre 1995, n° 504).
Tab. 2.10: Calcolo del rendimento in “conto energia” di un impianto fotovoltaico da
50 kW.
PV
kW
kWh
anno1
Prezzo
impianto €2
50
72.500
340.000,00
Totale
ricavo
Ricavo annuo €
conto
energia
Consumo
sul posto3
Cessione
rete4
33.350,00
6.301,00
##### 41.028,50
€
Rend.
Ammort.
Annuo %
anni5
12
8,3
(Fonte:elaborazione Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1: parametro ENEA di 1.450 kWh/kWp/anno orientato a Sud e inclinato di 30°
sul piano dell’orizzonte nel Mezzogiorno d’Italia. 2: iva 10% esclusa. 3: 80% della
produzione con tariffa BV1 di 0,12 €/kWh + iva, al netto dell’addizionale provinciale. 4:
Tariffa AEEG 95,00 €/MWh. 5: tempo di ammortamento con gli attuali parametri)
Un impianto da 50 kW è formato da una superficie fotovoltaica di circa 380 m2 e
occupa all’incirca un’ area totale di 800 m2. La tabella 2.9 riporta il conto economico
dell’impianto per macro-voci.
Tab. 2.11: Conto economico impianto fotovoltaico da 50 kW.
Voce
€1
Generatore fotovoltaico 225.000,00
Inverter
59.200,00
Protezioni elettriche
3.200,00
carpenteria
28.600,00
installazione
24.000,00
Totale
340.000,00
(Fonte:Prometeo Sistemi, Sassari)
(note: 1:prezzi iva esclusa)
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Un discorso a parte merita l’aspetto ecologico derivante dall’installazione di un impianto
fotovoltaico. Considerando che l’intensità carbonica media del kWh elettrico prodotto in
Italia è pari a 0,53 kg CO2/kWh, l’esercizio di un impianto fotovoltaico da 11 kW evita
l’emissione in atmosfera di 8,5 t/anno di CO2, mentre la quantità relativa a un impianto
da 50 kW è di 38,5 t/anno.
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WEBGRAFIA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
www.enea.it
http://www.aspoitalia.net
www.energia-eolica.it
http://www.tecnosolare.it/eolico.htm
Lega Ambiente
“Impianti eolici in Italia : obbiettivi di sviluppo e di integrazione nel paesaggio”.
[6] Politiche di sostenibilità DS
“ Dossier : Lo sviluppo dell’eolico in Italia”.
[7] www.windatlas.dk
[8] www.ewea.org
[9] http://www.grtn.it/ita/index.asp
[10] GRTN
“Energia elettrica da fonti rinnovabili – Bollettino dell’anno 2003”
[11] Regione Autonoma della Sardegna
“Linee di indirizzo e coordinamento per la realizzazione dei parchi eolici in Sardegna”.
[12] ADICONSUM
“Energia eolica dal vento”
[13] http://www.la220.it/energiazzurra/main.php
[14] APER
“Progetto RES & RUE DISSIMINATION”
[15] http://80.19.180.98/ambiente/index.asp
OPERATORI ISTITUZIONALI
AUTORITÀ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
Piazza Cavour, 5 - 20121 Milano
tel: 02 655651 (centralino) - fax: 02 65565222 / 02 65565266
www.autorita.energia.it
GESTORE RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE (G.R.T.N.)
Viale Maresciallo Pilsudski, 92 – 00197 Roma
tel: 06 8165 1 - fax: 06 8165 4392
www.grtn.it
MINISTERO DELL’AMBIENTE
Via Cristoforo Colombo, 44 – 00154 Roma
tel: 06 57221
www.minambiente.it
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MINISTERO DELLE ATTIVITA’ PRODUTTIVE
Servizio Risparmio Energetico e Fonti Rinnovabili
Via Molise, 2 - 00187 Roma
tel: 06 47051 (centralino) - 4705 2023
www.minindustria.it
ASSOCIAZIONI ED ENTI
Associazione Produttori Energia da Fonti Rinnovabili (A.P.E.R.)
Piazzale R. Morandi, 2 – 20121 Milano
tel: 02 76319199 - fax: 02 76397608
www.aper.it
ISES ITALIA
Sezione dell’International Solar Energy Society
Via Tommaso Grossi, 6 - 00184 Roma
tel:0677073610-0677073611 - fax: 0677073612
www.isesitalia.it
EWEA
European Wind Energy Association
Rue du Trone 26 - B-1000 Brussels
Belgium
tel: +32 2 546 1940 - fax: +32 2 546 1944
www.ewea.org
ENEA - Divisione Fonti Rinnovabili
Via Anguillarese, 301 – 00060 S. Maria di Galeria (RM)
tel: 06 30481
www.enea.it
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