Progetto di impianto fotovoltaico su tetto ISIS “GRAMSCI

Progetto Educazione Ambientale 2011-2012
Scuola e territorio: un’alleanza per l’ambiente
IMPIANTO FOTOVOLTAICO
connesso in parallelo con la rete per ≈ 54 kWp
Edificio scolastico
I.S.I.S.“Gramsci-Keynes”
Cos’è un impianto fotovoltaico?
Un impianto fotovoltaico è un impianto elettrico che sfrutta l’energia
solare per produrre energia elettrica, sfruttando il cosiddetto fenomeno
fotoelettrico. La trasformazione avviene mediante un dispositivo chiamato
cella fotovoltaica.
L’impianto fotovoltaico è composto da:
• Generatore: è l’insieme dei moduli fotovoltaici collegati in serie/parallelo
per ottenere la tensione (o corrente) desiderata
• Sistema di condizionamento e controllo della potenza: è il
componente che riceve l’energia prodotta dal generatore (continua) e la
trasforma in corrente alternata in uscita. Esso è costituito da uno o più
inverter
• Struttura di sostegno
• Misuratore
• Accumulatore di energia (per impianti ad isola) o Contatore
bidirezionale (per impianti Grid Connected)
In base alla configurazione elettrica, gli impianti si
suddividono in due categorie:
Impianti ad isola (Stand Alone): sono
impianti che garantiscono una piccola ma
costante quantità di energia, grazie all’uso
di un accumulatore di energia (batteria)
Impianti Grid Connected: sono impianti che
sono collegati alla rete elettrica a cui cedono
l’energia prodotta e dalla quale, nelle ore in cui
il generatore non riesce a produrre energia
necessaria a coprire la domanda, ricevono
l’energia richiesta.
•
La cella fotovoltaica è l’elemento base nella costruzione di un modulo
fotovoltaico. La versione più diffusa è quella in materiale cristallino,
costituita da una lamina di materiale semiconduttore, il più diffuso dei
quali è il silicio. Una cella fotovoltaica presa singolarmente è in grado di
produrre circa 1,5 Wp di potenza alla temperatura di 25°C. Tale valore è
detto potenza di picco.
•
Più celle collegate fra loro in serie o in parallelo formano un modulo
fotovoltaico. Esso ha la proprietà di reagire alla luce emanata dal sole,
producendo una piccola tensione elettrica. Un modulo è formato da circa
36 - 38 celle ed è in grado di produrre una potenza di 50 Wp.
•
Più moduli vengono montati su di una struttura di sostegno, componendo
il pannello.
•
A loro volta i pannelli vengono collegati elettricamente in serie, dando
origine alla stringa.
•
Il collegamento in parallelo di più stringhe prende il nome di generatore
fotovoltaico.
La potenza di picco
• La potenza di picco (o massima, o nominale)
è la potenza massima teorica che può essere
prodotta da un impianto fotovoltaico, nelle
condizioni
standard,
fissate
da
norme
internazionali, di 25° C di temperatura ed un
irraggiamento di 1.000 W/m2. La potenza di
picco di un impianto è determinata dalla somma
delle potenze nominali di ciascun modulo che
compone il generatore fotovoltaico, calcolate
nelle condizioni standard.
Da cosa dipende l’energia prodotta da un impianto
fotovoltaico?
L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico dipende:
• dalle caratteristiche tecniche dei moduli e dal numero di
moduli installati
• dal sito di installazione con il relativo valore di radiazione
solare media annua
• dalla disposizione dei moduli (inclinazione e azimuth)
• dal rendimento delle celle e dal rendimento di
conversione
I moduli in commercio
Materiali, rendimenti e superfici indicative per la produzione di
1 kWp
I moduli in commercio si distinguono per il materiale utilizzato, che ne
determina anche l’efficienza. I materiali possono essere:
•
Silicio monocristallino: sono celle di colore blu scuro uniforme; il modulo è
rigido ed è adatto a tutti gli usi, soprattutto per interventi su edifici già
costruiti. Il rendimento indicativo per questo tipo di moduli è di circa 12-16%,
con una superficie indicativa per la produzione di 1 kWp di 7 m2.
•
Silicio policristallino: sono celle d colorazione azzurro con differenti
riflessi; il modulo è rigido e adatto a tutti gli usi. L’efficienza di questo tipo di
modulo è leggermente inferiore a quella del modulo in silicio
monocristallino, circa il 10-12 %. La superficie per la produzione di 1 kWp,
rimane sempre attorno ai 7-8 m2.
•
Silicio amorfo: sono celle di colorazione blu uniforme; i moduli possono
essere rigidi o flessibili. Proprio per questa caratteristica le superfici di silicio
amorfo si adattano all’incollaggio su differenti superfici, ma si prestano bene
anche per sostituire elementi costruttivi (interventi integrati). Il rendimento di
questo tipo di moduli è leggermente inferiore, circa il 4-8% e la superficie
necessaria per la produzione di 1 kWp aumenta fino ai 25-30 m2.
Conviene installare un impianto fotovoltaico?
• La convenienza dell’installazione di un impianto fotovoltaico è,
innanzitutto, subordinata alla buona progettazione ed al
corretto dimensionamento di esso, congiuntamente alla scelta
della zona di installazione, che deve avere una radiazione
solare annua tale da garantire la produzione di energia
prefissata con un adeguato impiego di superficie.
• L’installazione di un impianto fotovoltaico è, solitamente,
conveniente in quanto, oltre alla resa dell’impianto e
all’energia prodotta e venduta, intervengono forme di
incentivazione finanziaria da parte dello Stato, il cosiddetto
Conto Energia, il decreto che stabilisce gli incentivi statali per
l’installazione di impianti fotovoltaici connessi alla rete, da
parte di privati, imprese o enti pubblici.
Riferimenti normativi
Le norme a cui si fa riferimento e che si richiamano sono le tre norme del Comitato Elettrotecnico
Italiano (11-20, 64-8 e 82-25) e la norma 10349 dell’ Ente nazionale Italiano di Unificazione, che
rappresenta l’Italia nell’attività normativa degli organismi internazionali di formazione.
•
CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II
categoria.
La norma ha per oggetto gli impianti di produzione dell’energie e ne definisce vari criteri, tra cui:
quelli di collegamento alla rete; di protezione, con riferimento alla scelta delle apparecchiature di
manovra, interruzione e protezione; quelli di sicurezza; di installazione, di scelta apparecchiature
e dimensionamento degli impianti di produzione.
La norma richiede, anche, i seguenti dispositivi di protezione:
•
Un dispositivo generale per la protezione e sezionamento dell’impianto (ad esempio un
interruttore automatico magnetotermico);
•
Un dispositivo di generatore per la protezione e sezionamento contro il sovraccarico sul lato
inverter e generatore fotovoltaico;
•
Un dispositivo di interfaccia installato nel punto di collegamento fra l’impianto del cliente
produttore e quello della rete pubblica.
•
•
•
CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in
corrente alternata e a 1500 V in corrente continua.
Tale norma fornisce prescrizioni per gli impianti connessi alla rete pubblica, si occupa di
fornire indicazioni per la sicurezza nei confronti dei contatti diretti ed indiretti. Tra gli altri
indica anche i requisiti sul sezionamento che deve soddisfare il dispositivo di interfaccia
previsto dalla norma CEI 11-20.
CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di Media e Bassa tensione.
La norma fornisce i criteri per la progettazione, l’installazione e la verifica di sistemi
fotovoltaici destinati ad operare in parallelo alla rete di distribuzione di media e bassa
tensione.
Il criterio base normalmente utilizzato per la progettazione è quello di massimizzare la
captazione della radiazione solare annua disponibile.
I principali criteri da seguire per l’installazione sono: la realizzazione a regola d’arte dei
materiali, come previsto dalle norme CEI, e la marcatura CE del materiale elettrico.
La norma stabilisce anche i criteri per la verifica dell’impianto fotovoltaico, che deve
garantire il rispetto dei requisiti di sicurezza e funzionalità previsti nella fase progettuale.
Tale verifica si compone di due fasi: l’esame a vista e l’esecuzione di prove su impianti
realizzati.
UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
La norma fornisce i dati climatici convenzionali necessari per la progettazione e la verifica
sia degli edifici, sia degli impianti tecnici per il riscaldamento ed il raffrescamento. Tali dati
saranno utilizzati per il dimensionamento del generatore fotovoltaico.
DIMENSIONAMENTO IMPIANTO
FOTOVOLTAICO
Installazione di un impianto fotovoltaico di potenza
superiore ai 20 KW collegato alla rete elettrica di
distribuzione da installare sul tetto piano
dell’edificio adibito a scuola, sito nel comune di
Prato, in via Reggiana, di proprietà della Provincia.
Impianto parzialmente integrato
L’ Impianto Fotovoltaico verrà collegato ad un
impianto utilizzatore, servito da una fornitura elettrica,
aventi le seguenti caratteristiche:
Dati tecnici
FORNITURA ELETTRICA
Gestore di rete
ENEL Spa
Fornitura
MT
Tipologia
Tri
Tensione di Consegna
Tensione di Alimentazione
Potenza Contrattuale
Consumo annuo medio *
Numero Utenza
POD Contratto
15000 V
400 V
172,0 KW
≈ 350 MWh/anno
637189247
IT001E00244360
* Calcolato come media su tre anni ( 2008 – 2010 )
SITO DI INSTALLAZIONE
Località
PRATO
Indirizzo
Via Di Reggiana 86
Vincoli
non è soggetta a vincoli
Foglio catastale
Numero particella
Latitudine
43° 52’ 36” N
Longitudine
11° 4’ 5”
Altitudine
E
50 m s.l.m. (via Reggiana)
Temperatura massima
Temperatura minima
Irraggiamento globale su P.O.
Dati di irraggiamento
Albedo
Dati relativi al vento e neve
3,69 Kwh/m2/giorno
UNI 10349
20%
Criteri di Progettazione (Guida CEI 82-25)
Il criterio di base, normalmente, utilizzato per la progettazione è quello di massimizzare la
captazione della radiazione solare annua disponibile.
Il dimensionamento energetico viene sviluppato sulla base della:
• Disponibilità di spazi sui quali installare il generatore fotovoltaico
• Disponibilità della fonte solare
• Guadagno energetico preventivato per impianti di produzione e/o riduzione della spesa
energetica per impianti di autoproduzione.
Criteri di Installazione (Guida CEI 82-25)
• I soggetti abilitati all’installazione sono quelli specificati nella legislazione vigente (D.M.
37/08 ex L. 46/90)
• I materiali devono essere realizzati e costruiti a regola d’arte ossia secondo le Norme
CEI
• Il materiale elettrico deve essere dotato di marcature CE
• Deve essere evidenziata la doppia alimentazione dell’ impianto elettrico, dai pannelli FV
e dalla rete del distributore mediante idonei cartelli.
Verifica Tecnico-Funzionale
• Deve assicurare il rispetto dei requisiti di sicurezza e di funzionalità, previsti in fase di
progetto.
• La verifica è formata da due momenti:
- l’esame a vista
- l’esecuzione di prove su impianti realizzati.
Il Dimensionamento Energetico
Il Dimensionamento Energetico dell’Impianto FV connesso
alla rete del distributore è stato effettuato tenendo conto
della:
• Disponibilità di spazi sui quali installare l’Impianto FV
• Disponibilità della fonte solare
• Fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e
albedo)
• Non si è tenuto conto della disponibilità finanziaria.
L’impianto verrà installato sul tetto piano dell’edificio
scolastico.
PLANIMETRIA
ORTOFOTO
Disponibilità della Fonte Solare
Per il calcolo della radiazione solare si è utilizzata
l’applicazione web dell’Unione Europea PVGIS che ci ha
permesso di ottenere l’irraggiamento della superficie esposta
inserendo alcuni dati indicativi. Per il calcolo analitico i dati di
input necessari sono:
• Valori medi mensili dell’irraggiamento su superficie
orizzontale
• Frazione di componente diffusa oppure componente diretta
e diffusa su superficie orizzontale (UNI 10349)
• Latitudine del sito
• Angolo di esposizione (Tilt)
• Riflettanza del terreno (fattore di albedo)
Irraggiamento solare mensile
PVGIS stime delle medie mensili a lungo termine
Luogo: 43°52'33" Nord, 11°4'5" Est, Quota: 50 m.s.l.m.,
Database di radiazione solare usato: PVGIS-classic
Inclinazione ottimale è: 33 gradi
(latitudine del luogo meno 10°)
Irraggiamento perso annualmente a causa di ombre (orizzontale): 0.0 %
Mese
Hh
Hopt
H(90)
Iopt
D/G
TD
T24h
NDD
Gen
1380
2160
2190
62
0.60
6.5
6.0
359
Feb
2010
2770
2480
54
0.58
7.9
7.0
289
Mar
3200
3920
2970
43
0.53
11.1
10.0
206
Apr
4420
4810
2920
28
0.49
14.0
12.9
77
Mag
5440
5410
2690
16
0.48
19.2
18.0
6
Giu
6280
5990
2650
10
0.44
23.2
22.1
2
Lug
6470
6310
2860
14
0.40
25.6
24.4
0
Ago
5560
5900
3260
25
0.41
25.6
24.5
1
Set
4180
5070
3600
40
0.42
21.4
20.1
15
Ott
2610
3570
3070
52
0.50
17.5
16.3
108
Nov
1550
2340
2290
60
0.59
11.8
11.0
278
Dic
1140
1810
1860
64
0.63
7.7
7.1
354
Anno
3690
4180
2740
33
0.47
16.0
15.0
1695
Hh: Irraggiamento su piano orizzontale (Wh/m2/day)
Hopt: Irraggiamento su piano ad inclinazione ottimale (Wh/m2/day)
H(90): Irraggiamento su piano ad angolo:90gradi (Wh/m2/day)
Iopt: Inclinazione ottimale (gradi)
D/G: Rapporto tra irraggiamento diffuso e globale (-)
TD: Temperatura media di giorno (°C)
T24h: Temperatura media giornaliera (24h) (°C)
NDD: Numero di gradi-giorni di riscaldamento (-)
FATTORI MORFOLOGICI E AMBIENTALI
Ombreggiamento
Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi,
alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno
dell’ investimento.
Il coefficiente di ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 0,1 % per
Prato, mentre per via Reggiana è pari a 0,0 % e dal sopralluogo effettuato sul sito si
evince che non ci sono volumi che possono ombreggiare l’impianto.
Albedo
Per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui
è inserito l’impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i
valori nella Norma UNI 8477.
GEN FEB MAR APR MAG GIU LUG AGO
SET
OTT
NOV
DIC
0,2 0,2 0,2 0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
L’albedo mensile annuo è pari a 0,2 (valore considerato nel calcolo della radiazione
solare sul piano dei moduli).
Dimensionamento dell’impianto
La taglia del generatore viene stabilita in funzione della
superficie disponibile.
Procedura di calcolo
Il principio progettuale, normalmente, utilizzato per un impianto
FV è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare
annua disponibile.
Scelte Progettuali (scelta finale dopo diverse considerazioni)
• Inclinazione dei moduli: ß= 33° (Tilt) rispetto al piano
orizzontale
• Azimut del piano fotovoltaico: ɣ= +18° (Sud-Ovest)
Criterio di Stima dell’Energia Prodotta
L’energia generata dipende:
• Dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare
disponibile, temperatura, ecc…)
• Dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione
(TILT), e l’angolo di orientazione (Azimut)
• Da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del
generatore
• Dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale,
coefficiente di temperatura, perdite per
disaccoppiamento o mismatch
• Dalle caratteristiche del BOS (Balance of system)*
* Il valore del BOS ʿ¹ʾ può essere stimato direttamente (in un impianto correttamente progettato e
installato, può essere compreso tra 0,75 e 0,85), oppure come complemento all’unità del totale delle
perdite.
ʿ¹ʾ il BOS indica il rendimento complessivo dei componenti di impianto.
Totale Perdite [%]= [1 - (1-a-b) * (1-c-d) * (1-e) * (1-f)] + g
•
•
•
•
•
•
•
a
b
c
d
e
f
g
--->
--->
--->
--->
--->
--->
--->
perdite per riflessione
perdite per ombreggiamento e/o sporcamento
perdite per mismatching
perdite per effetto della temperatura
perdite nei circuiti in c.c.
perdite negli inverter
perdite nei circuiti in c.a.
2%
2%
2 - 3%
7 - 8%
1%
6%
3%
Il totale delle perdite varia dal 15 al 25%, in generale, per un impianto eseguito a
regola d’arte, si può affermare che si sbaglia di poco se si assumono uguali al 20%.
Il valore del BOS utilizzato nel progetto è posto pari a 0.8 considerando, quindi un
20% di perdite totali.
STIMA DELL’ENERGIA PRODUCIBILE
Efv = H x Agen x Kombre x ηmod x ηbos [kwh] *
H
→
valore della radiazione globale media annua.
Agen
→
superficie generatore fotovoltaico
Kombre
→
minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore
fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e dello sporcamento dei moduli
ηmod
ηbos
→
efficienza modulo
→ tiene conto dei fattori di perdita nel sistema.
Da un’ analisi dei consumi elettrici storici della scuola si è calcolato il consumo medio
annuo di energia elettrica della struttura pari a circa 350 MWh/anno. Considerando i
consumi elettrici, ma in primo luogo, la superficie a disposizione, pari a circa 1054 mq (sui
due blocchi) si è stimata la taglia dell’ impianto dell’ ordine dei 35-54 KWp in funzione delle
diverse scelte progettuali.
*la formula si riferisce all’energia media giornaliera calcolata su base annua
CALCOLO DELL’ ENERGIA PRODOTTA
Sono state considerate più ipotesi sia
nella scelta dei moduli (policristallino e
monocristallino), sia nella loro
disposizione, scegliendo poi due
possibili soluzioni.
IPOTESI 1
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati considerate 10 stringhe per tetto costituite
ciascuna da 7 moduli, con orientamento a Sud. I dati sono raccolti nella tabella seguente:
MODULO monocristallino Wp = 250 W
Dimensioni (1661 x 997) mmq (tolleranza +/- 3 mm)
Numero stringhe = 10 per blocco
Numero moduli per stringa = 7
Numero moduli totale = 7x10x2 = 140
Disposti con angolo di Tilt = 33° (β) e
Azimut = 0° (ɣ) orientati a Sud
Disposizione: SCHEMA PLANIMETRICO
CALCOLO DISTANZA FRA I MODULI
D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα)
[D = ( 1,661 sen 33° cos 0° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)]
•
•
•
•
•
β = 33° (Tilt)
ɣ = 0° (Azimut)
α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 dicembre)
D ≈ 3,75 m
D’ = 5,14 m
CALCOLO ENERGIA PRODOTTA
Efv = 1525.7 x 231.84
x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 41722.866 KWh/anno ≈ 42000
KWh/anno
Agen = 1.661 x 0.997 x 140 = 231.84 m2
K = 0.98
( si considera il 2%)
ηmod = 15.1%
ηmod = (potenza picco/superficie/1000)x100
ηbos = 0.8
H = 4,18 (KWh/m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a
TARGA IMPIANTO
Pfv = 250 Wp x 140 (moduli) = 35 KWp
SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,661 X 0,997) x 140 ≈ 232 mq
IPOTESI 2
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati
considerate 6 stringhe per tetto costituite ciascuna da
18 moduli, con orientamento a Sud - Ovest. I dati sono
raccolti nella tabella seguente:
Modulo monocristallino Wp = 250
Dimensioni:(1661x997)mmq (tolleranza +/-3mm)
Numero stringhe = 6 per blocco
Numero moduli per stringa = 18
Numero moduli totale = 18x6x2 = 216
Disposti con angolo di Tilt = 33°(β)
Azimut = +18° (ɣ) (sud-ovest)
Disposizione: SCHEMA PLANIMETRICO
CALCOLO DELLA DISTANZA TRA I MODULI
D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα)
• β = 33°
• ɣ = +18° (sud/ovest)
• α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21
Dicembre)
• D = 3,63 m
• [D = ( 1,661 sen 33° cos 18° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)]
• D’ = 5,02 m
CALCOLO ENERGIA PRODOTTA
Efv = 1525.7 x 357.669 x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 64601.627 KWh/anno ≈
64600 KWh/anno
Agen = 1.661 x 0.997 x 216 = 357.699 m2
K = 0.98
( si considera il 2%)
ηmod = 15.1%
ηmod = (potenza picco/superficie/1000)x100
ηbos = 0.8
H = 4,18 (KWh/m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a
(Prato, Via Reggiana)
Si considera una riduzione del 4% per esposizione dei moduli a sud-ovest
con azimut di 18°
Efv = 64600 KWh/anno x 0,96 ≈ 62000 KWh/anno
TARGA IMPIANTO
Pfv = 250 Wp x 216 (moduli) = 54 KWp
SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,661 X 0,997) x 216 ≈ 358 mq
Modalità di esecuzione del parallelo delle stringhe
Parallelo con diodi di blocco su ogni stringa e diodi di by-pass su ogni
modulo
*I diodi di by-pass garantiscono la continuità elettrica della stringa anche con danneggiamento o
ombreggiamento di una o più celle. I diodi di blocco garantiscono la continuità elettrica del campo o
sottocampo bloccando il passaggio della corrente in un pannello che non sta producendo
Il campo fotovoltaico è stato suddiviso in due sottocampi
riferiti ai due blocchi della struttura.
IPOTESI 1
10 stringhe di 7 moduli orientati a sud, sui due blocchi
Sottocampo FV1 o array FV1 ( idem FV2)
Calcolo grandezze caratteristiche del sottocampo
Valori di tensione, corrente e potenza
Isc = 9 A x 10 = 90 A
Corrente di corto circuito (valore
massimo di corrente)
Voc = 39,3 V x 7 = 275,1 V
Tensione a circuito aperto (valore
massimo di tensione)
P = V x I = 275,1 V x 90 A ≈ 35 KW
Valore massimo di potenza
Vmpp = 31,6 V x 7 = 221,2 V
Tensione alla massima potenza
Impp = 7,9 A x 10 = 79 A
Corrente alla massima potenza
Po = 250 x 7 (n. mod. per stringa) x 10 (n. stringhe) = 17,5 KW potenza di p.
IPOTESI 2 6 stringhe di 18 moduli
orientati a sud-ovest, sui due blocchi
Calcolo grandezze caratteristiche del sottocampo
Valori di tensione, corrente e potenza
Isc = 9 A x 6 = 54 A
Corrente di corto circuito
Voc = 39,3 V x 18 = 707,4 V
Tensione a circuito aperto
P = V x I = 707,4 V x 54 A ≈ 38,2 KW Valore massimo di potenza
Vmpp = 31,6 V x 18 = 568,8 V
Tensione alla massima potenza
Impp = 7,9 A x 6 = 47,4 A
Corrente alla massima potenza
Po = 250 x 18 (n. mod. per stringa) x 6 (n. stringhe) = 27 KW
Potenza di picco
Su questa ipotesi è stato dimensionato l’inverter
Scelta dell’ INVERTER
Ha la funzione di trasformare la corrente continua fornita dal
generatore in corrente alternata.
Il fulcro degli impianti per servizio in parallelo alla rete è costituito
dall’inverter, o dagli inverter ( come nel nostro caso) se ve n’è più di
uno. Questi infatti devono accoppiarsi perfettamente al campo
fotovoltaico e devono essere in grado di farlo lavorare nel miglior
modo possibile.
Lo scopo di questi dispositivi è quello di trasferire in rete l’energia
prodotta dal generatore nel modo più efficiente possibile.
Negli inverter per servizio in parallelo alla rete, i circuiti d’ingresso
hanno come riferimento la tensione del generatore fotovoltaico, il che
comporta l’adattamento di tale dispositivo a variazioni, a volte ampie,
ed inoltre richiede un circuito inseguitore del PUNTO DI MASSIMA
POTENZA* (MPPT o Maximum Power Point Tracker).
Inseguitore del MPPT
Dispositivo elettronico d'interfaccia posto tra l'utilizzatore ed il generatore
fotovoltaico, in modo che quest'ultimo, per cedere la massima potenza,
"veda" sempre ai suoi capi un carico ottimale. Al variare delle condizioni
esterne (temperatura, irraggiamento) l'inseguitore varia il suo punto di
lavoro, in modo da estrarre dal generatore sempre la massima potenza
disponibile e cederla al carico.
• L’irraggiamento solare su una superficie captante quale può essere quelle
di un impianto fotovoltaico ha carattere fortemente variabile, essendo
dipendente dalla posizione del sole rispetto a detta superficie. Per di più è
aleatorio, essendo influenzato dalla presenza-assenza del sole. Una cella di un
modulo esibisce, per vari valori dell’irraggiamento solare, e per vari valori della
temperatura, una famiglia di curve caratteristiche del tipo in figura. In
particolare si vedono tre curve, in grassetto corrispondenti a tre valori (1000,
800, 600W/m2) dell’ irraggiamento solare.
•
Su ogni curva caratteristica esiste uno ed un solo punto tale per cui è
massimizzato il trasferimento di potenza verso un ipotetico carico
alimentato dal modulo fotovoltaico. Il punto di massima potenza corrisponde
alla coppia tensione-corrente tale per cui è massimo il prodotto V*I, dove V è il
valore della tensione ai morsetti del modulo e I è la corrente che circola nel
circuito ottenuto chiudendo il modulo su un ipotetico carico. Sempre con
riferimento alla figura precedente, il prodotto V*I è rappresentato per i tre valori
dell’irraggiamento solare di cui sopra, tramite le tre curve a tratto più sottile. Il
punto di massima potenza (MPP) di un sistema FV dipende,quindi
dall'irraggiamento solare e dalla temperatura dell'array, pertanto è necessario
inseguire continuamente il MPP per assicurare che venga trovato il punto
giusto.
La finestra di tensione d’ingresso degli inverter deve
tener conto dei seguenti fattori:
• Tensione nel punto di massima potenza (Umpp) e tensione a
vuoto (Uoc) del generatore fotovoltaico in condizioni STC; valori
che dipendono dal tipo e dal numero dei moduli che compongono le
stringhe. (Valori calcolati precedentemente nelle due ipotesi di
campo FV);
• Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di
massima potenza per condizioni di irraggiamento solare
inferiori a STC;
• Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di
massima potenza per aumento della temperatura dei moduli
fotovoltaici;
• Aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura
dei moduli.
DIMENSIONAMENTO DELL’INVERTER
Si riportano i dati necessari per la scelta dell’inverter, viene presa in
considerazione solo l’ipotesi 2 ( 6 stringhe di 18 moduli su i due tetti). Si
utilizzano due inverter, con le stesse caratteristiche, per ciascun sottocampo.
Facendo riferimento alla figura sottostante la conversione adottata è del tipo
centralizzata (prima immagine) .
Dati costruttivi dei moduli
Modello
(BRANDONI)
BRM6360064 – xxx
Potenza Nominale
250 W
Tolleranza (sulla potenza nominale)
+/- 3%
Voc Tensione a circuito aperto
39.3 V
Vm Tensione
31.6 V
alla massima potenza
Isc Corrente di corto circuito
9A
Im Corrente alla massima potenza
7.9 A
Superficie
1.656 m2
Efficienza
15.1%
NOCT
46°C
Coeff. Termico tensione
- 0.35%/°C
Coeff. Termico corrente
+ 0.08%/°C
Coeff. Termico potenza
- 0.48%/°C
Massima tensione di sistema
1000 VDC
Caratteristiche elettriche di ogni stringa
Numero moduli in serie
18
Potenza nominale
4.5 KW
Voc Tensione a circuito aperto
707.4 V
Isc Corrente di corto circuito
9.0 A
Im Corrente alla massima potenza 7.9 A
Caratteristiche del generatore
Numero stringhe
12
Potenza nominale
54 Kwp
Numero moduli
216
Superficie captante
357,7 16 mq
Tilt, Azimut
33°, +18°
Caratteristiche del sottocampo
Uoc tensione massima
Um
707,4 V
tensione alla massima
Potenza
568,8 V
Isc
corrente di corto circuito
54 A
Im
corrente alla massima
potenza
47,4 A
Dati costruttivi dell’inverter
Produttore
ENERPOINT
Modello
SolarMax 25C
Massima potenza in ingresso
33 Kw
Potenza nominale
25 Kw
Efficienza massima
96%
Efficienza europea
94.8%
Tensione massima da FV
900 V
Minima tensione Mppt
430 V
Massima tensione Mppt
800 V
Massima corrente in ingresso
63 A
Numero di Mppt
1
Tensione nom. di rete
3 x 400 V
Corrente AC massima
38 A
Frequenza
50 Hz/ 45…55Hz
Per la scelta dell’inverter sono state fatte opportune
verifiche:
• verifica sulla tensione DC
• verifica sulla corrente DC
• verifica sulla potenza
•
•
•
La prima verifica consiste nel controllare che l’insieme delle tensioni fornite dal
campo fotovoltaico sia compatibile con il campo di variazione delle tensioni di
ingresso dell’inverter. E’ necessario calcolare la tensione minima e massima del
campo Fv e verificare che la prima (tensione minima) sia superiore alla tensione
minima di ingresso ammessa dall’inverter, e la seconda sia inferiore alla tensione
massima ammessa dall’inverter.
La verifica sulla corrente consiste nel controllare che la corrente di cortocircuito
STC del campo FV sia inferiore alla massima corrente di ingresso ammessa
dall’inverter.
L’ultima verifica, quella sulla potenza, consiste nel controllare che la potenza
nominale dell’impianto FV sia superiore al 95% e inferiore al 115% della potenza
nominale dell’inverter (nel nostro caso si fa riferimento al sottocampo, avendo
scelto di posizionare due inverter per ciascun sottocampo).
TABELLA VERIFICHE
Range di tensioni MPP 430-800 V, tensione max in ingresso 900V
Limiti sulle tensioni
Si considerano come temperature massime e minime di lavoro dei
moduli, rispettivamente 70°C e -10°C ( quest’ultima è la temp. a cui
si prevede possa portarsi l’array al sorgere del sole), la temperatura
di lavoro dei moduli è 46°C (NOCT).
1.Tensione minima nel punto di massima potenza (alla
temperatura dei moduli di 70°) > tensione minima di Mppt
dell’inverter
Um x Kr + [CT x n x (Tmax – 25)] ≥ VMinMPPT
Um = 31.6 x 18 = 568.8 V
Kr = 0.98 (coeff. di ombreggiamento)
n numero dei moduli
CT coeff. di temperatura per la tensione
568.8 x 0.98 – [0.0035 x 18 x (70° - 25°)] = 554.59 V ≥ 430 VERIFICATO
2. Tensione massima nel punto di massima potenza (alla temperatura
dei moduli di -10°) < tensione massima di Mppt dell’inverter
Um + [CT x n x (Tmin – 25)] ≤ VmaxMPPT
568.8 – [0.0035 x 18 x (- 10° - 25°) ] = 571 V ≤ 800 V VERIFICATO
3. Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) <
tensione massima dell’inverter
Uoc + [CT x n x (Tmin - 25) ] ≤ VmaxInv
39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V ≤ 900 V VERIFICATO
4.Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) <
tensione massima di sistema
Uoc + [CT x n x (Tmin - 25) ] ≤ Vmax
39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V ≤ 1000 V VERIFICATO
Limiti sulle correnti
Corrente di corto circuito < massima corrente dell’inverter
Isc < Imax inv.
9 ( corr. stringa) x 6 (n. stringhe) =54A < 63A (inverter) VERIFICATO
Limiti sulla potenza
Pnom inv (95%) < Pnom FV < Pnom inv (115%)
25KW x 0.95 < 27 Kw < 25 Kw x 1.15
VERIFICATO
Con le verifiche sull’inverter si conclude il nostro dimensionamento di
massima dell’impianto.
VALUTAZIONI ECONOMICHE
• Un impianto fotovoltaico costituisce un impegno di capitale dal quale ci si
aspetta un determinato ritorno in termini di benefici attesi.
• La valutazione dei costi e dei benefici annuali si effettua attraverso la
valutazione dei flussi di cassa associati all’impianto fotovoltaico durante
la sua vita economica, che normalmente si considera pari a 25-30 anni.
• I ricavi (o benefici) sono associati all’energia elettrica prodotta, ceduta o
auto consumata, mentre i costi, oltre all’investimento iniziale, sono
costituiti dalle spese di esercizio e di manutenzione.
• Nei casi reali i flussi di cassa non sono costanti, in quanto i ricavi possono
dipendere dalle condizioni di soleggiamento che si sono verificate o dalla
presenza/assenza di tariffe incentivanti sulla produzione di energia,
mentre i costi dipendono sia dai normali controlli che da interventi di
carattere straordinario.
Per valutare la convenienza economica di questo tipo di investimenti vengono solitamente
utilizzati i due metodi:
Valore Attuale Netto (VAN) ovvero la somma algebrica attualizzata dei ricavi (detti
anche benefici) e dei costi che si realizzano nell’arco di tempo che rappresenta la durata
economica dell’investimento. Con simbologia matematico-finaziaria può esprimersi con le
seguenti espressioni:
VAN =∑0n B - ∑0n C
VAN= - I + ∑n
k=1
Rk - Ck
+
Vr
(1+i) k (1+i)k
I è l’investimento iniziale
Rk è la somma dei ricavi dell’anno
Ck è la somma dei costi dell’anno
i è il tasso di attualizzazione considerato
Vr è l’eventuale valore di recupero alla fine del periodo considerato (in molti casi nullo o
trascurabile)
Per un progetto senza alternative, la convenienza sussiste quando la sommatoria dei
benefici è maggiore o al limite uguale a quella dei costi, cioè quando:
VAN ≥ 0
Tra progetti alternativi il più conveniente sarà quello a cui corrisponde il VAN massimo.
Periodo di Recupero Scontato (PRS), detto anche tempo di ritorno del capitale, è
il tempo m entro il quale l’accumulazione iniziale dei benefici eguaglia
l’accumulazione iniziale dei costi al saggio di attualizzazione fissato:
∑0m B = ∑ 0m C
I = ∑n
k=1
Rk - Ck + Vr
(1+i) k
(1+i)k
In altri termini rappresenta il tempo necessario affinché la totalità dei benefici
copra la totalità dei costi e ne consenta il pieno recupero. In termini assoluti un
investimento risulta conveniente se il tempo di ritorno è inferiore o al limite uguale
alla sua durata economica, cioè se
m≥n
Ovviamente al tempo m il VAN =0
Il periodo di ritorno consente di confrontare anche la fruttuosità ed il rischio di
progetti alternativi, perché tanto più breve è il periodo tanto maggiore la sua
fruttuosità e minore il rischio.
CRITERI DI VALUTAZIONE DEI FLUSSI DI CASSA
• L’energia producibile annua e stata determinata tenendo conto del
decadimento dei componenti e dell’imbrattamento dei moduli (0,7%
all’anno)
• Il costo dell’investimento è stato determinato partendo dai prezzi di
listino dei moduli fotovoltaici e degli inverter scelti, tenendo conto
dell’incidenza di tutte le altre voci di spesa sul totale. Si è potuto stimare
un costo unitario di circa 3000€/kWp, in linea con quanto comunemente
indicato per impianti di medie dimensioni dalle ditte installatrici.
• I costi di manutenzione ordinaria, sono stati stimati sulla base delle
indicazioni delle pubblicazioni di settore, che indicano un’incidenza media
dello 0,8-1% sul costo d’impianto.
• I costi di manutenzione straordinaria previsti sono dovuti essenzialmente
alla sostituzione degl’inverter al 12° anno.
I ricavi sono stati determinati in base a due diverse ipotesi:
– applicazione delle tariffe incentivanti previste dal V conto energia
(supponendo che l’impianto possa entrare in funzione entro il quinto
semestre di applicazione);
– assenza di tariffe incentivanti.
In base ai dati pervenuti a novembre 2012 il tetto limite di spesa previsto dal V
conto energia, sarà presumibilmente raggiunto entro marzo 2013, pertanto la
seconda ipotesi appare oggi l’unica realistica.
Lo scopo di questa doppia valutazione è quello di verificare se l’istallazione di
un impianto FV, con le attuali tecnologie ed i costi correnti, costituisca
realmente una forma remunerativa di investimento del capitale.
Una tecnologia troppo costosa per il privato e per lo Stato sarebbe
necessariamente destinata a non affermarsi, nonostante i benefici ambientali
attesi.
I flussi di cassa sono stati determinati con i seguenti criteri:
•
I ricavi dal conto energia non sono stati aggiornati nel corso del tempo in
quanto fissi per 20 anni;
•
I risparmi in bolletta ed i costi di manutenzione sono stati indicizzati per
tener conto dell’inflazione al tasso del 2,5%
•
Il saggio di attualizzazione di ricavi e costi di manutenzione ordinaria e
straordinaria è stato fissato pari al saggio d’inflazione.
•
Il costo dell’investimento è stato valutato non tenendo conto di eventuali
contributi pubblici in conto capitale.
•
L’analisi dei flussi di cassa è stata effettuata sia nell’ipotesi di immediata
disponibilità del capitale iniziale, che in quella di finanziamento bancario a
dieci anni.
•
Per rendere prevedibile il costo finanziario dell’investimento si è ipotizzato un
tasso fisso anche se di solito i finanziamenti concessi siano a tasso variabile.
CONTO ENERGIA
Si tratta di un sistema di incentivi sulla produzione di energia da fonti rinnovabili
gestito dal Gestore Servizi Elettrici (GSE) appositamente istituito. Dal 2005 si sono
succeduti cinque “conto energia”:
Primo conto energia 28 luglio 2005
Nuovo conto energia (19 febbraio 2007)
III conto energia (6 agosto 2010)
IV conto energia (5 maggio 2011)
V conto energia (5 luglio 2012)
Le modalità d’incentivazione e le tariffe sono cambiate nel corso del tempo e queste
ultime sono diminuite progressivamente.
Il V conto energia prevede due forme di incentivi sulla produzione di energia da
fotovoltaico connesso alla rete di distribuzione:
una tariffa omnicomprensiva sull’energia prodotta e immessa in rete;
una tariffa premio sull’energia auto-consumata in sito.
Le tariffe sono differenziate in base alla tipologia e alla taglia dell’impianto e
diminuiscono progressivamente in base al semestre di entrata in esercizio dell’impianto
Tariffe
V conto energia
V semestre
Impianti su edifici
Intervallo di potenza
Tariffa omnicomprensiva
Tariffa premio sull’energia
consumata in sito
kW
€/MWh
€/MWh
1≤P≤3
133
51
3≤P≤20
128
46
20≤P≤200
122
40
200≤P≤1000
106
24
1000≤P≤5000
100
18
P˃5000
95
13
E’ inoltre prevista una maggiorazione 20 €/MWh per ciascuna delle
due tariffe nel caso in cui vengano installati moduli fotovoltaici di
produzione europea.
Con l’attuale conto energia i ricavi sono dati dunque da tre componenti:
• energia auto consumata x tariffa premio
• energia immessa in rete x tariffa omnicomprensiva
• risparmio in bolletta x costo medio dell’energia
NB La tariffa omnicomprensiva, considerando la maggiorazione per
l’utilizzo di materiale di produzione europea, risulta pari a 142 €/MWh
e, poiché attualmente il costo medio dell’energia prelevata dalla rete è
pari 170-180 €/MWh risulta evidente che tale tariffa non è
economicamente conveniente se applicata alla quota di energia
immessa in rete e riprelevata in un momento successivo.
Se non si riesce ad auto-consumare istantaneamente tutta l’energia
prodotta, l’energia che viene immessa in rete viene compensata con un
prezzo più basso di quello che l’utente pagherà quando, in un
momento successivo, ripreleverà dalla rete l’energia prodotta.
Pertanto le tariffe incentivanti risultano convenienti solo per la parte
auto consumata.
RISULTATI
Premessa
Le analisi economiche relative all’applicazione del V conto energia sono state effettuate
considerando che l’autoconsumo immediato dell’energia prodotta, nel nostro caso specifico,
sia pari all’ 80% e di conseguenza circa il 20% sia immessa in rete.
Ciò accade anche se l’impianto è fortemente sottodimensionato rispetto ai consumi, in
quanto la scuola nei fine settimana e durante i periodi di chiusura totale o parziale, consuma
solo una piccola quota dell’energia prodotta.
Si osserva che in questa ipotesi il guadagno effettivo ottenibile con le tariffe incentivanti
applicate, corrisponde per ogni kWh prodotto a:
I = (0,8 x 0,06 €/kWh ) - [0,2 x (0,17 €/kWh - 0,142 €/kWh)] = 0,04744 €/kWh
I è l’incentivo effettivamente ottenibile espresso in €/kWh.
In assenza di tariffe incentivanti abbiamo supposto che l’impianto acceda ad un servizio di
scambio sul posto ai sensi della delibera ARGelt 74/08 in modalità net metering. In questa
ipotesi la quota di energia immessa in rete e riprelevata non costa nulla al soggetto
responsabile dell’impianto in quanto viene ceduta e riacquistata allo stesso prezzo ed il GSE
non fa pagare il servizio di prelievo e cessione.
Piano di investimento con V Conto Energia ( tariffe quinto semestre)
Anno
kWh prod
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
CE immi.
0
€0
62000
€ 1.761
61566
€ 1.748
61135
€ 1.736
60707
€ 1.724
60282
€ 1.712
59860
€ 1.700
59441
€ 1.688
59025
€ 1.676
58612
€ 1.665
58202
€ 1.653
57794
€ 1.641
57390
€ 1.630
56988
€ 1.618
56589
€ 1.607
56193
€ 1.596
55800
€ 1.585
55409
€ 1.574
55021
€ 1.563
54636
€ 1.552
54253
€ 1.541
53874
€0
53497
€0
53122
€0
52750
€0
52381
€0
52014
€0
51650
€0
51289
€0
50930
€0
50573
€0
1682982
Valore att. € 25.846,18
CE autoco.
Risp. boll. ind.
Rata
M. ord. str. ind.
Fusso fin.
€0
€ 2.976
€ 2.955
€ 2.934
€ 2.914
€ 2.894
€ 2.873
€ 2.853
€ 2.833
€ 2.813
€ 2.794
€ 2.774
€ 2.755
€ 2.735
€ 2.716
€ 2.697
€ 2.678
€ 2.660
€ 2.641
€ 2.623
€ 2.604
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€ 8.432
€ 8.582
€ 8.735
€ 8.891
€ 9.049
€ 9.211
€ 9.375
€ 9.542
€ 9.712
€ 9.885
€ 10.061
€ 10.241
€ 10.423
€ 10.609
€ 10.798
€ 10.991
€ 11.187
€ 11.386
€ 11.589
€ 11.796
€ 52.967
€ 53.911
€ 12.438
€ 12.659
€ 12.885
€ 13.115
€ 13.348
€ 13.586
€ 13.829
€ 14.075
€0
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
-€ 1.300
-€ 1.333
-€ 1.366
-€ 1.400
-€ 1.435
-€ 1.471
-€ 1.508
-€ 1.545
-€ 1.584
-€ 1.624
-€ 1.664
-€ 18.206
-€ 1.748
-€ 1.792
-€ 1.837
-€ 1.883
-€ 1.930
-€ 1.978
-€ 2.028
-€ 2.078
-€ 2.130
-€ 2.183
-€ 2.238
-€ 2.294
-€ 2.351
-€ 2.410
-€ 2.470
-€ 2.532
-€ 2.595
-€ 2.660
€0
- € 8.401
-€ 16.053
-€ 22.996
-€ 29.268
-€ 34.905
-€ 39.943
-€ 44.414
-€ 48.349
-€ 51.779
-€ 54.731
-€ 44.965
-€ 47.628
-€ 38.176
-€ 28.876
-€ 19.724
-€ 10.717
-€ 1.852
€ 6.875
€ 15.468
€ 23.927
€ 54.195
€ 84.242
€ 90.022
€ 95.752
€ 101.434
€ 107.067
€ 112.652
€ 118.189
€ 123.678
€ 129.120
€ 43.684
€ 271.908
-€ 162.000
-€ 50.317
VAN
Flusso no f.
-€ 162.000
-€ 150.421
-€ 139.043
-€ 127.863
-€ 116.874
-€ 106.074
-€ 95.456
-€ 85.017
-€ 74.752
-€ 64.658
-€ 54.731
-€ 44.965
-€ 47.628
-€ 38.176
-€ 28.876
-€ 19.724
-€ 10.717
-€ 1.852
€ 6.875
€ 15.468
€ 23.927
€ 54.195
€ 84.242
€ 90.022
€ 95.752
€ 101.434
€ 107.067
€ 112.652
€ 118.189
€ 123.678
€ 129.120
€ 129.120
Esempio piano d'investimento in assenza d' incentivazione
Anno
kWh prod
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
0
62000
61566
61135
60707
60282
59860
59441
59025
58612
58202
57794
57390
56988
56589
56193
55800
55409
55021
54636
54253
53874
53497
53122
52750
52381
52014
51650
51289
50930
50573
Val.att.
Risp. Boll.
€0
€ 10.540
€ 10.728
€ 10.919
€ 11.114
€ 11.312
€ 11.513
€ 11.719
€ 11.928
€ 12.140
€ 12.357
€ 12.577
€ 12.801
€ 13.029
€ 13.261
€ 13.498
€ 13.738
€ 13.983
€ 14.233
€ 14.486
€ 14.744
€ 15.007
€ 15.275
€ 15.547
€ 15.824
€ 16.106
€ 16.393
€ 13.348
€ 16.983
€ 17.286
€ 17.594
€ 277.415
Rata
€0
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
-€ 20.980
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
€0
-€ 162.000
M. ord. str. ind.
€0
-€ 1.300
-€ 1.333
-€ 1.366
-€ 1.400
-€ 1.435
-€ 1.471
-€ 1.508
-€ 1.545
-€ 1.584
-€ 1.624
-€ 1.664
-€ 18.206
-€ 1.748
-€ 1.792
-€ 1.837
-€ 1.883
-€ 1.930
-€ 1.978
-€ 2.028
-€ 2.078
-€ 2.130
-€ 2.183
-€ 2.238
-€ 2.294
-€ 2.351
-€ 2.410
-€ 2.470
-€ 2.532
-€ 2.595
-€ 2.660
-€ 50.317,45
Costo fin.
€0
-€ 22.280
-€ 22.312
-€ 22.346
-€ 22.380
-€ 22.415
-€ 22.451
-€ 22.487
-€ 22.525
-€ 22.564
-€ 22.603
-€ 1.664
-€ 18.206
-€ 1.748
-€ 1.792
-€ 1.837
-€ 1.883
-€ 1.930
-€ 1.978
-€ 2.028
-€ 2.078
-€ 2.130
-€ 2.183
-€ 2.238
-€ 2.294
-€ 2.351
-€ 2.410
-€ 2.470
-€ 2.532
-€ 2.595
-€ 2.660
Costo no fin.
-€ 162.000
-€ 1.300
-€ 1.333
-€ 1.366
-€ 1.400
-€ 1.435
-€ 1.471
-€ 1.508
-€ 1.545
-€ 1.584
-€ 1.624
-€ 1.664
-€ 18.206
-€ 1.748
-€ 1.792
-€ 1.837
-€ 1.883
-€ 1.930
-€ 1.978
-€ 2.028
-€ 2.078
-€ 2.130
-€ 2.183
-€ 2.238
-€ 2.294
-€ 2.351
-€ 2.410
-€ 2.470
-€ 2.532
-€ 2.595
-€ 2.660
VAN
Flusso fin.
€0
-€ 10.966
-€ 21.053
-€ 30.305
-€ 38.764
-€ 46.473
-€ 53.469
-€ 59.788
-€ 65.467
-€ 70.538
-€ 75.033
-€ 66.716
-€ 70.735
-€ 62.551
-€ 54.434
-€ 46.383
-€ 38.396
-€ 30.475
-€ 22.618
-€ 14.824
-€ 7.095
€ 572
€ 8.177
€ 15.719
€ 23.199
€ 30.619
€ 37.977
€ 43.562
€ 50.800
€ 57.979
€ 65.098
€ 65.098
Flusso no f.
-€ 162.000
-€ 152.985
-€ 144.043
-€ 135.172
-€ 126.371
-€ 117.642
-€ 108.982
-€ 100.392
-€ 91.870
-€ 83.418
-€ 75.033
-€ 66.716
-€ 70.735
-€ 62.551
-€ 54.434
-€ 46.383
-€ 38.396
-€ 30.475
-€ 22.618
-€ 14.824
-€ 7.095
€ 572
€ 8.177
€ 15.719
€ 23.199
€ 30.619
€ 37.977
€ 43.562
€ 50.800
€ 57.979
€ 65.098
CONCLUSIONI
L’analisi economica effettuata dimostra che l’istallazione di un
impianto fotovoltaico delle dimensioni ipotizzate, anche se non
supportata da un regime d’incentivazione delle tariffe o da
contributi pubblici, con i prezzi attualmente correnti, utilizzando
materiale europeo, potrebbe ancora risultare un investimento
conveniente in termini di rendimento, ma potrebbe garantire il
rientro del capitale investito non prima del 21° anno di vita
dell’impianto. In altri termini si tratta, ai prezzi correnti, di un
investimento che presenta un certo grado di rischio.
Tuttavia il rendimento monetario dell’investimento per l’utilizzatore
finale non è l’unico criterio di convenienza applicabile.
CRITERI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI AMBIENTALI
Un criterio comunemente utilizzato per quantificare i benefici ambientali di
un investimento nella Green Economy è quello della misurazione del
quantitativo di emissioni climalteranti o di emissioni di CO2 risparmiate.
Le emissioni climalteranti sono date dall’insieme dei gas che determinano
l’aumento dell’effetto serra e tra questi si misurano comunemente CO2,
metano (CH4) e protossido di azoto (N2O).Tali emissioni vengono
quantificate in t di CO2 equivalente, attribuendo a ciascun gas il potenziale
di riscaldamento globale (GWP) specifico, pari ad 1 per CO2, 21 per il
metano, e 310 per il protossido di azoto.
Per questo tipo di valutazioni si possono utilizzare due metodi:
- calcolo delle sole emissioni di CO2 risparmiate, detto anche metodo
“standard” espresse in t di CO2 ;
- calcolo dell’insieme delle emissioni climalteranti risparmiate, con metodo
LCA (Life Cycle Assessment), espresse in t di CO2 equivalente.
Entrambi i metodi prevedono la conversione dell’energia prodotta nei
corrispondenti quantitativi di emissione applicando dei coefficienti che
possono riferirsi a due diversi parametri:
- mix energetico nazionale, ovvero del quantitativo medio di emissioni
prodotte per kWh, in Italia, in relazione all’insieme delle fonti di energia
utilizzate;
- produzione di energia elettrica dalle sole fonti fossili.
Il primo tipo di coefficiente si adotta nel caso in cui si voglia misurare la CO2
risparmiata rispetto all’approvvigionamento elettrico attuale, mentre il
secondo parametro misura la CO2 risparmiata con una fonte rinnovabile
rispetto all’uso di una fonte fossile.
Il metodo standard misura il quantitativo di emissioni di CO2 risparmiate
partendo dal contenuto di carbonio del mix di vettori energetici utilizzati
Il metodo LCA (valutazione del ciclo di vita) tiene conto non solo della CO2,
ma anche degli altri gas serra emessi, “ dalla culla alla tomba”, nella
produzione degli impianti.
ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e Ricerca Ambientale), che è la
fonte di informazione più attendibile sui coefficienti da utilizzare, fornisce solo
i coefficienti da utilizzare nel metodo standard, aggiornati periodicamente, in
quanto, come spiegato nel NIR (National Inventory Report) esiste un elevato
grado di incertezza (50,1%) nella valutazione delle emissioni di CH4 e di N2O,
dovute alla produzione di elettricità.
Pertanto di questi coefficienti ci siamo serviti
Un’ altra metodologia comunemente utilizzata per quantificare i benefici
ambientali di un investimento sulle energie rinnovabili è la determinazione
delle tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate. Questo indicatore
traduce il contenuto energetico delle diverse fonti utilizzabili, nella quantità
di petrolio corrispondente. Per determinare le tonnellate equivalenti di
petrolio risparmiate con un impianto FV occorre moltiplicare l’energia elettrica
prodotta, per un coefficiente che tiene conto del mix energetico nazionale.
VALUTAZIONE DELLE TONNELLATE EQUIVALENTI DI PETROLIO RISPARMIATE
Energia prodotta in 30 anni
Fattore di conversione energia elettrica→ energia primaria
1.682,982 MWh
x
0,187
TEP/MWh =
_____________________
315 TEP
EMISSIONI DI CO2 RISPARMIATE RISPETTO ALL’USO DI FONTI FOSSILI (ISPRA2012)
Energia prodotta in 30 anni
Fattore di conversione per termoelettrico da fonti fossili
1.682.982
kWh x
0,5357 kg CO2 /kWh =
_____________________
901.573,46 Kg CO2
EMISSIONI DI CO2 RISPARMIATE RISPETTO AL MIX ENERGETICO ITALIANO
(ISPRA 2012)
Energia prodotta in 30 anni
Fattore di conversione mix elettrico italiano
1.682.982
kWh x
0,3963 kg CO2 /kWh =
____________________
666.965,8 Kg CO2
Secondo la metodologia LCA una stima più corretta delle emissioni
risparmiate dovrebbe tener conto di quelle prodotte durante il ciclo di vita
dell’impianto.
La quantità di emissioni prodotta dalla fase di estrazione delle materie
prime a quella di smaltimento finale delle componenti dell’impianto a
fine vita dipende dal tipo di processo di produzione adottato, dalla
tipologia delle componenti assemblate ed infine dal processo di
smaltimento finale. Inoltre la stima delle emissioni dipende anche dalla
metodologia adottata.
Pertanto non potendo far riferimento a dati univoci e non potendo
affrontare una metodologia rigorosa, abbiamo effettuato una valutazione
di massima, adattando valori reperiti in letteratura al nostro caso
specifico. Abbiamo utilizzato il valore di emissioni massimo trovato,
espresso in tonnellate di CO2 equivalente e lo abbiamo leggermente
ridotto per tener conto delle sole emissioni di CO2. Ovviamente il dato
risulta molto approssimativo, ma ci consente di non sopravvalutare le
emissioni di CO2 risparmiate.
EMISSIONI DI CO2 PRODOTTE NEL CICLO DI VITA DELL’IMPIANTO (DALLA CULLA ALLA TOMBA)
Energia prodotta in 30 anni
Fattore di emissione per ciclo di vita dell’impianto
1.682.982 kWh x
0,05 kg CO2/kWh =
_________________________
84.149,1 Kg CO2
EMISSIONI EFFETTIVAMENTE RISPARMIATE RISPETTO ALL’UTILIZZO DI FONTI FOSSILI
Emissioni CO2 risparmiate nei 30 anni di vita dell’impianto
Emissioni di CO2 prodotte nel ciclo di vita dell’impianto
901.573,46 Kg CO2 84.149,1 Kg CO2 =
_______________________
817.424,6 Kg CO2
EMISSIONI EFFETTIVAMENTE RISPARMIATE RISPETTO AL MIX ELETTRICO NAZIONALE
Emissioni CO2 risparmiate nei 30 anni di vita dell’impianto
Emissioni di CO2 prodotte nel ciclo di vita dell’impianto
666.965,8 Kg CO2 84.149,1 Kg CO2 =
______________________
582.816,7 Kg CO2
Impronta ecologica del risparmio energetico
Avvalendoci della metodologia utilizzata per determinare l’impronta
ecologica possiamo quantificare il risparmio energetico in termini
comprensibili calcolando la quantità di terreno forestato necessario ad
assorbire le emissioni non cedute all’ambiente.
A nostro giudizio, in questo caso, è più corretto partire dalle emissioni
risparmiate rispetto all’utilizzo di fonti fossili
Superficie di foresta necessaria ad assorbire 1kg di CO2 in un anno 1.92 mq/kg CO2 anno x
Emissioni annue risparmiate (media di 30 anni) (817.424,6 /30)
27.247,5 Kg CO2 =
______________________________________________________________________________
Superficie di foresta necessaria ad assorbire le emissioni annue
52.315,2 mq
QUESTO SIGNIFICA CHE L’INSTALLAZIONE DEL NOSTRO IMPIANTO
FV EQUIVALE AD IMPIANTARE 5,2 ETTARI DI FORESTA, CAPACI DI
ASSORBIRE, IN TRENTA ANNI, LE EMISSIONI CHE SAREBBERO
STATE PRODOTTE SENZA L’IMPIANTO.
=
54 kWp
5,2 ha
ATTRIBUIRE UN VALORE ECONOMICO A QUESTO TIPO DI EFFETTO
CONIUGATO POTREBBE MIGLIORARE LA VALUTAZIONE COMPLESSIVA
ATTUALE DELL’INVESTIMENTO.
… MA QUESTO SARA’ OGGETTO DI UNA PROSSIMA INDAGINE!!!?
GRAZIE PER L’ ATTENZIONE!
Hanno realizzato il progetto
•
•
•
•
•
Intili Gioele
Lo Casto Simone
Martorana Giovanni
Pieroni Andrea
Pignatelli Jessica
• Docenti :
Paola Rotondaro
Marina Lisetti