Fotovoltaico: power to the people?...Michele Benini. Laureato in Ingegneria Elettronica presso...

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RSEview RIFLESSIONI SULL’ENERGIAR

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Fotovoltaico:power to the people?

Fotovoltaico:power to the people?

editrice alkes

RSEview RIFLESSIONI SULL’ENERGIA

Copyright © 2016 Editrice Alkes

Autore: Ricerca sul Sistema Energetico – RSE SpAEditing e impaginazione: Editrice AlkesCopertina: Fabio Lancini

Tutti i diritti sono riservati. Nessuna parte di questa pubblicazione può essereriprodotta, archiviata, memorizzata o trasmessa in qualsiasi forma o mezzo,se non nei termini previsti dalla legge che tutela i diritti d’autore.L’autorizzazione alla riproduzione dovrà essere richiesta a RSEVia Rubattino 54 – 20134 Milano – Italia

Finito di stampare nel mese di Luglio 2016 pressoAGF Arti Grafiche Fiorin SpaVia del Tecchione 36 - 20098 Sesto Ulteriano, San Giuliano Milanese (MI)Prima edizione ISBN 978-88-907527-6-6

Nella collana di monografie che RSE dedica a specifici aspetti del sistema energetico non poteva mancare una puntata centrata sul fotovoltaico. Un tema, questo, che ha avuto e ha ancora oggi la capa-cità di interpretare al meglio il concetto di generazione distribuita. Stante l’intensità con cui il tema è stato trattato in questi ultimi anni nel nostro Paese potrebbe anzi stupire il fatto che solo adesso si sia deciso di mettere mano a questo argomento.

In realtà, smorzati gli eccessi di una incentivazione fin troppo ge-nerosa e superata la depressione per il loro improvviso venir meno, ora che la selezione naturale degli operatori ha portato alla identifi-cazione di una serie di aziende che potranno giocare il ruolo di credi-bili interpreti del settore, ora che anche gli interventi più speculativi stanno evolvendo verso configurazioni più genuinamente industria-li, ci è sembrato che fosse il momento ideale per provare a guardare a tutto questo con una migliore prospettiva, con l’ambizione di trarre anche qualche indicazione per il futuro.

Che il fotovoltaico costituisca una tecnologia energetica strategi-ca è indubitabile, basti pensare all’enorme abbondanza della fonte e alla sua distribuzione tutto sommato omogenea e capillarmente diffusa su enormi aree della superficie terrestre.

Che il fotovoltaico rappresenti la più genuina interpretazione del concetto di generazione distribuita mi pare evidente da almeno due ca-ratteristiche: il costo e la scalabilità. Il raggiungimento di adeguati fattori di scala dal punto di vista industriale ha ormai portato il costo per kW a valori impensabili anche solo 5-7 anni fa. La semplicità della tecnologia in sé (in particolare per il fotovoltaico senza concentrazione solare) per-mette di passare in maniera pressoché invariata dalla microproduzione in autoconsumo (come testimoniato da molte iniziative di Paesi in via di sviluppo) alle piccole produzioni a ridosso dei consumi (tetti foto-voltaici), per arrivare fino ad estesi impianti utility scale di dimensioni confrontabili con medie centrali di produzione elettrica.

Una versatilità non immaginabile da parte dei due altri principali concorrenti (hydro e wind), che hanno conosciuto sviluppi importan-ti e rappresentano buona parte del contributo da rinnovabili al mix di diversi Paesi.

La stessa gestione della aleatorietà della fonte ha conosciuto mi-glioramenti significativi non solo per la intensa ricerca sulle previsio-ni meteo, ma anche grazie alla dinamica dei prezzi delle tecnologie di accumulo, che stanno progressivamente diventando un accessorio quasi irrinunciabile per garantire sia il massimo dell’autoconsumo agli impianti piccoli sia l’accesso a servizi di dispacciamento che or-mai si profilano all’orizzonte.

Premessa

Stefano BesseghiniPresidente e Amministratore Delegato RSE

Premessa

Su tutto questo aleggia però, certamente in Italia e forse in Euro-pa, un venticel leggiero che associa immediatamente nella mente di molti il tema fotovoltaico con quello di incentivi generosi e, spesso, di spreco di risorse pubbliche.

Se l’aver portato con una derivata così rapida il nostro Paese ad es-sere per qualche anno quello con il maggiore installato da fotovoltaico al mondo, impegnando risorse che oggi ammontano a 6 -7 G€/anno, sia stata una scelta o un azzardo, è un dibattito acceso, in cui non entreremo.

Certamente è facile rilevare che non si è stati capaci di farla diven-tare una scelta di politica industriale, attivando solo in parte una filiera nazionale di fornitura; d’altra parte, si è comunque creato un bacino di competenze di integratori di sistemi e di strutture societarie in grado di operare anche nei mercati esteri, che ora è necessario non sprecare. Va inoltre ricordato che un componente essenziale della generazione fotovoltaica, l’inverter, che consente l’immissione in rete dell’energia generata e che rappresenta una frazione significativa del valore di un impianto, è un punto di forza dell’industria italiana, che ha saputo svi-lupparlo con soluzioni innovative e produrlo a costi competitivi, ren-dendo l’Italia esportatrice netta di questa specifica tecnologia.

Si ha l’impressione, invece, che il combinato disposto di incentivi generosi e scelte poco lungimiranti supporti il venticel leggiero di cui sopra, generando una certa “avversione” nei confronti del fotovoltaico, a cui non viene riconosciuto il ruolo, ormai raggiunto, di settore tecno-logicamente maturo, affidabile e in grado effettivamente di supportare la diversificazione del mix nei Paesi sviluppati (in una combinazione gas-rinnovabili di cui si può essere facili profeti) e di rappresentare analoga rilevanza nei Paesi in via di sviluppo, spesso avvantaggiati anche da una significativa disponibilità della fonte solare.

Come di consueto, lo scopo di questa monografia è soprattutto quello di tracciare una revisione di quanto accaduto e di indicare le principali evoluzioni che dalla ricerca potremmo aspettarci ma, credo, ne venga anche un forte invito a guardare a questa tecnologia (come a tutte) con la serenità necessaria a svolgere scelte razionali e finalizzate allo sviluppo del sistema elettrico che abbia al proprio fondamento la sicurezza dell’approvvigionamento, la riduzione dei costi dell’energia e la sostenibilità delle scelte.

Credits

Michele Benini. Laureato in Ingegneria Elettronica presso l’Università di Bologna, ha iniziato la sua attività professionale nel 1989 presso il CISE, nel campo dello sviluppo di applicazioni di Intelligenza Artificiale ai Sistemi Elettrici. Successivamente, presso ENEL Ricerca, CESI e RSE, si è occupato di regolazione e simulazione dei mercati elettrici liberalizzati e di scenari di sviluppo a lungo termine dei sistemi energetici, svolgendo anche attività di supporto tecnico alle Istituzioni (AEEGSI, Governo) su tali tematiche. Attualmente ricopre l’incarico di responsabile del Gruppo di Ricerca Scenari del Sistema Elettrico in RSE e del Gruppo Tematico Mercato e Produzione dell’Associazione Energia Elettrica dell’AEIT.

Salvatore Guastella. Laureato in Ingegneria Elettrotecnica presso l’Università di Catania, ha iniziato la sua attività professionale nella CONPHOEBUS, allora società del Gruppo ENEL, dove ha condotto prove e studi sui principali componenti degli impianti fotovoltaici. È diventato ricercatore senior e coordinatore di gruppi di ricerca in importanti progetti a livello nazionale ed europeo. Passato al CESI nel 2000 e in RSE nel 2006, svolge attività di ricerca, consulenza specialistica e sviluppo normativa nel campo degli impianti fotovoltaici. È Segretario tecnico del Comitato 82 del CEI (Sistemi fotovoltaici) e dell’analogo comitato del CENELEC. Opera nell’IEA-PVPS (Photovoltaic Power Systems) come membro del Comitato Esecutivo ed esperto del Task1 (Strategic PV Analysis & Outreach).

Luigi Mazzocchi. Laureato nel 1980 in Ingegneria Nucleare al Politecnico di Milano, dal 1981 al 1997 presso il CISE svolge attività di ricerca in campo termofluidodinamico, per applicazioni a impianti nucleari e convenzionali. Dal 1998 a oggi lavora presso ENEL Ricerca, CESI, RSE, con responsabilità di unità di ricerca operanti nel settore della generazione elettrica. Attualmente ricopre l’incarico di Direttore del Dipartimento Tecnologie di Generazione e Materiali di RSE, nel cui ambito si svolgono studi e sperimentazioni su impianti di generazione a fonti fossili e rinnovabili e su sistemi e tecnologie di accumulo di energia.

CONTRIBUTI DI: Diego Cirio, Elena Gobbi, Adriano Iaria, Diana Moneta, Silvano Viani Dipartimento Sviluppo Sistemi Energetici

Alessia Gargiulo, Pierpaolo Girardi, Dario Attilio Ronzio Dipartimento Sviluppo Sostenibile e Fonti Energetiche

Dario Bertani, Stefano Marchionna, Giosuè Maugeri, Enrica Micolano, Alessandro Minuto, Fabrizio Paletta, Gianluca Timò Dipartimento Tecnologie di Generazione e Materiali

Giovanni Manzini Dipartimento Tecnologie di Trasmissione e Distribuzione

Sommario 13

Summary 21

Introduzione 29

Capitolo 1 Cenni storici 31

Capitolo 2 Le applicazioni in Italia e nel mondo 35 2.1 Potenza installata ed energia prodotta nel mondo 35 2.2 Potenza installata ed energia prodotta in Italia 37 2.3 Volume d’affari 37

Capitolo 3 Prestazioni e affidabilità degli impianti 39 3.1 Considerazioni sulle prestazioni 39 3.2 Stabilità delle prestazioni nel tempo 44

Capitolo 4 La gestione 49 4.1 Verifiche periodiche e manutenzione 49 4.2 Revamping e repowering 53

Capitolo 5 Il fotovoltaico negli edifici 55 5.1 Il contributo degli impianti al raggiungimento

dell’autosufficienza energetica 55 5.2 Sicurezza elettrica e rischio incendio 59

Capitolo 6 I costi della generazione 65 6.1 Prezzi attuali dei componenti e trend storico 65 6.2 Costi di realizzazione (CAPEX) 65 6.3 Costi di gestione (OPEX) 67 6.4 Costo dell’energia prodotta 68 6.5 Costi di realizzazione e di generazione:

previsione del trend futuro 69

Capitolo 7 Incentivi, agevolazioni, obblighi di installazione in Italia 71 7.1 Gli incentivi per gli impianti connessi alla rete 71 7.2 I meccanismi di agevolazione e remunerazione 76

Indice

10

Capitolo 8 Effetti della penetrazione degli impianti nel sistema elettrico 87 8.1 Vantaggi e svantaggi 87 8.2 La previsione della produzione 93 8.3 Barriere allo sviluppo del fotovoltaico 98

Capitolo 9 Scenari di integrazione nel sistema elettrico al 2030 103 9.1 Apporto in potenza ed energia 103 9.2 Contributo al raggiungimento dell’autosufficienza degli edifici 106 9.3 Alimentazione di utenze e piccole reti isolate 107

Capitolo 10 Life Cycle Assessment della produzione 113 10.1 Introduzione 113 10.2 Metodologia LCA 113 10.3 LCA del fotovoltaico nel contesto italiano 115 10.4 Interpretazione e conclusioni 120

Capitolo 11 Il recupero e il riciclo dei moduli a fine vita 123 11.1 Tecniche di recupero e riciclo 123 11.2 La regolamentazione 125 11.3 Obblighi generali 127 11.4 Obblighi particolari per i Sistemi individuali e collettivi 128 11.5 Obblighi particolari per i costruttori di moduli 129 11.6 Obblighi particolari per i proprietari di impianti 130 11.7 Marcatura AEE dei moduli 132

Capitolo 12 La ricerca nel settore fotovoltaico 133 12.1 Obiettivi comunitari e italiani 133 12.2 Nuovi materiali per le celle 134 12.3 Celle di nuova concezione 143 12.4 Analisi innovativa dei difetti dei moduli 150 12.5 Il fotovoltaico a concentrazione solare 156

Indice

Capitolo 13 Gli operatori 159 13.1 Gli istituti di ricerca 159 13.2 I costruttori di moduli 161 13.3 I costruttori di celle e assiemi a concentrazione solare 161 13.4 I costruttori di inverter 163 13.5 Operatori italiani di impianti 163 13.6 Altri operatori 164 13.7 Operatori internazionali 166

Definizioni 167

Bibliografia 169

13Fotovoltaico: power to the people?

In questi ultimi anni si è registrato nei Paesi industrializzati un forte incremento delle installazioni di impianti fotovoltaici, che alla fine del 2015 in tutto il mondo hanno raggiunto cumulativamente circa 227 GW, con un incremento annuo del 28%.

Nello stesso anno in Italia gli impianti FV in esercizio hanno raggiunto le 660.000 unità per 18,9 GW installati e, con i 25,2 TWh elettrici prodotti, hanno soddisfatto l’8% del fabbisogno annuale di energia elettrica.

Una così rilevante presenza di impianti nel sistema elettrico na-zionale contribuisce, oltre che alla riduzione delle emissioni climal-teranti, alla diversificazione delle fonti primarie di energia, con con-seguente minore dipendenza dall’estero e con minore utilizzo degli impianti a ciclo combinato a gas naturale.

Questa ampia diffusione delle installazioni fotovoltaiche ha vi-sto un’evoluzione della tecnologia, che si è consolidata soprattutto nell’utilizzo di moduli in silicio cristallino, che costituiscono oggi ol-tre il 90% dei moduli installati a livello globale. Non sono previste inversioni di tendenza nel breve-medio termine, sia per il costo di produzione (che è notevolmente diminuito negli ultimi anni) sia, so-prattutto, per i buoni indici di prestazioni energetiche e di affidabilità registrati negli impianti in esercizio.

Analisi condotte da RSE [5] su impianti con differenti tecnologie

Sommario

PaesiIEAPVPS

AltriPaesi

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

250

200

150

100

50

0

GW

p

Andamento della potenza fotovoltaica installata nel mondo.

(fonte IEA PVPS)

227,1

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indicano una diminuzione media della potenza pari allo 0,8%/anno per i moduli in silicio cristallino (poli, mono e HIT) e del 2,1%/anno per i film sottili (Si-amorfo, CIGS e CdTe). Analogamente, è stato riscontrato da RSE che le prestazioni energetiche di impianti con moduli in silicio cristallino possono raggiungere valori del Fat-tore di Prestazione (Performance Ratio o PR) superiori all’85%, cioè l’energia generata può raggiungere l’85% di quella producibile teori-camente. Ciò è stato misurato su impianti correttamente progettati, installati e gestiti, mentre valori più bassi sono stati rilevati in altri impianti, quali ad esempio quelli realizzati con tempi molto ristret-ti (per rientrare nelle fasce d’incentivazione del programma Conto Energia con importi più elevati).

Il mantenimento del corretto funzionamento degli impianti è l’obiettivo da perseguire per garantire la produzione ai livelli pre-ventivati. A tale scopo, nel contesto italiano è sempre maggiore il numero di imprese specializzate in attività di O&M che stanno acquisendo un portafoglio di impianti con potenza consistente. Tali iniziative sono destinate a crescere, giacché molti impianti instal-lati negli anni del boom (2010-2012) a breve non saranno coperti dalle garanzie e dai contratti di manutenzione stipulati in fase di costruzione. Le attività di manutenzione, per sostituzioni ordinarie e straordinarie nonché per revamping, avranno un effetto apprezza-bile sul sistema energetico nazionale (mantenendo efficiente que-sto parco di generazione) e, nel contempo, sul sistema industriale e sul piano occupazionale. È stato stimato che nel 2014 le attività nel fotovoltaico abbiano impiegato in Italia circa 12.000 addetti (diretti e indiretti).

La diffusione di questa tipologia di generazione in Italia, così come negli altri Paesi industrializzati, è stata sin qui sostenuta da sussidi alle fonti rinnovabili, che si inquadrano nella strategia eu-ropea volta ad una crescita sostenibile e, in particolare, alla tutela dell’ambiente e alla riduzione delle emissioni inquinanti. Infatti, analisi degli impatti legati alla produzione elettrica da fotovoltaico mostrano che tali impatti risultano di gran lunga inferiori a quelli del ciclo combinato a gas naturale (che, dal punto di vista ambientale, rappresenta la migliore tecnologia fossile disponibile), ad eccezione di un rilevante consumo di suolo, nel caso delle installazioni a terra.

Ma anche adesso che il sostegno alla crescita del fotovoltaico sot-to forma di tariffe incentivanti in Italia è terminato, l’installazione di impianti risulta economicamente vantaggiosa in varie aree geogra-fiche italiane caratterizzate da un buon livello di radiazione solare. Infatti, il costo del kWh prodotto da tali impianti ha raggiunto valori


Sommario

compresi fra 97 euro/MWh (indicativamente per un impianto da 2 MW localizzato al Sud) e 184 euro/MWh (per un impianto da 3 kW, senza tener conto delle detrazioni fi scali, localizzato al Nord).

Inoltre, vari studi internazionali indicano che l’energia fotovoltai-ca diventerà in futuro la più economica fonte energetica nelle zone più soleggiate, giacché ci si aspetta che possa raggiungere i 40-60 eu-ro/MWh nel 2025 e 20-40 euro/MWh nel 2050, sebbene permangano incertezze legate agli aspetti regolatori e fi nanziari che potrebbero costituire barriere per il raggiungimento di tali traguardi, soprattutto in alcune aree geografi che.

Tuttavia, se il raggiungimento della grid parity (quando il costo di produzione dell’impianto è uguale o inferiore al costo dell’ener-gia sostenuto dall’utente fi nale) è già raggiunto sia per consuma-tori residenziali sia industriali, in caso di autoconsumo dell’intera produzione (facilitato nei casi si possa accedere allo scambio sul posto) occorrerà ancora molto tempo per raggiungere la market pa-

ImpiantiFV

residenziali

dialtaqualità

ImpiantiFV

residenziali

dimediaqualità

ModuliFVdialta

qualità

ModuliFVdimedia

qualità

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

USD

/Wp

Andamento medio del prezzo di moduli e impianti FV su fabbricati

residenziali nei paesi membri dello IEA PVPS.

16

rity (quando il costo di produzione è uguale o inferiore al prezzo all’ingrosso dell’energia), anche tenendo conto del probabile incre-mento a lungo termine del costo del gas e di quello associato alla CO2 emessa.

Ciò nonostante, la diminuzione del costo dell’energia prodotta e la sempre maggiore rilevanza dei temi ambientali comporterà ine-vitabilmente una penetrazione degli impianti fotovoltaici, così co-me quella di altre fonti rinnovabili non programmabili, nei sistemi elettrici nazionali con percentuali sempre più rilevanti. Nello stes-so tempo, l’utilizzo di sistemi di accumulo elettrico accompagnerà sempre più spesso l’introduzione di tali fonti con percentuali ancora maggiori, favorendo l’autoconsumo dell’energia prodotta e aiutando a mantenere ottimi livelli di stabilità del sistema e di qualità del ser-vizio elettrico.

Nel frattempo, la consistente penetrazione degli impianti FV nel sistema elettrico nazionale, sin qui attuata, sta producendo effetti sia positivi sia negativi sul sistema stesso.

Effetti positivi■■ La potenza fotovoltaica è installata sulle reti di distribuzione a

media e bassa tensione, con un minor impegno delle linee di trasmissione;

■■ la produzione fotovoltaica si ha nelle ore diurne (quando il carico è maggiore) e raggiunge il picco nella stagione estiva (quando il carico è più elevato, a causa del crescente uso dei climatizzatori elettrici); si riducono quindi i picchi di domanda (peak shaving) con conseguente limitazione dei valori massimi di potenza ri-chiesta alla generazione programmabile;

■■ nelle ore centrali della giornata i prezzi si abbassano, in virtù della produzione fotovoltaica offerta sul mercato anche a prezzo zero (in quanto il costo marginale di produzione è trascurabile e gli investimenti sono in larga parte già remunerati grazie ai mec-canismi di incentivazione); tale abbassamento di prezzo compor-ta un beneficio per i consumatori (rappresentando una parziale “restituzione” degli incentivi erogati), anche se l’entità di tale restituzione è di non semplice valutazione; a tal proposito uno studio Althesys stimava per il 2014 riduzioni del PUN (Prezzo Unico Nazionale) comprese tra 5,8 e 24 euro/MWh e conseguenti risparmi per i consumatori pari a 896 milioni di euro.


Sommario

Effetti negativi■■ Gli impianti fotovoltaici hanno comportato negli ultimi anni un

profilo giornaliero della domanda residua più impegnativo per il sistema elettrico e per le relative risorse di flessibilità (ad esempio, domanda residua spesso bassa nelle ore centrali della giornata, ma con rapide rampe verso i picchi nelle ore pomeridiane/serali);

■■ a causa dell’incertezza della previsione della generazione fotovol-taica, l’operatore della rete elettrica deve predisporre maggiori quantità di riserva di potenza da utilizzare per il bilanciamento in tempo reale, sia a salire che a scendere, il che comporta una certa lievitazione dei costi del servizio di dispacciamento;

■■ l’incremento della generazione fotovoltaica sta comportando una progressiva riduzione dell’inerzia del sistema elettrico nazionale, il che in situazioni di rete perturbata può aumentare il rischio di disservizi;

■■ in caso di cortocircuito sulla rete, gli impianti fotovoltaici posso-no contribuire limitatamente ad assicurarne la stabilità, in quan-to sono caratterizzati da correnti di corto circuito pari solo a circa 1,5 volte la corrente nominale.

Alla luce di quanto evidenziato, occorrerà pertanto perseguire con costante impegno la strada, già intrapresa, di regolamentare ac-curatamente la connessione di nuovi impianti al sistema elettrico nazionale per garantire la qualità del servizio, senza che ciò divenga un inutile e dannoso ostacolo allo sviluppo di questa tecnologia.

Per quanto riguarda il valore della potenza fotovoltaica che potrà essere installata in Italia nei prossimi decenni, nonché del relativo apporto al sistema energetico, sono stati prodotti vari scenari, che presentano però ampi intervalli di variabilità; ad esempio, viene in-dicata per l’anno 2030 una potenza installata tra i 25 e i 45 GW e una produzione annua fra 34 e 62 TWh (che rappresenterebbe una quota coperta da tale fonte tra il 10% e oltre il 20% della richiesta di energia sulla rete del 2015). Ipotizzando il verificarsi di tali scenari e assumendo come obiettivo per la potenza fotovoltaica installata al 2030 il valore intermedio di 35 GW, occorrerà installare in Italia per tale data impianti di due diverse tipologie:

sistemi di generazione distribuita, costituiti da piccoli impianti su abitazioni e medi impianti su strutture industriali/terziarie, nei quali si fa ampio ricorso all’autoconsumo; questo modello sarà probabilmente quello più realistico nel breve/medio periodo, se si pensa all’applicazione di meccanismi di agevolazione (soprat-

18

tutto SEU), ma non sarà sufficiente a causa della limitata capien-za delle coperture degli edifici.

Infatti, secondo vari studi, fra i quali quelli di CNES e IEA PVPS, la superficie di coperture di edifici utilizzabile per installazioni fo-tovoltaiche è valutabile fra 400 e 700 km2: tenendo conto dei vin-coli tecnici (esposizione delle falde, ombreggiamento fra file di moduli o costruzioni circostanti) e vincoli urbanistici e artistici, nonché dell’installazione di impianti solari termici, si può ritenere che la potenza fotovoltaica realisticamente installabile sugli edifici non sia sufficiente a raggiungere un obiettivo di 35 GW totali; è quindi indispensabile prevedere una quota aggiuntiva di grandi e medi impianti a terra, valutata prudenzialmente in 7-8 GW;

impianti centralizzati a terra, per offerta in Borsa o contratti bilate-rali; questo modello ha la possibilità di far raggiungere la potenza complessiva necessaria, ma non è facilmente percorribile a cau-sa delle attuali limitazioni sull’utilizzo di suolo. Come chiedono da tempo gli operatori, occorrerà una specifica programmazione governativa integrata con una collaborazione adeguata degli enti locali per superare tali limitazioni, ad esempio mediante l’utilizzo di aree già munite di autorizzazione e collegate alla rete elettrica, di zone industriali dismesse e di aree non utilizzabili per l’agricol-tura; il tutto dovrebbe essere accompagnato dalla semplificazione dell’iter dell’Autorizzazione Unica.

Gli impianti di quest’ultima tipologia avranno un vantaggio in termini di economie di scala, ma anche il notevole handicap di doversi confrontare con i prezzi all’ingrosso. Quindi, in ordine di tempo, è ragionevole prevedere che prima venga saturato il potenziale di installazioni fotovoltaiche sugli edifici operanti in Scambio sul Posto o comunque con forte quota di autoconsumo.

In ogni caso, per raggiungere i valori di potenza installata cumu-lativa indicati come obiettivo al 2030, occorre un tasso di crescita notevolmente superiore a quello attuale, che è di circa 0,4 GW/anno. Alcune soluzioni che possono consentire tassi di crescita più elevati sono le seguenti:

■■ mantenimento, almeno a medio termine (10-15 anni), delle for-me di obbligo su nuove costruzioni e di agevolazione fiscale e parafiscale (esenzione, almeno parziale, da oneri di rete e di si-stema) oggi in vigore, privilegiando i regimi che favoriscono l’au-toconsumo dell’energia;


Sommario

■■ mantenimento e accrescimento di semplicità, rapidità e certezza sia dei percorsi autorizzativi (norme edilizie e ambientali/pae-saggistiche), sia di quelli per la connessione alla rete che, infine, quelli per l’accesso alle varie forme di agevolazione come SEU e Scambio sul Posto per chi ne ha titolo;

■■ studio e implementazione, con la partecipazione del settore fi-nanziario, sia pubblico sia privato, di meccanismi di accesso al credito e di forme assicurative che minimizzino il rischio e l’im-pegno di capitale proprio per l’utente/produttore, facendo leva in termini di garanzie reali sul valore dell’energia producibile, grazie all’intrinseca affidabilità e longevità della tecnologia;

■■ mantenimento e rafforzamento dell’investimento, sia pubblico sia privato, nell’innovazione tecnologica di prodotto (nuove tec-nologie fotovoltaiche più efficienti e competitive, elettronica di potenza con funzionalità avanzate, sistemi di accumulo con mi-glior rapporto vita utile/costo iniziale) e di sistema (integrazione moduli/inverter/accumulo/software di gestione e previsione di produzione e consumo; sistemi ibridi che sfruttino più fonti ener-getiche complementari; abbinamento di sistemi di autoproduzio-ne di elettricità/calore/freddo da fonte rinnovabile con interven-ti di efficientamento energetico).

Impianto fotovoltaico da 500 kW su una fattoria a Mantova,

realizzato con rimozione dell’amianto. (Fonte FuturaSun)

20

Sommario

Secondo quanto sopra evidenziato, risulta di grande importanza comprendere in modo più approfondito lo stato attuale della tecnolo-gia degli impianti fotovoltaici, la prevedibile evoluzione tecnologica e dei costi, nonché il loro impatto sul sistema elettrico. Proprio que-sti temi sono oggetto di analisi nei capitoli di questa pubblicazione.


In recent years in industrialized countries there has been a strong increase in installations of photovoltaic systems, which at the end of 2015 around the world have cumulatively reached about 227 GW, with a 28% annual increase.

In the same year, in Italy photovoltaic plants in operation have reached 660,000 units, corresponding to an installed power of 18,9 GW; with 25,2 TWh of produced electric energy, they have met 8,0% of the annual electricity demand.

Such a significant presence of photovoltaic systems in the national electric system contributes not only to the reduction of greenhouse gas emissions, as they substitute a corresponding fossil generation, but at the same time to the diversification of primary energy sources, re-sulting in less dependence and less use of natural gas combined-cycle plants, the main generation technology that is being “dismissed”.

This wide spread of photovoltaic installations has been accom-panied by an evolution of the relevant technology, which is now a mature one, especially in the use of crystalline silicon modules. This technology covers over 90% of the modules installed globally, and no big changes are expected in the short to medium term, both because of costs (which has significantly decreased in recent years) and, above all, for the good indices of energy performance and relia-bility noticed in plants operation.

Summary

IEAPVPSCountries

NonIEAPVPS

Countries

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

250

200

150

100

50

0

GW

p

Trend of worldwide installed PV power. (source: IEA PVPS)

227,1

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Studies and tests performed by RSE [5] on plants with different PV technologies indicate an average power decrease of 0,8%/year for crystalline silicon modules (poly, mono and HIT) and 2,1%/ye-ar for the thin film (Amorphous-Si, CIGS and CdTe). Moreover, it was found by RSE that the energy performance of PV plants with crystalline silicon modules can reach values of Performance Ratio of 85% (which means that the energy generated reaches 85% of the theoretically producible one). These values have been measured by RSE on PV plants correctly designed, installed and managed, while lower values have been observed in different situations (such as for plants installed in a very short time, in order to comply with incen-tives deadlines).

To keep the correct operation of the plants, in the Italian context the number of Companies specialized in O&M is increasing, and su-ch initiatives are expected to grow as many plants installed in the years of “boom” (2010-2012) are shortly going not to be covered by warranties and maintenance contracts issued in the construction phase. Maintenance activities, for ordinary and extraordinary repla-cements and for revamping, will have an appreciable effect on the national electric system (keeping the PV generating plants efficient) and, at the same time, on the industrial system and on the national employment plan. Indeed, in 2014 it was estimated that PV activities have involved in Italy about 12,000 (direct and indirect) employees.

The wide spread of this type of generation in Italy, as in other industrialized countries, has been so far supported by the subsidies to renewable energy sources, that is part of the European strategy for sustainable growth and, in particular, the protection of the envi-ronment and the reduction of greenhouse gases emissions. In fact, the analysis of the impacts related to photovoltaic energy production shows that the adverse effects of such technology are far lower than those of natural gas combined cycle (which, from the environmen-tal point of view, is the best available fossil technology), with the exception of a significant land consumption, in the case of ground installations.

Now, the support for the growth of PV plants by feed-in tariffs in Italy has been concluded, but PV systems are a source of energy at a competitive cost in various Italian regions characterized by a high level of solar radiation. In fact, the cost of kWh produced by these plants has reached values between 97 €/MWh (approximately for a 2 MW plant located in South Italy) and 184 €/MWh (for a 3 kW plant without tax deductions located in North Italy).

In addition, several international studies show that PV will short-


Summary

ly become the cheapest energy source in the sunniest areas, since it is expected that it can reach 40-60 €/MWh in 2025 and 20-40 €/MWh in 2050, although there are uncertainties related to the regulatory and fi nancial aspects that could generate additional costs and could pose consequently some barriers to achieving these goals, particular-ly in certain geographical areas.

However, if the achievement of “grid parity” (when the cost of production of the plant is equal to or less than the energy cost in-curred by the end user) is already reached for both residential con-sumers and industrial consumers, in the case of self-consumption of the entire production (facilitated in those cases it can access the “Scambio sul posto” or Net metering), a long time is still needed to reach the “market parity” (when the cost of production is equal to or lower than the wholesale electricity price), even taking into account the likely increase in the long term of the costs of gas and of those associated to the emitted CO2.

Highrangeresidential

systems

Lowrangeresidential

systems

Highrangemodules

Lowrangemodules

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

USD

/Wp

Evolution of PV modules and small-scale systems prices in selected

reporting countries of IEA PVPS

24

Nevertheless, the decrease in the cost of energy produced by PV and the increasing importance of environmental issues will ine-vitably lead to a penetration of PV plants, as well as that of other non-programmable renewable energy sources (NPRES), in national electrical system, with more and more high shares of electrical pro-duction. At the same time, the use of electric storage systems in support to the PV and other NPRES more and more often will ac-company the introduction of this source, favoring the self-consump-tion of produced energy, and helping to maintaining high levels of electric system power quality.

Meanwhile, the significant penetration of PV plants into the na-tional electricity system is producing both positive and negative ef-fects on the system.

Positive effects■■ PV power is installed on the distribution networks of medium

and low voltage, lowering power flows in the transmission lines;■■ PV production occurs in daylight hours (when load is greater)

and reaches a peak in the summer season (when the load is hi-gher, due mainly to the increasing use of electric air conditio-ners); this will therefore reduce the peak demand (peak shaving) with consequent limitation of the maximum values of the requi-red programmable power generation;

■■ during the middle of the day, the energy prices are lower, due to the PV energy production which is offered on the market even at zero price (because the variable cost of production is negligi-ble); this drop in energy price results in a benefit for consumers (representing a “return” part of the provided incentives). The amount of the refund is not simple to assess; anyway, in this regard a study of Althesys estimated for 2014 reductions of PUN (Prezzo Unico Nazionale or Single National Price) between 5,8 and 24 €/MWh and consequent savings for consumers amoun-ting to 896 million Euro.

Negative effects■■ PV plants in recent years have resulted in a steeper daily profile

of the residual demand for the electricity system, posing major challenges to its flexibility resources (for example, residual de-mand is often low in the middle of the day, but with steep ramps in evening hours);


Summary

■■ due to the uncertainty of PV power generation prediction, the electricity network operators must arrange greater amount of re-serve power to be used for the real-time balancing, which entails a certain rise in costs of the dispatching service;

■■ the increase of the PV generation is causing a progressive re-duction of the “inertia” of the national electricity system, which in the perturbed network situations can increase the risk of outages;

■■ in the event of a short circuit on the network, PV plants can sup-ply a limited contribution to ensure stability, as they are cha-racterized by short circuit currents of only about 1,5 times the rated current.

In light of what has been discussed, it should therefore be pur-sued with unwavering commitment the way, already faced, to re-gulate accurately the connection of new PV plants in the national electric grid, to ensure the quality of the service. This should not, however, become a useless and harmful obstacle to the development of this technology.

As regards the amount of PV power that can be installed in Italy in the next few decades, as well as their contribution to the natio-nal energy system, several scenarios have been investigated which, however, have wide ranges of variability; for example, it has been as-sessed for 2030 an installed power between 25 and 45 GW and an an-nual production from 34 to 62 TWh (which would represent a share of demand on the network covered by that source between 10% and more than 20%). Following these scenarios, and assuming as a target for PV power installed in 2030 the value of 35 GW, before that date it will be necessary to install in Italy two different types of PV plants:

distributed generation plants, made up of small plants on home rooftops and medium plants on industrial/commercial buildings, in which an extensive use of self-consumption is possible; this model will probably be more realistic if we consider the appli-cation of supporting mechanisms (especially the so called User Efficient Systems, SEU in Italian), but it will not be enough be-cause of the actually available roof surface. In fact, according to several studies (including those of CNES and IEA PVPS) the surface coverage of buildings used for PV installations in Italy is estimated between 400 and 700 km2; taking into account tech-nical constraints (sun exposure, shading between module rows or shading caused by surrounding buildings) and urban/artistic constraints, as well as the installation of solar thermal systems,

26

it can be assumed that the PV power realistically installable on buildings is not enough to reach a target of 35 GW; it is therefo-re essential to include an additional quota of large and medium plants on ground, valued conservatively at 7-8 GW;

centralized ground plants, to offer electric energy on the stock exchange or within bilateral agreements; this model has the pos-sibility to achieve the total power required, but is not easily fe-asible due to the current limitations on the use of ground; how asked by operators, this would require a government plan with appropriate cooperation of local authorities to overcome these li-mitations, for example through the use of areas already provided with authorization and connected to the grid, of abandoned in-dustrial areas and of areas not usable for agriculture; everything should be accompanied by a regulation which will simplify the existing Unique Authorization (Autorizzazione Unica) procedure.

The plants of the latter category will have an advantage in terms of economies of scale, but also the major drawback of ha-ving to face the wholesale prices. Then, it is reasonable to expect that in a first phase the potential for PV plants on buildings will be exploited, operating in Net metering, or with a strong fraction of self- consumption.

In any case, to achieve the cumulative installed power values sta-ted as objective to 2030, it is clear that it is necessary a considerably higher growth rate than the current one (about 0,4 GW/year). Some solutions that may allow higher growth rates are the following:

■■ keeping, at least in the medium term (10-15 years), the currently in force obligation on new buildings and tax benefits, as well as the exemption, at least partially, from the electric network and system charges; priority should be given to the regimes that pro-mote the energy self-consumption;

■■ maintaining and increasing the simplicity, speed and certainty of the authorization processes (building and environmental codes) as well as procedures for the connection to the electric grid and those for access to the various forms of benefits (like as SEU and Net metering);

■■ study and implementation, with the participation of both public and private financial sector, of access to financing and insurance schemes; these mechanisms should highlight how it is possible


Summary

to minimize risk and equity commitment for the user/producer, relying in terms of guarantees on the value of produced energy (due to the reliability and longevity of this technology);

■■ maintaining and strengthening public and private investment in the technology innovation (more efficient and competitive PV technologies; power electronics with advanced features; storage systems with best ratio useful life/initial cost) and in the new applications (optimization of the coupling of modules/inverter/storage; advanced software for management and forecasting of energy production/consumption; hybrid systems that take ad-vantage of different, complementary energy sources; optimal combination of self-production of electricity/heat/cold from re-newable sources, jointly with energy efficiency measures).

Based on the above, it is very important to understand in mo-re detail the current state of technology of PV plants, the expected evolution of technology and the costs, as well as their impact on the electricity system. These issues are analyzed in the various chapters of this publication.


In questi ultimi anni si è registrato nei Paesi industrializzati un forte incremento delle installazioni di impianti fotovoltaici connes-si alla rete elettrica. Alla fine del 2015 in tutto il mondo sono stati installati impianti per circa 227 GW, con un incremento annuo del 28%. Nello stesso anno in Italia gli impianti fotovoltaici in esercizio hanno raggiunto le 660.000 unità per 18,9 GW installati e con i 25,2 TWh elettrici prodotti hanno soddisfatto l’8,0% del fabbisogno an-nuale di energia elettrica.

Una così rilevante presenza di impianti nel sistema elettrico con-tribuisce, oltre che alla riduzione delle emissioni climalteranti, alla diversificazione delle fonti primarie di energia, con conseguente mi-nore dipendenza dall’estero e con minore utilizzazione degli impian-ti a ciclo combinato a gas naturale.

La diffusione di questa tipologia di generazione, sin qui sostenu-ta dalla promozione delle fonti energetiche rinnovabili nell’ambito della strategia europea volta ad una crescita sostenibile e alla tutela dell’ambiente con riduzione delle emissioni, sta proseguendo in Ita-lia, seppure a ritmo più contenuto, in quanto gli impianti fotovoltaici sono una fonte energetica a costo competitivo in aeree geografiche caratterizzate da una buona radiazione solare.

Si ritiene, inoltre, che la diminuzione del costo dell’energia pro-dotta e la sempre maggiore rilevanza dei temi ambientali comporterà inevitabilmente una penetrazione degli impianti FV e di altre fonti rinnovabili non programmabili, anche con il sostegno di sistemi di accumulo elettrico, nei sistemi elettrici con percentuali sempre più rilevanti.

È quindi fondamentale per il sistema elettrico nazionale conosce-re gli effetti di tale trasformazione, giacché già adesso la consistente penetrazione degli impianti sta producendo effetti sia positivi sia ne-gativi sul sistema stesso.

Oltre a ciò, di seguito ci si pone l’obiettivo di fornire indicazioni su alcuni aspetti, quali:

■■ la regolamentazione della connessione di nuovi impianti nel si-stema elettrico per garantire la qualità del servizio, senza che ciò divenga un inutile e dannoso ostacolo allo sviluppo di questa tecnologia;

■■ l’effetto sul sistema industriale e sul piano occupazionale delle attività sugli impianti fotovoltaici, attualmente rivolte principal-mente alla manutenzione e al revamping;

■■ le possibili tipologie di impianti che, in Italia, possono consentire

Introduzione

30

Introduzione

di raggiungere i livelli di potenza installata cumulativa indicati da vari scenari come obiettivo al 2030;

■■ le soluzioni da adottare per consentire tassi di crescita delle in-stallazioni più elevati di quelli attuali, pur nel rispetto dei vincoli ambientali ed economici.

Per raggiungere tale obbiettivo ci si avvale dell’analisi di:

■■ stato dell’arte della tecnologia fotovoltaica, che si è consolidata soprattutto mediante l’utilizzo di moduli in silicio cristallino;

■■ stato della ricerca;■■ prestazioni energetiche e affidabilità degli impianti;■■ buona pratica di installazione, nonché di O&M, per mantenere in

corretto funzionamento il parco di generazione;■■ aspetti ambientali relativi al recupero e al riciclo dei moduli a

fine vita;■■ consistenza della capacità manifatturiera dell’industria italiana e

della struttura organizzativa dei gestori di impianti;■■ evoluzione e composizione dei costi della generazione;■■ agevolazioni e obblighi di installazione di impianti in Italia.


1

L’energia solare ha da sempre costituito per l’uomo la fondamen-tale risorsa che ha consentito lo sviluppo della vita sulla Terra.

Il ricorso all’energia solare ha visto come prime applicazioni la coltura di cereali su ampia scala. Tuttavia nel corso dei vari seco-li non è stato possibile utilizzare questa fonte per un’apprezzabile produzione di calore, a causa della sua bassa densità, sebbene la sua applicazione per riscaldare gli edifici risalga agli antichi Greci.

Arrivando ai giorni nostri, con la crisi petrolifera del 1973 la ne-cessità di trovare alternative al petrolio fece crescere l’interesse per l’energia solare, sia per un possibile sfruttamento del calore per usi civili e industriali, sia per la produzione di elettricità. Infatti, proprio in quegli anni si stavano sperimentando le prime applicazioni terre-stri dell’energia elettrica prodotta da fonte solare.

La possibilità di trasformare l’energia solare in energia elettrica era stata indicata già nel 1839, quando Alexandre Edmond Becquerel scoprì il principio fisico della conversione fotovoltaica, ma solo dopo il 1950 si registrò un effettivo sviluppo tecnologico, su impulso del-

Cenni storici

Il primo impianto fotovoltaico installato da ENEL - Pn=1 kWp

(Misterbianco, Catania, 1981).

FIGURA 1.1

32

1

le esigenze energetiche dettate dalle prime applicazioni nei satelliti terrestri.

Agli inizi del decennio 1980, anche in Italia cominciarono a es-sere percepiti i rischi connessi all’esaurimento dei combustibili tra-dizionali e ai forti inquinamenti ambientali in grado di minacciare la sopravvivenza stessa dell’ecosistema terrestre. In questo contesto, il ricorso alle energie rinnovabili, quali quella solare, l’eolica e le biomasse (oltre ovviamente all’idroelettrica che in Italia era già am-piamente utilizzata), cominciava ad essere visto come una possibile soluzione al problema energetico, oltre che ambientale.

Nello stesso decennio e in quello successivo, la ricerca nel foto-voltaico vede l’Italia impegnata in un ampio programma che spazia dalla ricerca sui materiali allo sviluppo di medi e grandi impianti fo-tovoltaici collegati alla rete, grazie anche all’impegno di ENEA, ENEL e alle prime industrie italiane nel settore (Ansaldo, ENI, Helios Te-chnology, ...). In quegli anni varie attività sperimentali vengono av-viate da ENEL e da ENEA, mediante la creazione di centri di ricerca per l’energia solare: rispettivamente, la Conphoebus a Catania e il Centro sperimentale di Manfredonia (FG).

Segnaliamo alcune tra le varie attività sperimentali per la ricerca fotovoltaica svolte in quegli anni da ENEL ed ENEA.

Impianto fotovoltaico installato da ENEL presso Conphoebus - Pn=1 kWp

(Catania, 1983).

FIGURA 1.2


Cenni storici

Sistemi fotovoltaici con accumulo per l’alimentazione di utenze isolate

Concepiti per soddisfare le esigenze primarie di singole utenze abita-tive o produttive situate in località remote, questi sistemi sono stati rea-lizzati soprattutto nell’ambito di progetti dimostrativi (EU Valoren, ENEL Progetto Case sparse, ...). Fra le principali realizzazioni, si ricordano gli oltre 250 impianti isolati per complessivi 400 kW realizzati da ENEL nell’ambito del programma di elettrificazione di utenze remote italiane, finanziato dal Programma Europeo Valoren. Alla fine del 2000 gli impian-ti fotovoltaici installati in Italia per l’alimentazione di singole utenze isola-te presentavano una potenza cumulativa pari a circa 5 MW [1].

Sistemi ibridi fotovoltaici-diesel per l’alimentazione di piccole reti per comunità isolate

Concepiti per soddisfare le esigenze primarie di gruppi di utenze abitative o produttive situate in località remote, questi sistemi erano collegati mediante piccole reti elettriche e non si ponevano l’obietti-vo di sostituire i generatori a combustibile fossile, bensì di utilizzare una fonte energetica locale per soddisfare seppur parzialmente i fab-bisogni elettrici; tra questi spicca l’impianto da 80 kW di Vulcano in grado di produrre circa 100 MWh/anno, realizzato da ENEL nel 1984 nell’ambito di un progetto dimostrativo europeo e tuttora in esercizio.

Alla fine del 2000 gli impianti fotovoltaici installati in Italia per l’alimentazione di gruppi di utenze isolate non domestiche presenta-vano una potenza cumulativa pari a circa 6 MW [1].

Impianti di generazione o di supporto alla rete di media tensione (centrali fotovoltaiche)

Realizzati a partire dal 1993 da ENEL ed ENEA, erano dotati di una potenza compresa tra alcune centinaia di kW e alcuni MW e furono realizzati per operare connessi alla rete in MT; un esempio di centrale fotovoltaica è quella realizzata da ENEL a Serre Persano (SA). Quando è entrata in esercizio nel 1995, questa centrale con la potenza di 3,3 MW costituiva la più grande in esercizio nel mondo; i moduli di 7 dei 10 suoi sottocampi e gli inverter erano stati realizzati in Italia, mentre i moduli degli altri sottocampi erano stati realizzati in Francia, Giappone e USA.

Nello stesso periodo anche ENEA ha installato centrali fotovoltai-che, nell’ambito di un programma dimostrativo denominato PLUG (Photovoltaic Low cost Utility Generator), basato su unità modulari da

34

Cenni storici1

100 MW per impianti FV multi megawatt; impianti PLUG sono stati realizzati a Vulcano, in collaborazione con ENEL, a Casaccia (RM) e a Manfredonia (FG).

Alla fine del 2000 gli impianti fotovoltaici installati in Italia con-nessi alla rete elettrica in BT o MT presentavano una potenza cumu-lativa pari a circa 8 MW, di cui 1,2 MW per impianti distribuiti e 6,8 MW per impianti centralizzati [1].

Come evidente dalla ripartizione della potenza fotovoltaica in-stallata nelle tipologie sopra indicate, alla fine del 2000 le applicazio-ni del fotovoltaico in Italia erano prevalentemente isolate dalla rete: 11 MW, contro 8 MW connessi alla rete [1].

L’attività di ricerca e sperimentazione è proseguita in Italia nel corso degli anni successivi, soprattutto tramite ENEA, ENEL ed ENI, che hanno spesso collaborato fra loro e con il centro JRC ESTI (Ener-gy Solar Test Institute) di Ispra (VA), consentendo di sviluppare com-petenze specifiche nel settore che hanno permesso di sostenere da un lato le installazioni di impianti fotovoltaici e dall’altro lo sviluppo di un’industria italiana di settore.

Un consistente stimolo alla ricerca sulla tecnologia e alla sperimen-tazione di impianti fotovoltaici si è avuto a partire dal 2000 con il Pro-gramma “10.000 tetti fotovoltaici” che fino al 2004 ha incentivato in con-to capitale (con quote che dal 75% sono state poi ridotte al 50%) la rea-lizzazione di impianti per una potenza complessiva di 7,7 MW, mentre a partire dal 2005, con il Programma di incentivazione “Conto Energia Fotovoltaico” è stata avviata una consistente realizzazione di impianti.


2

2.1 POTENZA INSTALLATA ED ENERGIA PRODOTTA NEL MONDO

Alla fine del 2015 nel mondo erano installati circa 227 GW1 di im-pianti fotovoltaici per la produzione di energia elettrica immessa in rete o auto-consumata in loco da utenze e comunità isolate dalla rete (Figura 2.1). L’incremento annuale è stato nel 2015 pari a circa 50 GW, ovvero una crescita del 28% rispetto al 2014 [0], mentre nel 2014 era stato pari a circa 40 GW, pari a circa il 24% rispetto al 2013 [2].

Circa il 60% delle installazioni, sempre nel 2015, sono state rea-lizzate nei Paesi asiatici, soprattutto in Cina (15,3 GW) e in Giappone (11,0 GW), mentre circa il 17% è stato registrato in Europa e il 15% negli USA; tutti gli altri Paesi installatori hanno raggiunto cumula-tivamente valori inferiori all’8%. La Cina, con i 15,3 GW del 2015, è il Paese con la maggiore potenza cumulativa installata (43,6 GW), seguito da Germania (39,7 GW) e Giappone (34,4 GW). L’Europa ha perso quindi, come già si era iniziato a manifestare nei tre anni pre-cedenti, il ruolo di mercato leader per questa tecnologia.

Andamento della potenza fotovoltaica installata nel mondo.

(fonte IEA PVPS [0])

1 La potenza fotovoltaica installata è indicata come somma delle potenze dei moduli fotovoltaici (quindi in corrente continua) in condizioni standard (STC) e non tiene conto delle varie perdite (soprattutto, per disaccoppiamento dei moduli, perdite per effetto della temperatura delle celle FV maggiore di 25°C, cablaggi e rendimento di inverter).

FIGURA 2.1

Le applicazioni in Italia e nel mondo

IEAPVPSCountries

NonIEAPVPS

Countries

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

250

200

150

100

50

0

GW

p

227,1

36

2

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

L’Italia, la Grecia e la Germania sono i primi tre Paesi per pene-trazione della generazione fotovoltaica nel sistema energetico nazio-nale, giacché l’energia prodotta nel 2015 ha coperto, rispettivamente, l’8%, il 7,4% e il 7,1% dell’energia richiesta dai carichi elettrici.

Andamento della potenza fotovoltaica installata in Italia, in relazione

ai vari programmi di incentivazione Conto Energia. (fonte IEA-PVPS [2])

FIGURA 2.2

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Impianticonnessiinrete(distribuiti)[< =200kW]

Impianticonnessiinrete(centralizzati)[> 200kW]

Totaleinstallatoannuo

Dati raccolti da RSE e ENEA nell'ambito dell'accordo di collaborazione internazionale IEA PVPS Task 1Strategic PV Analysis & Outreach

MW

p

18,92GW[+0,3GW]

1°ContoEnergia

2°ContoEnergia

3°ContoEnergia

4°ContoEnergia

5°ContoEnergia


Le applicazioni in Italia e nel mondo

2.2 POTENZA INSTALLATA ED ENERGIA PRODOTTA IN ITALIA

In Italia, a fine 2015, erano in esercizio circa 660.000 impianti per 18,9 GW installati e 25,2 TWh elettrici prodotti [0]; per l’Italia si considerano i dati statistici di Terna [3]. Tale ampia presenza di generatori fotovoltaici è avvenuta grazie agli incentivi del Conto Energia (Figura 2.2), risultati determinanti visto che il costo del kWh prodotto dalla tecnologia fotovoltaica era più elevato rispetto alle fonti tradizionali, soprattutto negli anni iniziali del Programma di incentivazione.

Il consistente trend di diminuzione dei costi degli impianti foto-voltaici sta comunque portando, nelle regioni più soleggiate (Sici-lia, Puglia, Calabria e Sardegna), a raggiungere la grid-parity (cioè il punto in cui l’energia elettrica prodotta con questa fonte energetica uguaglia il costo dell’energia prelevata dalla rete per l’utente finale). Infatti, in tali zone d’Italia la produzione di energia elettrica annua con impianti fotovoltaici (correttamente progettati, installati e gesti-ti) può raggiungere valori di 1.610 kWh/kWp a Messina contro i 1.450 a Roma e i 1.260 a Milano (vedi Tabella 3.1).

2.3 VOLUME D’AFFARI

Per quanto riguarda il volume d’affari generato dalla realizza-zione di impianti fotovoltaici, esistono vari studi pubblicati a livello internazionale da IEA [1] e SolarPower Europe;2 dati statistici per l’Italia sono pubblicati annualmente nei Rapporti delle attività del GSE. Da tali pubblicazioni è possibile trarre un quadro delle ricadute economiche e occupazionali del fotovoltaico.

In Italia, come del resto in altri Paesi europei, dove la realizzazio-ne di impianti fotovoltaici è avvenuta principalmente con il supporto delle incentivazioni governative (Conto Energia), con la conclusione di tali incentivi il volume d’affari si è notevolmente ridotto (Tabella 2.1), mantenendo comunque nel 2014 gli apprezzabili valori di 0,72 miliardi di euro di investimenti e di 1,06 miliardi di euro di spese per O&M.

2 SolarPower Europe (http://solarpowereurope.org) è stata costituita nel 2014 come riorganizzazione di EPIA (European Photovoltaic Industry Association)

38

Le applicazioni in Italia e nel mondo 2

Tale volume d’affari è stato generato in vari settori d’attività, prin-cipalmente ricerca e sviluppo, produzione, distribuzione, installazio-ne, manutenzione e formazione.

Valore del business FV in Italia e stima delle ricadute occupazionali

in termini di quantità di lavoro prestato nell’anno da un occupato

a tempo pieno. (fonte: Rapporti di Attività GSE 2013, 2014, 2015)

2012 2013 2014

Investimenti(miliardidieuro) 7,46 2,46 0,72

O&M(miliardidieuro) 0,76 0,67 1,6

Stimaoccupati(ULA)3,4 74.000 34.000 26.000

TABELLA 2.1

3 Unità di Lavoro Annuali (ULA), indicano la quantità di lavoro prestato nell’anno da un occupato a tempo pieno

4 La stima tiene conto sia delle ricadute permanenti (addetti alle fasi di esercizio e manutenzione degli impianti), sia delle ricadute temporanee (addetti alla progettazione, sviluppo, installazione e realizzazione degli impianti).

Le ricadute occupazionali sono comprensive di: dirette (addetti impiegati nel settore), indirette (addetti nei settori fornitori della filiera) e indotte (addetti in tutti i settori dell’economia in seguito al maggiore reddito generato dall’aumento della spesa degli occupati diretti e indiretti nel settore)


3

3.1 CONSIDERAZIONI SULLE PRESTAZIONI

Impianti con moduli in silicio cristallino e film sottiliCome riportato in differenti studi - un elenco esaustivo dei quali

è consultabile nel Rapporto IEA PVPS Task 13 [4] - i livelli presta-zionali degli impianti fotovoltaici sono progressivamente e costante-mente aumentati con il passare degli anni.

Le principali problematiche che in passato hanno limitato le pre-stazioni erano soprattutto legate ad errori progettuali, scarsa affida-bilità degli inverter d’impianto, ridotta efficienza degli algoritmi per l’inseguimento del punto di massima potenza (MPPT), lunghi tempi di riparazione dei componenti malfunzionanti e problemi derivanti dall’ombreggiamento dei moduli.

Il miglioramento tecnologico dei componenti d’impianto, in ter-mini di prestazioni e affidabilità, unitamente alla maggiore esperien-za acquisita dagli operatori del settore (installatori, manutentori, ec-cetera), hanno consentito di mitigare o risolvere buona parte delle sopramenzionate problematiche.

Valori tipici del Performance Ratio (PR o Fattore di prestazione1) degli impianti fotovoltaici sono passati da 50–75% negli anni ‘80, a 70–80% negli anni ‘90, fino a valori superiori l’80% negli ultimi anni. Indicativamente, a quanto emerso da analisi effettuate da RSE [5], un impianto ben funzionante presenta valori del PR di circa 80-85%; valori più bassi evidenziano problemi di funzionamento dell’impian-to e comportano una diminuzione della produttività, che può essere recuperata con un’opportuna manutenzione.

Gli impianti di grossa taglia sono generalmente caratterizzati da valori di PR più elevati e ciò è attribuibile, oltre che alla più attenta progettazione e selezione dei componenti, alla manutenzione accu-rata cui sono sottoposti, anche grazie a sistemi di monitoraggio e analisi dei dati di funzionamento.

Al di là di considerazioni di natura impiantistica (progettazione, ma-nutenzione, eccetera), il livello prestazionale di un impianto fotovoltai-co è influenzato in maniera preponderante dalle prestazioni energeti-che dei moduli FV che lo costituiscono. L’indicatore che meglio si presta

1 Il Performance Ratio è il principale indice prestazionale di un impianto fotovoltaico e rappresenta la frazione di energia generata rispetto a quella producibile teoricamente, indicato in dettaglio nella norma CEI EN 61724.

Prestazioni e affidabilità degli impianti

40

3

per valutare questo aspetto è il Performance Ratio, calcolato in corrente continua (PRcc). Esso presenta valori di qualche punto percentuale in più rispetto al PR, in quanto non tiene conto di tutta una serie di perdite energetiche che condizionano l’output finale dell’impianto (prime fra tutte, le perdite di conversione continua/alternata negli inverter).

RSE è da diverso tempo impegnata, anche in collaborazione con altri centri di ricerca (Eurac, ENEL Ingegneria e Innovazione), co-struttori di moduli e inverter e gestori di impianti, nella valutazione delle prestazioni energetiche di impianti di varie tecnologie e poten-za, installati sul territorio nazionale.

Nel grafico in Figura 3.1 sono sintetizzate le prestazioni energe-tiche degli impianti con moduli di differente tecnologia monitorati da RSE. In tale grafico è possibile relazionare, nel corso degli anni, la radiazione annuale incidente sul piano dei moduli con l’energia pro-dotta annualmente da ciascun impianto rapportata alla sua potenza nominale (cioè con la resa specifica dell’impianto fotovoltaico, che coincide con le ore annue equivalenti di funzionamento alla sua po-tenza nominale). I vari impianti sono stati suddivisi per sito d’instal-

Prestazioni energetiche degli impianti monitorati da RSE,

suddivisi per tecnologia dei moduli utilizzati (PRcc = Performance

Ratio in corrente continua annuale degli impianti).

FIGURA 3.1

2.000

1.900

1.800

1.700

1.600

1.500

1.400

1.300

1.200

1.100

1.000

900

800

700

600

Siliciocristallino-MI

Siliciocristallino-CT

Filmsottile-MI

Filmsottile-CT

1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200

Pro

duzi

one

ener

geti

caa

nnua

nor

mal

izza

taa

lla

Pno

min

ale

[kW

h/kW

p]

Radiazionesolareannuasulpianodeimoduli[kWh/m2]

PRcc90%

PRcc80%

PRcc70%

PRcc60%

PRcc50%

PRcc100%



lazione (Nord e Sud Italia) e per tecnologia di realizzazione (silicio cristallino e film sottile), mentre è indicato con linee il Performance Ratio in corrente continua annuale.

Risulta immediatamente apprezzabile la coesione su valori eleva-ti delle prestazioni dei moduli in silicio cristallino nei diversi anni, contrapposta alla “dispersione” dell’output energetico generato dai moduli realizzati nelle tecnologie in film sottile.

In seguito alle analisi effettuate da RSE, i moduli realizzati in sili-cio cristallino (poli e mono) si sono confermati i più performanti in termini di output energetico (PRcc medio intorno al 90%). I moduli in film sottile, al contrario, hanno mostrato prestazioni più variegate, con alcune tecnologie caratterizzate da prestazioni energetiche sod-disfacenti (CdTe) e altre particolarmente scadenti (silicio amorfo). In tutti i casi è stato registrato un consistente degrado nel tempo sia dell’output energetico, sia della potenza nominale (più sostenuto durante i primi anni di funzionamento).

Questi aspetti erano già abbastanza noti agli operatori del settore, per i quali il principale vantaggio dei moduli in film sottile risiedeva nel loro minor costo d’acquisto per unità di potenza. Tale vantaggio però è venuto progressivamente meno in seguito al crollo del prez-zo del silicio verificatosi negli ultimi anni e all’ottimizzazione delle tecniche di produzione delle celle al silicio cristallino, che hanno portato a una riduzione molto consistente del prezzo d’acquisto. In conseguenza di ciò, i moduli in silicio costituiscono oggi oltre il 90% dei moduli FV installati a livello globale e non sono previste inversio-ni di tendenza nel breve-medio termine.

Per meglio comprendere come le prestazioni dei moduli in dif-ferente tecnologia vadano ad influenzare la reale producibilità ener-getica di un impianto fotovoltaico, in Tabella 3.1 sono riportate le ore equivalenti di funzionamento ottenibili teoricamente da un im-pianto, in funzione della località di installazione e della tecnologia di realizzazione dei moduli utilizzati. Il territorio nazionale è stato qui diviso in tre macro-zone (Nord, Centro e Sud) e per tali zone sono stati considerati i valori della radiazione solare annua - ricavati a partire da misure effettuate da RSE - incidente su una superficie con inclinazione pari a 30° rispetto al piano orizzontale.

Per differenziare le varie tecnologie, sono stati considerati usua-li valori del PRcc per moduli in silicio cristallino e in film sottile (massimo e minimo) e sono stati quindi moltiplicati per un fattore costante (0,94) per tenere conto del rendimento di conversione degli inverter d’impianto più altre perdite di natura elettrica, in modo da ottenere una stima del Performance Ratio d’impianto.

42

3

La differenza di ore equivalenti di funzionamento ottenibili da una tecnologia rispetto a un’altra varia da un minimo di 150 (c-Si e film sottile al Nord) ad un massimo di oltre 300 (c-Si e film sottile nel Sud Italia).

I valori di producibilità degli impianti fotovoltaici in Tabella 3.1 sono stati dedotti tenendo conto che:

■■ i valori di radiazione solare sul piano dei moduli per ciascuna zona geografica provengono dalla media dei valori elaborati da RSE da propri rilievi;

■■ i valori di PR si riferiscono a impianti fotovoltaici di nuova instal-lazione (caratterizzati quindi da un miglioramento qualitativo di moduli e inverter) e correttamente progettati, installati e gestiti; pertanto questi valori sono in genere più elevati di quelli rileva-bili in impianti attualmente in esercizio.

Producibilità degli impianti al variare delle zone di installazione

e della tipologia di moduli utilizzati

(nel caso di impianti correttamente progettati, installati e gestiti).

TecnologiaZona

geografica

Radiazionesolare

supianomoduli[kWh/m2]PR

Producibilità

[kWh/kWp]

Siliciocristallino

Nord 1.4900,80 1.192

0,85 1.267

Centro 1.7100,80 1.368

0,85 1.454

Sud 1.9000,80 1.520

0,85 1.615

Filmsottile

Nord 1.4900,70 1.043

0,80 1.192

Centro 1.7100,70 1.197

0,80 1.368

Sud 1.9000,70 1.330

0,80 1.520

TABELLA 3.1



A scopo puramente indicativo, la producibilità specifica media per l’Italia risulta 1.710*0,80=1.368 kWh/kW. Ciò assumendo:

1.710 kWh/m2/anno come valore medio della radiazione solare in-cidente sul piano dei moduli per l’Italia, secondo i dati elaborati da RSE da propri rilievi;

80% come valore di PR riferito alla media fra i nuovi impianti in esercizio con moduli in silicio cristallino.

Ovviamente, per impianti con moduli in film sottile, giacché essi presentano valori di PR più bassi (in genere circa 0,7), la producibilità specifica media per l’Italia assume valori proporzionalmente più bassi.

Valori di produzione specifica media annua più bassi di quelli so-pra indicati sono stati ottenuti mediamente per gli impianti fotovol-taici in esercizio nel 2014, come riportato dai dati statistici di Terna sulla produzione nel 2014 in Italia [3]. È risultato infatti che nel 2014 la produzione specifica media annua degli impianti in esercizio sia stata mediamente pari a 1.206 kWh/kW.

Tale differenza è attribuibile a diversi fattori, ma principalmente al fatto che la maggior parte degli impianti attualmente in esercizio è stata realizzata con tempi molto ristretti di progettazione, approv-vigionamento dei materiali e installazione, al fine di rientrare nelle fasce di incentivazione con importi più elevati. Analisi di RSE su impianti campione [5] indicano per il 2014 un PR medio pari al 75%.

Impianti con moduli a concentrazione solareI moduli fotovoltaici a concentrazione solare (CPV), realizzati con

sistemi ottici che utilizzano componenti in rifrazione (lenti di Fresnel o diffrattive, prismi, eccetera) o in alternativa in riflessione (specchi), hanno avuto un costante miglioramento di prestazioni negli ultimi anni.

I dati di efficienza sono in buon accordo con la previsione dell’e-voluzione dei valori di efficienza dei moduli CPV riportata nella Stra-tegic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology (Figura 3.2). Si distinguono anche due società Italiane, ASSE e BECAR, che nel 2014 hanno raggiunto valori di efficienza di conversione pari al 32% utilizzando celle a tripla giunzione. Il dato mostrato da SOITEC (36,7%) è stato ottenuto utilizzando celle a quadrupla giunzione.

Le installazioni di sistemi fotovoltaici a concentrazione, che sono operative oramai da vari anni, consentono di effettuare anche una prima analisi dell’affidabilità e della producibilità di tali sistemi in condizioni operative.

44

3

3.2 STABILITÀ DELLE PRESTAZIONI NEL TEMPO

Impianti con moduli in silicio cristallino e film sottiliL’affidabilità a lungo termine dei moduli fotovoltaici e il manteni-

mento delle prestazioni iniziali nel tempo sono aspetti chiave per il suc-cesso commerciale di tale tipologia di impianto, ossia per l’ottenimento dei tempi di rientro dell’investimento previsti in fase di progetto.

Infatti, un degrado delle prestazioni superiore alle previsioni si traduce direttamente in minore energia generata e, di conseguenza, in minori introiti economici.

Essendo queste informazioni di grande interesse per tutti gli sta-keholder nel settore (grandi compagnie, utility, investitori, società di O&M, ricercatori, eccetera) sono stati effettuati numerosi studi relativa-

Previsione dell’evoluzione dei valori di efficienza dei moduli CPV

secondo la Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy

Technology e rilevazioni sperimentali

(valori di efficienza in condizioni standard, AM 1.5 e D=1.000 W/m2).

FIGURA 3.2

60

50

40

30

20

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Effic

ienz

a[%

]

BecarAsse

Soitec

Amonix

Semprius



mente ai più comuni fenomeni di degrado che si manifestano su modu-li FV di differente tecnologia e sulla correlazione tra l’insorgere di questi fenomeni e la conseguente diminuzione delle prestazioni nel tempo.

Come indicato nel Report IEA-PVPS Task 13 [4], sono molteplici i fenomeni di degrado che si possono manifestare durante il funzio-namento in campo di un modulo FV, sebbene statisticamente alcune tipologie siano più frequenti in determinate fasi della sua vita utile.

Moduli aventi difetti di produzione, o che hanno subito danneg-giamenti durante le fasi di trasporto e montaggio, sono più propensi a manifestare un degrado consistente delle prestazioni già durante i primi mesi di esposizione. I difetti che si manifestano statistica-mente in modo più frequente sono: guasti a livello di junction box, rottura del vetro, difetti nelle connessioni elettriche tra le celle, dela-minazione, fratture nelle celle.

Fra i fenomeni di degrado, una menzione speciale deve essere fatta per il fenomeno conosciuto come LID, Light Induced Degrada-tion, che consiste in una diminuzione particolarmente rapida delle prestazioni di differenti tecnologie di moduli (in particolare per i film sottili) durante i primi mesi di esposizione alla luce, con pre-stazioni che si vanno poi a stabilizzare nel tempo. Questo fenomeno di degrado è inevitabile per alcune tecnologie (in particolare per il silicio amorfo, con una diminuzione iniziale della potenza dal 10 al 30%) e nel caso dei moduli in silicio cristallino è già considerato a priori dai costruttori per la determinazione della potenza nominale dei moduli stessi, giacché viene misurato dopo l’esposizione del mo-dulo ad un determinato livello di radiazione solare.

I difetti che si possono verificare dopo alcuni anni di esposizione sono molteplici, sebbene la loro occorrenza sia notevolmente dimi-nuita a causa dell’evoluzione in senso restrittivo delle norme per la qualificazione di tipo e la progressiva adozione di tali norme co-me standard minimo di riferimento da parte dell’industria. Tra i più frequenti si riportano: danneggiamenti delle connessioni elettriche, PID (Potential Induced Degradation), malfunzionamenti dei diodi di bypass, hot spots, problemi con l’incapsulante.

I fenomeni di degrado che invece si manifestano solitamente a fine vita utile di un modulo, quindi trascorsi 20 o più anni di funzio-namento in campo, sono: delaminazione, perdita di isolamento (an-che in seguito a rottura delle celle), corrosione del laminato (quale ad esempio lo scolorimento dell’incapsulante), eccetera.

I fenomeni di degrado sopra elencati possono avere un impatto molto variabile sulle prestazioni dei moduli e sulla loro diminuzione nel tempo, in funzione della tecnologia costruttiva del modulo, della

46

3

qualità di realizzazione e dei materiali utilizzati, delle condizioni cli-matiche del sito di installazione e di molti altri parametri.

È quindi particolarmente arduo quantificare e prevedere con un ragionevole grado di sicurezza la diminuzione media annua della po-tenza dei moduli (degradation rate) per le differenti tecnologie.

Uno studio di NREL [6], fra i più rappresentativi effettuati su questo argomento in termini di ampiezza del campione analizzato, riporta una diminuzione media della potenza dei moduli FV (misu-rata in condizioni standard) pari a 0,8%/anno (percentuale calcolata rispetto alla potenza nominale iniziale del modulo).

È stato riscontrato che questo valore, relativo prevalentemente a moduli in silicio policristallino, va a ridursi lievemente se si con-siderano solo moduli in Si-monocristallino (circa 0,5%/anno) e ad aumentare per i vari film sottili (valori compresi tra 1 e 2%/anno).

Tutto ciò sembra trasmettere quindi un messaggio rassicurante agli utenti finali in quanto, limitatamente ai moduli in silicio cri-stallino, viene ribadito che le garanzie offerte dai produttori sulle

Due tipici difetti rilevati su un modulo c-Si.FIGURA 3.3

Principiodidelaminazione

ImbrunimentoEVA



prestazioni dei moduli sono in media rispettate (giacché solitamente è garantito l’80% della potenza nominale dopo 25 anni di funziona-mento, ossia una diminuzione di 1%/anno).

Risultati ottenuti da RSE [5] tramite le attività di monitoraggio del funzionamento di impianti FV sperimentali realizzati in differenti tecnologie (in corso da oltre 6 anni) appaiono in linea con i valori del NREL, in quanto la diminuzione media della potenza nominale iniziale è risultata pari a:

■■ 0,8%/anno per i moduli in silicio cristallino (poli, mono e HIT);■■ 2,1%/anno per i moduli in film sottili (Si-amorfo, CIGS e CdTe).

Per quanto riguarda i moduli in film sottile è bene tenere a mente il già menzionato fenomeno del LID, che avendo luogo nei soli primi mesi di funzionamento può portare alla sovrastima del degradation rate se misurato nella fase iniziale.

Ovviamente la diminuzione della potenza nominale dei moduli

Andamento del PRcc su base annua per gli impianti monitorati da RSE

presso la propria sede di Milano.

FIGURA 3.4

100%

95%

90%

85%

80%

75%

70%

65%

60%

2009 2010 2011 2012 2013 2014

HIT

Si-poli

Si-mono

Si-amorfo

CdTe

CIS1

CIS2

48

Prestazioni e affidabilità degli impianti3

FV si traduce in maniera quasi direttamente proporzionale in una diminuzione dell’energia generata, anche se la proporzionalità non è sempre diretta in quanto i fenomeni di degrado possono avere conse-guenze diverse sulle prestazioni a STC o a differenti condizioni di ir-raggiamento e temperatura (in particolare ad irraggiamenti ridotti).

In Figura 3.4 è riportato come esempio l’andamento del Perfor-mance Ratio in corrente continua (PRcc) negli impianti FV di RSE ai quali sono correlati i degradation rate citati in precedenza; nei moduli confrontati, la diminuzione media del PRcc è risultata pari a 0,6%/anno per i moduli in c-Si e 1,6%/anno per i film sottili e ciò conferma - se si confrontano questi valori con quelli sopra indica-ti - come una diminuzione della potenza a STC non comporta ne-cessariamente un calo in eguale misura della produzione energetica dell’impianto.

Impianti con moduli a concentrazione solareSono ormai numerose le installazioni di impianti a concentrazio-

ne in esercizio da vari anni ed è quindi possibile effettuare un’analisi preliminare della loro affidabilità e producibilità.

SOITEC ha fatto riscontrare valori del Performance Ratio pari a 80% in 2 centrali CPV installate in Spagna (da 263 kW e 139 kW) e in una installata in Sudafrica (da 77 kW) e non sono stati rilevati degra-di apprezzabili nelle prestazioni in 6 anni di vita operativa [7], come verificato da NREL.

Lo stesso NREL ha anche eseguito tre anni di test sui moduli di SEMPRIUS a Golden, Colorado, e non ha rilevato alcun degrado. SEMPRIUS ha installato un sistema da 1 kW a Tucson, e un sistema da 3,5 kW a Charlotte, confermando in entrambi gli impianti la co-stanza delle performance in tre anni di sperimentazione [8].

Sicuramente la sperimentazione più importante sull’affidabilità riguarda le due centrali ad alta concentrazione di SUNCORE (da 50 e 60 MW), installate in Cina nel 2012 e nel 2013. SUNCORE ha mo-strato dati interessanti sia sui fattori di perdita di questa tipologia d’impianti, sia sulla possibilità di fare delle stime accurate sull’ener-gia producibile [9].


4

L’esecuzione puntuale della manutenzione programmata e non programmata di un impianto fotovoltaico risulta di fondamentale im-portanza per garantire il mantenimento di livelli prestazionali soddi-sfacenti e ottenere la resa energetica, e di conseguenza economica, prevista in fase di progetto.

Gli impianti FV sono generalmente abbastanza affidabili se con-frontati con altre tecnologie per la generazione di energia; si ha as-senza o quasi di parti meccaniche in movimento (fatta eccezione per eventuali strutture ad inseguimento solare); non si ha alimen-tazione di combustibile, generazione di rumore, scorie o emissioni inquinanti in atmosfera. Inoltre vengono utilizzati componenti che sono solitamente caratterizzati da una lunga aspettativa di vita e da manutenzione ridotta rispetto, ad esempio, ad una centrale termoe-lettrica tradizionale.

Considerazioni di questo tipo potrebbero indurre a sottovaluta-re la (poca) manutenzione necessaria ma, sebbene il livello di ma-nutenzione richiesto o raccomandato possa variare notevolmente a seconda della tipologia dell’impianto o di eventuali obblighi con-trattuali sulla produzione energetica, è possibile identificare alcune azioni minime che è bene eseguire periodicamente in quanto, se tra-scurate, potrebbero favorire il manifestarsi delle problematiche con conseguente riduzione della prevista produzione energetica.

Occorre inoltre tenere presente che un impianto fotovoltaico, co-me qualsiasi impianto elettrico, è soggetto all’obbligo giuridico di ef-fettuare la sua regolare manutenzione tramite un piano di interventi basato su procedure ben definite.

Relativamente al contesto italiano, è sempre maggiore il numero di imprese specializzate in attività di O&M di impianti fotovoltaici. Ciò è dovuto sia al drastico calo delle installazioni FV negli ultimi anni, che ha causato uno spostamento del core business di molti ope-ratori dalle nuove installazioni ad attività di O&M, sia al fatto che molti impianti installati negli anni del boom (2010-2012) non sono più coperti dalle garanzie (contratti di manutenzione) stipulate in fase di costruzione, che si estendevano solitamente dai 3 ai 5 anni.

4.1 VERIFICHE PERIODICHE E MANUTENZIONE

Le attività di manutenzione di un impianto FV si possono ge-neralmente distinguere in due macro-categorie, come indicato nella norma CEI 0-10 [10]: ordinaria e straordinaria.

La gestione

50

4

Manutenzione ordinaria. Può essere 1) programmata, includendo azioni periodiche quali ispezione, test in campo, pulizia, taratura dei sensori, eccetera; 2) non programmata, quale ad esempio la sostituzione di apparecchiature elettroniche o degli stessi moduli FV (in seguito a malfunzionamento causato da usura o altro) con altre aventi caratteristiche equivalenti.

La manutenzione ordinaria comprende quindi tutti le opera-zioni finalizzate al mantenimento delle prestazioni energetiche previste in fase di progettazione e di messa in servizio dell’im-pianto nonché a far fronte ad eventi accidentali, senza tuttavia modificare la struttura essenziale dell’impianto stesso.

Sono comprese nella manutenzione ordinaria azioni, da ese-guire con cadenza almeno annuale, quali:

■■ ispezione visiva, al fine di verificare lo stato di salute di tutti i principali componenti dell’impianto, per individuare eventuali segni di degrado;

■■ eventuale consolidamento dell’ancoraggio delle strutture di so-stegno dei moduli e verifica delle loro condizioni;

■■ per impianti installati a terra, rimozione periodica della vegetazione antistante i moduli, giacché anche l’ombreggiamento di una porzio-ne limitata di modulo può avere conseguenze importanti sull’output energetico della stringa di appartenenza; il controllo e la eventuale rimozione della vegetazione devono essere eseguiti anche nelle vici-nanze delle apparecchiature elettroniche, in particolare gli inverter, in quanto la vegetazione può essere causa di ridotta ventilazione (e conseguente surriscaldamento delle apparecchiature, che ne an-drebbe a ridurre la vita utile) nonché di sviluppo d’incendio;

■■ intervento sui moduli fotovoltaici mediante:■◆ pulizia della superficie frontale (se possibile); la frequenza di

questa operazione può variare a seconda della località e della modalità d’installazione dell’impianto (in climi temperati e con una inclinazione superiore a 20 gradi può essere ritenu-ta sufficiente l’azione pulente delle precipitazioni atmosferi-che); in questo ambito è da ricordare che, se possibile, la pu-lizia dei moduli deve essere effettuata in condizioni di basso irraggiamento solare al fine di minimizzare lo shock termico subito dai moduli stessi;

■◆ verifica dell’integrità con analisi termografiche;■◆ verifica, a campione, dell’isolamento elettrico e dei parametri

elettrici in condizioni di corto circuito, di circuito aperto e di normale funzionamento;


La gestione

■◆ verifica di eventuali infiltrazioni di umidità, danni alla corni-ce, al vetro frontale o all’incapsulante polimerico, di fenome-ni di delaminazione (ossia distaccamento dell’incapsulante dalle celle FV), corrosione del materiale attivo o dei contatti elettrici (hot spots), imbrunimento delle celle.

■■ intervento su inverter; in questo caso i requisiti di manutenzione variano molto in funzione della taglia e della tipologia di inverter; malfunzionamenti degli inverter sono causa molto frequente di fuori servizio di impianti FV, anche se negli ultimi anni l’affida-bilità e le prestazioni di questi componenti sono notevolmente migliorate;

■■ intervento sui quadri di parallelo stringhe e sugli altri quadri elet-trici d’impianto;

■■ verifica della condizione dei cavi; frequenti sono i casi di cavi installati non correttamente (cavi penzolanti) che dopo qualche anno di esercizio subiscono deterioramenti con perdite sensibili dell’isolamento elettrico;

■■ taratura periodica dei sensori di misura.

Manutenzione straordinaria. Consiste nella sostituzione di un componente con uno avente caratteristiche diverse; rientra in questa categoria qualsiasi intervento che preveda la modifica dei circuiti elettrici e quindi la redazione di una nuova Dichiarazione di conformità dell’impianto elettrico.

Manutenzione assistita dal monitoraggio dell’impianto. La ma-nutenzione ordinaria può essere agevolata e meglio indirizzata con un adeguato monitoraggio operativo dell’impianto (con vi-sualizzazione anche da postazioni remote) e con l’analisi delle prestazioni energetiche che consentono la diagnostica tempesti-va di eventuali problematiche. Variazioni anomale dei parametri elettrici rispetto ai valori attesi possono essere indice di un po-tenziale problema.

In alcuni casi, problematiche individuate da remoto mediante il monitoraggio diretto o il confronto con le previsioni possono richiede-re indagini più approfondite, tramite verifiche da eseguire in campo.

Manutenzione predittiva. Costituisce un ulteriore aiuto alla manu-tenzione assistita; è effettuata tramite la modellazione numerica del comportamento dei principali componenti dell’impianto foto-voltaico (soprattutto moduli e inverter) e può individuare even-tuali guasti incipienti nei componenti dell’impianto.

52

4

Questa procedura è notevolmente migliorata giacché sono disponibili numerosi modelli, validati nel tempo tramite il con-fronto con dati reali (ad esempio, i modelli sviluppati nell’ambito dell’IEA PVPS Task13). Risulta così più attendibile la previsione del comportamento elettrico ed energetico di un impianto FV in funzione delle condizioni ambientali (temperatura ambiente, ir-raggiamento solare, eccetera), rendendo possibile l’individuazio-ne di eventuali scostamenti dai valori attesi.

Procedure di verifica in sito. Per verificare il corretto funziona-mento dei moduli e delle stringhe di moduli su cui sono state riscontrate anomalie in fase di manutenzione assistita, è opportu-no che siano sottoposte a una serie di verifiche, quali soprattutto:

■■ verifica dell’isolamento elettrico e misura della tensione e della cor-rente in varie condizioni operative, secondo la norma CEI EN 62446;

■■ misura della caratteristica tensione–corrente (I-V) secondo la norma CEI EN 61829;

■■ termografia, che consente di individuare variazioni anomale del-la temperatura causate da difetti e malfunzionamenti dei compo-nenti, connessioni difettose, corrosione e danni fisici.

Future tendenze per una manutenzione più efficace e meno co-stosa. Il focus degli operatori si sta orientando sempre più sul moni-toraggio centralizzato degli impianti, sullo sviluppo e sull’utilizzo di sistemi di monitoraggio e controllo più “intelligenti”, ottimizzazione delle attrezzature e parti di ricambio (per minimizzazione tempi di intervento e quindi di downtime dell’impianto), robotica e droni.

Si sta diffondendo sempre più l’utilizzo di droni attrezzati con termocamera per l’analisi di grandi impianti fotovoltaici. Esempi di queste pratiche sono già attivi presso vari operatori e centri di ricerca. Fra gli operatori, si cita First Solar che utilizza droni per effettuare la termografia di impianti con propri moduli al CdTe; i dati visivi vengono quindi incrociati da un software con i dati prestazionali per indirizzare i robot che si occupano della pulizia nelle sezioni d’impianto con comportamenti anomali.

Fra i centri di ricerca, si segnala l’Electric Power Research Institute (EPRI) che nel suo Libro Bianco [11] esamina come i gestori degli im-pianti possono trovare benefici con l’utilizzo di sistemi senza pilota per l’O&M di grandi impianti. Il documento indica proprio nell’utilizzo dei droni un vantaggio notevole, sia in termini di tempo, sia di costo, per l’O&M di grandi impianti, specie nei casi di difficile accessibilità.


La gestione

4.2 REVAMPING E REPOWERING

Gli impianti fotovoltaici che, nonostante le attività di manuten-zione ordinaria e straordinaria, continuano a presentare prestazioni energetiche non soddisfacenti sono in genere soggetti ad interventi di riqualifica, per riallineare i risultati di esercizio al business plan ed evitarne una progressiva e irreversibile compromissione.

Nell’effettuare tali interventi si può operare in due differenti mo-dalità: repowering o revamping dell’impianto.

Repowering. Consiste nella sostituzione di macchine e compo-nenti vecchi, obsoleti o inefficienti con componenti più recenti aventi quindi prestazioni energetiche superiori. Per gli impianti fotovoltaici, l’intervento di repowering consiste principalmente nell’introdurre modifiche parziali o totali dei moduli e/o inverter, nonché dei loro collegamenti, in modo tale da incrementarne la potenza nominale e la produzione annua.

Revamping. In questo caso non si tratta di terminologia definita da regole legislative o normative, bensì da prassi sviluppatasi fra gli operatori del settore. Consiste nel processo di “ristrutturazione” di impianti fotovoltaici già esistenti per renderli più efficienti e per riportarli alle prestazioni iniziali o progettuali.

La differenza fra i termini revamping e repowering consiste quindi nel fatto che le modifiche introdotte con il revamping sono effettuate senza incrementare la potenza nominale dell’impianto. Tale differen-za è fondamentale in quanto l’aumento di potenza potrebbe compor-tare complicazioni di natura sia burocratica sia impiantistica, quali:

■■ necessità di ripetere l’iter autorizzativo dell’impianto;■■ problematiche inerenti al mantenimento degli incentivi (ove presenti);■■ problematiche relative alla connessione alla rete (potenza nel

punto di connessione);■■ necessità di adeguatezza del trasformatore ai nuovi livelli di potenza.

Gli interventi di revamping costituiscono un segmento di busi-ness in continua espansione, per diverse motivazioni:

■■ negli anni del boom delle installazioni fotovoltaiche (2010-2011), nei quali l’eccessiva richiesta ha creato situazioni di difficoltà nell’approvvigionamento di componenti, molti impianti sono

54

La gestione4

stati installati in tempi molto stretti, per rientrare nelle scadenze delle varie fasi del Programma di incentivazione Conto Energia, e questo ha comportato in molti casi l’utilizzo di componenti di scarsa qualità (in termini di prestazioni energetiche o di longe-vità), e con caratteristiche elettriche non ottimali o poco com-patibili con gli altri componenti dell’impianto; si ritiene che una porzione rilevante (tra il 25 e 30%) degli impianti FV attualmente in esercizio presenti problemi che ne limitano consistentemente la producibilità energetica;

■■ è sempre maggiore, con il passare del tempo, il numero di im-pianti non più coperti da garanzia iniziale della ditta installatrice, pertanto molti guasti e problematiche non vengono più pronta-mente risolti;

■■ sono disponibili numerose imprese per servizi di O&M, e quindi ad un costo che tende a diminuire;

■■ data la forte riduzione del costo componenti (vedi paragrafo 6.1), è possibile acquistare ad un prezzo inferiore componenti più affi-dabili e con la stessa potenza nominale di quelli originali.


5

Gli impianti fotovoltaici possono fornire un importante contri-buto al raggiungimento dell’autosufficienza energetica degli edifici, anche se il loro utilizzo va effettuato tenendo conto delle regolamen-tazioni per l’utilizzo di prodotti per le costruzioni.

5.1 IL CONTRIBUTO DEGLI IMPIANTI AL RAGGIUNGIMENTO DELL’AUTOSUFFICIENZA ENERGETICA

RSE ha realizzato presso l’area sperimentale della sua sede di Milano e presso il Business Innovation Centre di Terni due impianti sperimen-tali con moduli fotovoltaici che utilizzano due differenti tecnologie: mo-duli fotovoltaici + Pompe di Calore (PdC) e moduli ibridi (produzione di elettricità e Acqua Calda Sanitaria, ACS)) + Pompe di Calore.

RSE ha inoltre effettuato simulazioni teoriche di impianti con tali componenti [66] e in particolare ha modellato, mediante lo stru-mento di simulazione TRNSYS, le seguenti due tipologie di impianto, schematizzate nella Figura 5.1:

■■ impianto con tre moduli fotovoltaici e PdC utilizzato per coprire da solo i fabbisogni di climatizzazione e di acqua calda sanitaria di un piccolo edificio monofamiliare di classe energetica A;

■■ impianto con tre moduli ibridi e PdC, anche in questo caso utiliz-zato per coprire da solo i fabbisogni di climatizzazione e di acqua calda sanitaria di tale edificio.

Ciascuna tipologia di impianto è stata a sua volta modellata in tre diverse condizioni climatiche – Milano, Roma, Messina – che posso-no rappresentare zone significative del territorio italiano.

I consumi elettrici dei due impianti (riportati in Figura 5.2), in-dicano che:

■■ a parità di condizioni climatiche, i consumi elettrici dell’impianto con moduli ibridi e PdC sono minori di quelli dell’impianto con moduli fotovoltaici e PdC; questa differenza cresce spostandosi verso Sud e nei mesi con più radiazione solare;

■■ in valore assoluto i consumi elettrici degli impianti variano al cambiare delle condizioni climatiche; i valori di maggior consu-mo si hanno d’inverno al Nord e d’estate al Sud;

■■ i consumi elettrici annuali degli impianti sono decisamente mag-

Il fotovoltaico negli edifici

56

5

Schemi funzionali degli impianti considerati.FIGURA 5.1

IMPIANTOCONMODULIFOTOVOLTAICIEPDC

Moduli fotovoltaici

Microinverter

Dispositivo di connessione con rete elettrica

Pompa di calore con accumulo

Pompa di circolazione circuito distribuzione

Serbatoio di accumulo circuito ditribuzione

Ventilconvettore (fan-coil)

Moduli ibridi

Pompa di circolazione circuito solare

Serbatoio di accumulo acqua calda

acquafreddaacquacalda

IMPIANTOACS

mandataritorno

IMPIANTODISTRIBUZIONE

IMPIANTOCONMODULIIBRIDIEPDC

776

5

4 776

4

1

2

3

8

2

3

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

fluidopiùfreddofluidopiùcaldo

IMPIANTOSOLARE

5



giori a Milano, per la prevalenza del fabbisogno di riscaldamento, e sono più simili tra Roma e Messina, con leggera prevalenza dei consumi a Messina, a causa del maggior fabbisogno di raffresca-mento richiesto in questo sito.

Nella Tabella 5.1 sono riassunti i risultati più significativi ottenuti per i due tipi di impianto nelle tre città; si fa osservare che le simu-lazioni effettuate hanno indicato che:

■■ l’energia elettrica prodotta annualmente dai moduli fotovoltaici e dai moduli ibridi è simile;

■■ l’impianto con moduli ibridi e PdC annualmente consuma meno energia elettrica dell’impianto con moduli fotovoltaici e PdC e questa differenza cresce andando verso Sud;

Consumi elettrici degli impianti con moduli ibridi e PdC,

o con moduli fotovoltaici e PdC, a Milano, Roma e Messina.

FIGURA 5.2

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Ener

gia

elet

tric

a[k

Wh]

1-15 16-31 1-14 15-28 1-15 16-31 1-15 16-30 1-15 16-31 1-15 16-30 1-15 16-31 1-15 16-31 1-15 16-30 1-15 16-31 1-15 16-30 1-15 16-31

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre

MilanomodulifotovoltaiciePdC

MilanomoduliibridiePdC

RomamodulifotovoltaiciePdC

RomamoduliibridiePdC

MessinamodulifotovoltaiciePdC

MessinamoduliibridiePdC

58

5

■■ l’energia elettrica prodotta dagli impianti rispettivamente con moduli fotovoltaici e PdC e con moduli ibridi e PdC a Milano co-pre il 51-55% dei consumi elettrici globali degli impianti, percen-tuali che crescono decisamente andando verso Sud, diventando 90-107% a Roma e 91-112% a Messina. In particolare, in queste due città annualmente l’impianto con moduli ibridi e PdC produ-ce più energia elettrica di quella che consuma.Sulla base dei risultati ottenuti si può dedurre che gli impianti

considerati possono sfruttare efficacemente l’energia solare per sod-disfare in parte (al Nord) o in buona parte (al Centro) o completa-mente (al Sud) i fabbisogni di climatizzazione e di produzione di ACS di numerosi edifici. Inoltre l’impianto con moduli ibridi e PdC uti-lizza l’energia solare in modo più efficace dell’impianto con moduli fotovoltaici e PdC, soprattutto al Centro e al Sud Italia.

Confronto dei risultati più significativi ottenuti dalle simulazioni

con le condizioni ambientali di Milano, Roma e Messina.

Milano Roma Messina

Impiantoconmoduli

FVePdC

ImpiantoconmoduliibridiePdC

Impiantoconmoduli

FVePdC


Impiantoconmoduli

FVePdC


Energiasolareincidentesuimoduli(kWh/m2/anno)

1.360 1.724 1.810

Energiaelettricaprodottadaimoduli(kWh/anno)

878 880 1.115 1.117 1.171 1.177

Rendimentoelettricodeimoduli(%)

13,4 13,5 13,5 13,5 13,5 13,5

Consumoelettricoimpianto(kWh/anno)

1.725 1.597 1.244 1.041 1.285 1.055

Deficit/surplusenergiaelettrica(kWh/anno)

-847 -717 -128 76 -115 122

Energiaelettricaprodottarispettoalconsumoelettrico(%)

51 55 90 107 91 112

TABELLA 5.1



5.2 SICUREZZA ELETTRICA E RISCHIO INCENDIO

Sviluppo e propagazione di incendioGli impianti fotovoltaici non rientrano fra le attività soggette ai

controlli di prevenzione incendi ai sensi delle disposizioni legislative per la prevenzione degli incendi [67]; tuttavia, l’installazione di un impianto fotovoltaico a servizio di un’attività soggetta ai controlli di prevenzione incendi (ad esempio, in locali con accesso di pubblico) richiede specifici adempimenti, qualora questa comporti un aggra-vio delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio.

L’aggravio potrebbe concretizzarsi in funzione delle caratteristi-che elettriche, delle modalità costruttive e del sistema di posa in opera dell’impianto fotovoltaico, ad esempio in caso di:

■■ interferenza con il sistema di ventilazione dei prodotti della com-bustione, qualora l’impianto fotovoltaico costituisca ostruzione parziale o totale ovvero determini impedimenti per l’apertura di evacuatori di fumo e calore;

■■ ostacolo alle operazioni di raffreddamento ed estinzione nel caso di incendio di tetti combustibili;

■■ possibilità di propagazione delle fiamme all’esterno o verso l’in-terno del fabbricato attraverso i componenti dell’impianto e, in special modo, quelli posti in copertura e in facciata.

Per informazioni più dettagliate riguardo agli specifici adempi-menti, si rimanda ai provvedimenti relativi al rischio d’incendio nel settore FV emanati dal Ministero dell’Interno (nota n. 1324, 07.02.2012; nota n. 6334, 04.05.2012), nonché alla Guida CEI 82-25.

Particolare attenzione richiedono gli impianti fotovoltaici instal-lati nelle costruzioni, che devono quindi essere progettati e realizzati in modo tale da non arrecare danni a persone, materiali ed edifici. Le rilevanti tensioni in gioco e la continua esposizione agli agenti atmosferici e alla radiazione solare rendono necessario l’utilizzo di prodotti adeguati e, inoltre, un’installazione e una manutenzione in grado di garantire gli opportuni livelli di qualità e affidabilità nelle di-verse fasi di funzionamento dell’impianto. Oltre a ciò, la progressiva integrazione con l’edificio porta l’impianto a interagire sempre più con le diverse parti di quest’ultimo (coperture in gran parte occupa-te dall’impianto, interferenze con lucernai, eccetera) fino a diveni-re, in alcuni casi, una parte vera e propria della costruzione (BIPV),

60

5

comportando una più facile propagazione dei rischi sia dall’impianto all’edificio, sia viceversa.

Tra questi, il rischio d’incendio negli impianti fotovoltaici è emerso negli anni quale fenomeno di un’entità non trascurabile, generando un processo che, attraverso la partecipazione di diversi attori (Autorità di controllo, Enti di normazione, produttori di moduli fotovoltaici, installa-tori, eccetera), si propone di regolamentare le diverse fasi che portano dalla costruzione dei moduli fotovoltaici all’installazione dell’impianto, con il proposito di ridurre a valori accettabili tale rischio.

La consistente diffusione degli impianti in esercizio in Italia è stata accompagnata da diversi casi d’incendio in edifici in cui erano collocati e il cui numero è andato crescendo, dando luogo in Italia, nel corso del 2011, a ben 298 interventi dei Vigili del Fuoco, mentre anche altri Paesi stanno mostrando un andamento analogo (in Ger-mania, nel corso del 2012, gli incendi di tale tipo sono stati 390 [68]).

È emerso inoltre come le cause all’origine degli incendi siano sta-te, nella maggioranza dei casi, esterne all’installazione fotovoltaica e solo in pochi esempi interne all’impianto FV (cavi elettrici, scatole di giunzione, moduli). Risulta però evidente come i moduli fotovoltaici abbiano spesso contribuito a propagare rapidamente le fiamme.

Attività di ricerca sul rischio d’incendio in impianti su edifici

I rischi relativi allo sviluppo e alla propagazione di incendio negli impianti fotovoltaici, soprattutto se installati nelle costruzioni sog-gette alla verifica dei Vigili del Fuoco, impongono la necessità di de-dicare attenzione al fenomeno, conducendo studi relativi al rischio d’incendio causato dall’installazione di impianti su edifici [69] [70].

I provvedimenti legislativi relativi al rischio d’incendio si riferiscono, come ovvio, alla normativa tecnica del settore, ma quest’ultima risulta essere al momento ancora carente, specialmente in ambito europeo, di standard specifici per il settore fotovoltaico. Ciò comporta che vengano impiegate, a tal scopo, norme focalizzate su altri tipi di prodotti, aventi caratteristiche diverse da quelle possedute dai moduli fotovoltaici.

A tal riguardo il settore legislativo è intervenuto con alcuni provvedimenti, tra i quali si segnalano quelli attualmente in vigo-re in Italia (emanati dal Ministero dell’Interno, Dipartimento dei Vigili del Fuoco, del Soccorso pubblico e della Difesa civile), ri-spettivamente: la nota prot. n. 1324 del 7 febbraio 2012 che ha per oggetto Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici (Edizione 2012); e la nota prot. n. 6334 del 4 maggio 2012 che ha per oggetto



Chiarimenti sulla Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici (Edizione 2012).

Il primo dei due documenti (nota 1324) richiama la normativa armo-nizzata europea per i prodotti da costruzione, mentre il secondo (nota 6334) richiama alcune norme tecniche nazionali relative alla reazione al fuoco dei materiali (UNI 9176, 8457, 9174, 9177), più che altro utilizzate prima del recepimento della direttiva prodotti da costruzione (89/106/CEE, poi sostituita dal Regolamento n. 305/2011) e della pubblicazione delle relative norme armonizzate. Risulta perciò evidente come tale te-matica non sia al momento completamente risolta a livello legislativo.

Per quanto concerne la normativa tecnica, i principali standard di riferimento (a livello internazionale e nazionale) sono: IEC 61730-2/2004 Photovoltaic (PV) module safety qualification - Part 2: Require-ments for testing (in gran parte recepita nella CEI 82-28/2009); UL 1703/2015 Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels; UL 790/2014 Standard for Standard Test Methods for Fire Tests of Roof Coverings; CEN/TS 1187/2012 Test methods for external fire exposure to roofs; CEI 82-25/2010 Guida alla realizzazione di sistemi di genera-zione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione (con V1/2011 e V2/2012); FprEN 50583-1 -2/2015 Photovoltaics in bu-ildings - Part 1: BIPV modules - Part 2: BIPV systems (project); prEN 50XXX/2014 External fire exposure to roofs in combination with photo-voltaic (PV) arrays – Test method(s) (project).

Si sottolinea inoltre che, essendo la normativa nazionale e inter-nazionale sulla tematica qui trattata ancora in fase di evoluzione, presso il CEI CT 82 Sistemi di conversione fotovoltaica dell’energia solare (GdL 11 Il rischio di incendio in impianti fotovoltaici) e il CENELEC TC 82 Solar photovoltaic energy systems (WG 1 Wafers, cells and modu-les) sono in corso diversi lavori per approntare nuove norme oppure nuove versioni di standard già pubblicati dedicate alla tematica del rischio d’incendio degli impianti fotovoltaici.

Risulta infatti evidente la necessità di colmare l’attuale carenza at-traverso la messa a punto di regole che possano permettere di gestire adeguatamente il rischio d’incendio, attraverso una più precisa valutazio-ne del comportamento all’incendio delle apparecchiature più specifiche dell’impianto, i moduli fotovoltaici. In questo contesto si inserisce anche l’attività svolta presso RSE, nell’ambito di un programma di ricerca teso a sviluppare nuovi protocolli di prova ad hoc per tali apparecchiature1.

L’attività sin qui svolta è consistita essenzialmente in una cam-pagna sperimentale volta a caratterizzare il comportamento all’in-cendio, con particolare riferimento alla reazione al fuoco, di alcuni campioni di moduli fotovoltaici commerciali. In particolare, sulla

62

5

base di alcuni dei protocolli di prova esistenti all’interno di standard armonizzati a livello europeo, quali la EN 13823 [71] e la EN ISO 11925-2 [72], sono state approntate e affinate alcune varianti dei sud-detti protocolli. L’individuazione e la messa a punto di tali varianti è stata finalizzata a disporre di strumenti in grado di accertare il com-portamento dei moduli con una maggiore attinenza alle reali carat-teristiche costruttive e di installazione dei medesimi. A tal riguardo, sono rilevanti peculiarità:

■■ l’inclinazione dei moduli;■■ la presenza di degrado iniziale in alcune aree degli stessi;■■ la presenza di ventilazione;■■ la presenza di inneschi particolarmente aggressivi (fiamma ini-

ziale di potenza, dimensioni e durata rilevante).

In particolare, durante i test condotti, è stato constatato come abbiano un’influenza considerevole sul comportamento dei moduli l’inclinazione del campione e le caratteristiche dell’innesco (potenza e dimensioni della fiamma iniziale).

Tali protocolli hanno valore esclusivamente tecnico e non costi-tuiscono un riferimento a livello normativo, anche se potrebbero rappresentare un contributo per lo sviluppo di nuove norme.

Nella Figura 5.3 si possono vedere alcune immagini dei test con-dotti secondo l’attuale normativa europea per i prodotti da costruzio-ne e i nuovi protocolli:

■■ test single burning item - EN 13823/2010 - SBI originale;■■ test single burning item - SBI variante.

Possibili sviluppi della ricerca potrebbero includere l’esecuzione dei nuovi test, elaborati su diversi campioni di moduli fotovoltaici, campioni di moduli fotovoltaici con particolarità costruttive (diverso tipo di incapsulante), campioni di moduli fotovoltaici con presenza di difetti (ad esempio delaminazione) o di forme di degrado.

1 Il programma sperimentale è stato svolto con la collaborazione di: a) Politecnico di Milano (Dip. di Energia, FireLab, Milano), presso il quale sono stati effettuati i test; b) Brandoni Solare S.p.A. (Castelfidardo, AN), che ha fornito i campioni di moduli FV da utilizzare nella sperimentazione; c) Istituto Giordano S.p.A. (Laboratorio di Reazione al Fuoco, Gatteo, FC), che ha fornito supporto alle attività di manutenzione degli apparecchi di prova e consulenza per la conduzione di alcuni test.



a) Campioni di modulo fotovoltaico sottoposti a test secondo EN 13823

originale (SBI, n. 2 campioni: n. 1 campione 0,5x1,5 m e n. 1 campione

1x1,5 m, in posizione verticale ed accostati perpendicolarmente

l’uno all’altro, i.e. disposizione “ad angolo”).

b) Campione di modulo fotovoltaico sottoposto a test secondo EN 13823

variante (SBI, n. 1 campione 0,5x1,5 m, in posizione inclinata

di 60° rispetto all’orizzontale).

FIGURA 5.3

a b


6

6.1 PREZZI ATTUALI DEI COMPONENTI E TREND STORICO

Nel corso degli ultimi anni si è assistito a una decisa riduzione dei costi specifi ci degli impianti fotovoltaici connessi alla rete (Figura 6.1) seppure con valori differenti nelle due tipologie prevalenti, in-stallazioni sugli edifi ci (in generale sui tetti di fabbricati residenziali con integrazione architettonica più o meno effi cace) e installazioni a terra. In Italia il trend di riduzione annuale dei prezzi è ancora evidente, anche se non è così consistente come era stato negli anni 2010 e 2011, quando aveva superato il 30% annuo.

Andamento medio del prezzo di moduli e impianti FV su fabbricati

residenziali nei Paesi membri dell’IEA PVPS. (fonte IEA PVPS [1])

6.2 COSTI DI REALIZZAZIONE (CAPEX)

Il prezzo ‘chiavi in mano’ per la realizzazione di impianti fotovoltaici è diminuito negli ultimi anni, al pari del costo dei moduli (Figura 6.1). In Italia l’andamento della diminuzione, seppure non consistente come negli

FIGURA 6.1

I costi della generazione

ImpiantiFV

residenziali

dialtaqualità

ImpiantiFV

residenziali

dimediaqualità

ModuliFVdialta

qualità

Modulidimedia

qualità

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

USD

/Wp

66

6

Evoluzione del costo medio (IVA esclusa) per la realizzazione

di impianti fotovoltaici in Italia nel periodo 2011-2014,

in relazione a impiego e modalità di installazione. (fonte IEA PVPS [1])

Anno 2011 2012 2013 2014

Costospecificomedioperrealizzazioniinediliziaresidenzialedipiccolataglia[€/Wp]

3,2 2,4 2,2 1,7

Costospecificomedioperrealizzazionineisettoricommerciali/industrialidimediataglia[€/Wp]

2,8 2,0 1,6 1,4

Costospecificomedioperrealizzazionidigrandetagliaalsuolo[€/Wp]

2,3 1,3 1,2 1,0

TABELLA 6.1

Ripartizione del costo specifico di impianto (IVA esclusa) fra le diverse

componenti di costo per tipologia d’impianto. (fonte IEA PVPS [1])

Tipologiadiimpianti

Categoriadicosto

Impiantidipiccolatagliainediliziaresidenziale

Impiantidigrandetagliaposizionatialsuolo

min[€/Wp]

max[€/Wp]

min[€/Wp]

max[€/Wp]

Materiali

Modulifotovoltaici 0,60 0,80 0,52 0,58

Inverter 0,14 0,20 0,06 0,08

Altri(quadrielettrici,collegamentielettrici,…) 0,25 0,35 0,11 0,13

Altricosti

Lavoridiinstallazione 0,08 0,10 0,04 0,06

Attivitàcommerciali(acquisizionedelcliente,…) 0,02 0,03 0,01 0,02

Profittoeffettuatodall’impresacherealizzal’impianto 0,27 0,32 0,14 0,17

Altricosti(permessi,costiamministrativifinanziamento) 0,09 0,12 0,04 0,10

Sub-totalemateriali 0,99 1,32 0,69 0,79

Sub-totalealtricosti 0,46 0,57 0,23 0,35

Totale 1,45 1,89 0,92 1,14

TABELLA 6.2



anni 2011 e 2012, è ancora evidente nelle varie tipologie installative. Nella Tabella 6.1 la voce “Costo specifico” per la realizzazione include i costi di:

■■ progettazione dell’impianto;■■ fornitura dei moduli, degli inverter e degli altri componenti;■■ esecuzione delle opere civili;■■ montaggi e collegamenti elettrici.

Mancano quindi nella tabella i costi burocratici (interfaccia con utility, richieste incentivi e/o sgravi fiscali, costi amministrativi) che contribuiscono indirettamente al costo totale per la realizzazione.

Nella Tabella 6.2 è riportato il prezzo medio per la realizzazione di impianti, nelle due tipologie più diffuse, con la ripartizione nei vari componenti che intervengono a determinarlo; gli importi delle varie voci sono da intendere in riferimento all’impresa che realiz-za l’impianto, e quindi il costo totale rappresenta l’importo da corri-spondere all’impresa per la realizzazione dell’impianto.

6.3 COSTI DI GESTIONE (OPEX)

I costi di gestione di un impianto fotovoltaico possono essere sud-divisi in costi fissi e costi variabili.Costi fissi di esercizio. Dipendono dalla taglia dell’impianto (Tabel-

la 6.3) e includono i costi di esercizio ordinario, di assicurazione e, per gli impianti di taglia rilevante (superiore a 500 kW), di con-cessione in uso dell’area impegnata dall’impianto.

Costi variabili di esercizio. Dipendono anch’essi dalla taglia dell’impianto e includono i costi di manutenzione, che in genera-le aumentano con il progredire della vita dell’impianto; il valore

Potenza(kWp) TipodiinstallazioneCostifissidi

esercizio[k€/anno]Costivariabili

diesercizio[€/kWh]

3 Atetto 0,2 0,0513

20 Atetto 0,4 0,0308

2000 Aterra 40 0,0231

Costi di gestione di un impianto fotovoltaico.TABELLA 6.3

68

6

indicato in Tabella 6.3 è rappresentativo di una media pesata sul-la vita utile dell’impianto.

6.4 IL COSTO DELL’ENERGIA PRODOTTA

Il costo dell’energia prodotta da una fonte energetica viene usual-mente determinato mediante il parametro LCOE.Levelized Cost Of Electricity (LCOE) è il valore dell’energia elet-

trica prodotta in grado di coprire i costi di investimento e di ge-stione dell’impianto, inclusi oneri finanziari e imposte, e garanti-re un determinato ritorno sul capitale proprio investito.In Tabella 6.4 per le tre taglie di impianti sopra considerate sono

riportati i valori di LCOE1, per impianti con moduli in silicio cristal-lino, caratterizzati da una producibilità specifica netta di 1.200 kWh/kWp nel Nord, 1.400 kWh/kWp nel Centro e 1.550 kWh/kWp nel Sud Italia. Nel caso dell’impianto residenziale da 3 kWp si riportano i valori di LCOE sia in assenza di detrazione fiscale, che in caso di detrazione fiscale al 50% in vigore nel 2016.

1 Per l’impianto residenziale da 3 kWp si è assunto un investimento senza ricorso a capitale di debito e la pura copertura dei costi di investimento e di gestione. Per gli altri impianti si è ipotizzato un rapporto debito/equity 75%/25%, un tasso a debito del 5% ed un ritorno sull’equity del 10%.

Producibilitàspecificanetta(kWh/kWp) 1.200

Tagliaimpiantofotovoltaico(kWp)[detrazionifiscali] 3[nodetrazione] 3[-50%] 20 2.000

ValoridiLCOE(euro/MWh) 184 146 157 118







Costi di produzione dell’energia elettrica da fonte solare fotovoltaica.TABELLA 6.4



6.5 COSTI DI REALIZZAZIONE E DI GENERAZIONE: PREVISIONE DEL TREND FUTURO

Come indicato nel paragrafo 6.1, si è assistito nell’ultimo decen-nio a una sorprendente riduzione del costo degli impianti fotovol-taici in vari Paesi industrializzati e, fra questi, in Italia. La riduzione è avvenuta a causa delle economie di scala conseguenti al grande sviluppo della generazione fotovoltaica che si è avuto a livello mon-diale, sostenuto dai diversi programmi nazionali di incentivazione.

La riduzione è stata principalmente dovuta ai vari programmi nazionali di incentivazione dell’energia prodotta da questi impianti. In Italia ciò è avvenuto con il programma Conto Energia.

Nonostante la conclusione di tali programmi di incentivazione in quasi tutti i Paesi interessati, le installazioni fotovoltaiche stanno continuando ad essere realizzate, seppur con ritmi più ridotti, sup-portate dalla buona disponibilità di risorsa solare locale (ove disponi-bile), dalle agevolazioni fiscali e regolatorie, ma soprattutto dal costo che continua a diminuire con un ritmo, anche questo, più ridotto rispetto agli anni precedenti.

Gli investitori e i decisori politici sono quindi interessati a cono-scere il trend futuro del costo di realizzazione degli impianti e dell’e-nergia generata per pianificare, rispettivamente, gli investimenti e la regolamentazione dello sviluppo e dell’integrazione di questa gene-razione nel sistema elettrico.

È opinione diffusa fra gli analisti che nei prossimi decenni le re-alizzazioni di impianti fotovoltaici continueranno a crescere e, con-temporaneamente, i loro costi di realizzazione diminuiranno ulte-riormente. Sul livello di diminuzione annua dei costi ci sono però diverse indicazioni correlate al peso che ciascun analista attribuisce a fattori che potrebbero limitare tale trend virtuoso, e fra queste so-prattutto le barriere regolatorie. Secondo uno studio del Fraunhofer ISE di febbraio 2015 [12], la diminuzione prevista del costo di im-pianti fotovoltaici di media-grande taglia (da 1 a 100 MW) nel 2050 in Germania potrà essere compresa fra il 40% e il 70% circa del costo attualmente riscontrato (circa 1 Euro/Wp).

Nello stesso studio viene indicato che il costo dell’energia elet-trica prodotta dagli impianti fotovoltaici nel 2025, con un costo del capitale del 5%, potrà essere pari a 4 cEuro/kWh in zone molto so-leggiate (Spagna e Italia) e pari a 6 cEuro/kWh in zone poco soleg-giate (Germania).

71I sistemi di generazione fotovoltaica?

7

7.1 GLI INCENTIVI PER GLI IMPIANTI CONNESSI ALLA RETE

Nel corso degli anni, in Italia si sono susseguiti diversi meccani-smi di incentivazione o agevolazione. Di seguito vengono riportate informazioni sui programmi di incentivazione che hanno interessa-to, anche in modo non esclusivo, gli impianti fotovoltaici connessi alla rete a partire dagli anni 2000.

Certificati VerdiI Certificati Verdi, introdotti dal D.Lgs. 29 dicembre 2003 n. 387

(all’art. 2, comma 1, lettera o), sono titoli negoziabili rilasciati dal GSE in misura proporzionale all’energia prodotta da un impianto qualificato IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili) entrato in esercizio entro il 31 dicembre 2012 ai sensi di quanto previsto dal D.Lgs. 28/2011 e in numero variabile a seconda del tipo di fonte rin-novabile e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, riattivazione, potenziamento e rifacimento).

Il meccanismo di incentivazione con i Certificati Verdi si basa sull’obbligo, posto dalla normativa a carico dei produttori e degli importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, di immettere annualmente nel sistema elettrico nazionale una quota minima di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinno-vabili.

Il possesso dei Certificati Verdi dimostra l’adempimento di que-sto obbligo; ogni Certificato Verde attesta convenzionalmente la pro-duzione di 1 MWh di energia rinnovabile. I Certificati Verdi hanno validità triennale; quelli rilasciati per la produzione di energia elet-trica in un dato anno possono essere usati per ottemperare all’obbli-go anche nei successivi due anni.

L’obbligo può essere rispettato in due modi: immettendo in rete energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili oppure acquistando i Certificati Verdi dai produttori di energia “verde”.

I Certificati Verdi si ottengono mediante richiesta del Produttore a valle dell’esito positivo della procedura di “qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili” (qualifica IAFR).

Per l’anno 2014, come comunicato dal GSE, al Certificato Verde è stato riconosciuto un valore pari a 97,42 euro.

Incentivi, agevolazioni, obblighi di installazione in Italia

72

7

Programma Tetti fotovoltaiciIl Programma Tetti fotovoltaici, emesso con DM 16 marzo 2001,

era finalizzato alla realizzazione di impianti fotovoltaici di potenza da 1 a 20 kWp, collegati alla rete elettrica di distribuzione in bassa ten-sione e integrati nelle strutture edilizie poste sul territorio italiano. Il programma era organizzato in due sottoprogrammi, uno rivolto a soggetti pubblici e l’altro indirizzato, attraverso le Regioni e le Pro-vince autonome di Trento e Bolzano, a soggetti pubblici e privati. Entrambe le categorie di soggetti potevano beneficiare di un contri-buto in conto capitale pari al 75% del valore degli investimenti per la realizzazione degli impianti.

Si stima che questo programma abbia comportato una potenza installata (e connessa in rete) di circa 25 MW al 2005 (IEA PVPS [2]) con un utilizzo del 100% dei fondi messi a disposizione. Pertanto, seppure con molti punti critici, il risultato è stato positivo, consen-tendo di incrementare la potenza fotovoltaica cumulativamente in-stallata (e connessa in rete) dagli 8 MW alla fine del 2000 ai 25 MW alla fine del 2005.

Programma Conto EnergiaLa Direttiva comunitaria per le fonti rinnovabili (Direttiva

2001/77/CE), recepita con il D.Lgs 387/2003, ha introdotto il mec-canismo premiante l’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici me-dianti tariffe incentivanti, per un periodo di 20 anni. In Italia tale meccanismo è diventato operativo con il Programma Conto Energia che, tramite vari DM applicativi, ha costituito un sistema di finan-ziamento in conto esercizio della produzione elettrica da fonte foto-voltaica, sostituendo i precedenti contributi statali a fondo perduto.

PRIMO CONTO ENERGIA

È stato avviato con il DM 28 luglio 2005, e la successiva modifica del DM 6 febbraio 2006, che ha indicato i requisiti dei soggetti benefi-ciari e dei componenti da utilizzare, nonché ha precisato che l’energia elettrica incentivata è quella prodotta e consumata in sito, anche per il tramite dello scambio sul posto, per impianti fotovoltaici da 1 kW a 20 kW; quella prodotta e consumata o immessa in tutto o in parte nella rete elettrica, per impianti fotovoltaici oltre i 20 kW e fino a 1 MW.

Il DM stabiliva (in attuazione dell’art. 7, comma 2, lettera e, del Decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387) un obiettivo nazionale di potenza nominale fotovoltaica cumulata da installare entro il 2015



pari a 500 MW. Veniva inoltre indicato che le funzioni operative, in-clusa l’erogazione degli incentivi, sarebbero state effettuate dal Sog-getto Attuatore, da individuare a cura dell’AEEG. La Delibera AEEG 188/05 [13] individuava il Gestore del Sistema Elettrico (GSE) come soggetto attuatore del Conto Energia.

SECONDO CONTO ENERGIA

È stato attivato dal DM 19 febbraio 2007 che ha fissato nuovi crite-ri per incentivare la produzione elettrica degli impianti fotovoltaici, tra cui:

■■ l’applicazione della tariffa incentivante su tutta l’energia prodotta e non solamente su quella prodotta e consumata in loco dagli impianti fotovoltaici da 1 kW a 20 kW;

■■ la differenziazione delle tariffe sulla base del tipo di integrazione architettonica, oltre che della taglia dell’impianto;

■■ l’introduzione di un premio per impianti fotovoltaici abbinati all’uso efficiente dell’energia.

Veniva inoltre esteso lo scambio sul posto con la rete elettrica per gli impianti di potenza fino a 200 kW, mentre non era previsto alcun limite superiore alla potenza massima del singolo impianto.

Il DM innalzava il limite massimo cumulato della potenza incen-tivabile a 1,2 GW, oltre a un “periodo di moratoria” di 14 mesi (o 24 mesi nel caso di soggetti pubblici).

TERZO CONTO ENERGIA

Avviato con il DM 6 agosto 2010 per impianti fotovoltaici entrati in esercizio dal primo gennaio 2011 al 31 maggio 2011. Il DM ridefi-nisce i requisiti per gli impianti da incentivare e colloca l’obiettivo nazionale di potenza nominale fotovoltaica cumulata in 8 GW entro il 2020.

Il limite massimo cumulato della potenza incentivabile veniva invece fissato a 3 GW per gli impianti fotovoltaici usuali, più 300 MW per quelli integrati con caratteristiche innovative e 200 MW per quelli a concentrazione solare.

Tuttavia, la Legge 13 agosto 2010 n. 129 (cosiddetta “salva Alcoa”), stabilendo che le tariffe incentivanti previste per il 2010 dal Secondo Conto Energia potessero essere riconosciute a tutti i soggetti con im-pianto fotovoltaico installato entro il 31 dicembre 2010 ed entrato in

74

7

esercizio entro il 30 giugno 2011, di fatto prorogava fino al 30 giugno 2011 il periodo di operatività del secondo Conto Energia, anziché fino alla fine del 2010. Questo ha provocato un “boom” delle installazioni fotovoltaiche in Italia che ha comportato la messa in esercizio di cir-ca 2,3 GW nel 2010 e ben 9,3 GW nel 2011 [2].

QUARTO CONTO ENERGIA

Il DM 05 maggio 2011, riguardante gli impianti entrati in eserci-zio dopo il 31 maggio 2011, ridefiniva ulteriormente il meccanismo di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti foto-voltaici, per un obiettivo indicativo di potenza installata a livello nazio-nale, al 31 dicembre 2016, di circa 23 GW, corrispondente ad un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi stimabile tra 6 e 7 miliardi di euro. Al raggiungimento dei 6 miliardi di euro annui era prevista la revisione delle modalità di incentivazione degli impianti fotovoltaici.

Il DM introduceva, fra l’altro, ulteriore documentazione per im-pianti in esercizio dopo il 30 giugno 2012:

■■ certificato attestante l’adesione del costruttore a un sistema o consorzio per il riciclo dei moduli fotovoltaici al termine della loro vita utile;

■■ certificato attestante per l’azienda produttrice dei moduli l’otte-nimento delle certificazioni ISO 9001:2008 (Sistema di gestione della qualità), OHSAS 18001 (Sistema di gestione della salute e si-curezza del lavoro) e ISO 14000 (Sistema di gestione ambientale);

■■ certificato di ispezione di fabbrica relativo a moduli fotovoltaici e inverter, a verifica del rispetto della qualità del processo produt-tivo e dei materiali utilizzati, degli altri criteri riportati ai prece-denti punti nonché dell’evidenza che il costo dei componenti di moduli e di inverter fosse per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all’interno dell’Unione Europea.

QUINTO CONTO ENERGIA

Avviato con il DM 5 luglio 2012, riguardava gli impianti che sa-rebbero entrati in esercizio dopo il 26 agosto 2012 e ridefiniva ancora le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica.

Il DM rendeva immediata l’introduzione del sistema di incen-tivazione basato su tariffe omnicomprensive per l’energia prodotta e immessa in rete e su tariffe premio per l’energia prodotta e auto-



consumata (previsto nel DM del Quarto Conto Energia per l’inizio del 2013), limitandolo 1) agli impianti fotovoltaici, 2) agli impianti integrati con caratteristiche innovative e 3) agli impianti fotovoltaici a concentrazione, ma escludendolo per impianti da 1 MW in su.

La cessazione dell’applicazione del DM veniva fissata decorsi 30 giorni solari dalla data in cui fosse stato raggiunto un costo indicativo cumulato degli incentivi pari a 6,7 miliardi di euro l’anno (compren-sivo dei costi impegnati dagli impianti iscritti in posizione utile nei Registri). Tale data è stata indicata nel 6 luglio 2013 con deliberazione dell’AEEGSI 250/2013/R/ef, emessa sulla base degli elementi forniti dal GSE.

RISULTATI DELL’INCENTIVAZIONE

Nel corso del Programma Conto Energia sono stati installati in Italia (dati GSE al 31.12.2014 [14]) 550.558 impianti fotovoltaici, per una potenza complessiva di 17,713 MW, di cui gli impianti fino a 200 kW rappresentano il 38% della potenza complessiva e il 98% della numerosità (vedi Figura 7.1).

200.000

180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

11.000

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Numerosità Potenza[MW]

1.402 6.270

24.068

39.354

84.604

175.593

149.384

69.145

766 9 70338

710

2.321

9.441

3.575

1.143

96

Numerosità e potenza degli impianti annualmente entrati in esercizio.

(GSE [14])

FIGURA 7.1

76

7

7.2 I MECCANISMI DI AGEVOLAZIONE E REMUNERAZIONE

Agevolazioni fiscaliLa realizzazione di impianti a fonti rinnovabili è equiparata a tutti

gli effetti alla realizzazione di interventi finalizzati al risparmio ener-getico, che danno diritto a detrazioni fiscali. Pertanto, l’installazione di un impianto fotovoltaico per la produzione di energia elettrica rientra tra i lavori che godono delle agevolazioni fiscali (risoluzione dell’Agenzia delle Entrate n. 22/E del 2 aprile 2013).

Per usufruire della detrazione fiscale è comunque necessario che l’impianto sia installato per far fronte ai bisogni energetici dell’abi-tazione (cioè per usi domestici, di illuminazione, alimentazione di apparecchi elettrici, eccetera) e quindi che lo stesso sia posto diretta-mente al servizio dell’abitazione. In particolare, si tratta di impianti domestici o condominiali di potenza massima pari a 20 kW, non re-alizzati per fini commerciali né per alimentare i carichi elettrici di aziende.

Fino al 31 dicembre 2016 la detrazione fiscale IRPEF a cui si ha diritto è pari al 50% delle spese sostenute per i lavori e/o per l’ac-quisto dell’impianto, per un ammontare massimo di 96.000 euro. La detrazione è spalmata in 10 quote annuali di pari importo.

Lo scambio sul postoLo scambio sul posto è una forma di incentivazione indiretta per

gli impianti fotovoltaici (nonché per le altre fonti rinnovabili e per la cogenerazione ad alto rendimento) che consente a un produttore che immette in rete l’eccesso di energia elettrica prodotta e la preleva in tempi successivi per il proprio consumo, di ottenere una compensa-zione tra il valore economico dell’energia elettrica immessa in rete e quello associato all’energia elettrica prelevata1.

Allo scambio sul posto, regolato secondo quanto specificato nel-la delibera AEEGSI n. 570/2012/R/efr e relativo Allegato A, hanno

1 È da notare che, nel caso si usufruisca del servizio di scambio sul posto, il titolo di autoproduttore non si applica, anche se ne ricorrono i requisiti, poiché quest’ultimo preleva dalla rete in tempi successivi dall’effettiva produzione dell’energia elettrica fornita dal proprio impianto FV.



diritto gli impianti fotovoltaici in autoconsumo di potenza fino a 20 kW entrati in esercizio alla data del 31 dicembre 2007, fino a 200 kW entrati in esercizio alla data del 31 dicembre 2014 e fino a 500 kW se entrati in esercizio dal 1° gennaio 2015, con l’eccezione degli impian-ti che accedono ai meccanismi di incentivazione previsti dal Quinto Conto Energia. Lo scambio sul posto non è inoltre compatibile con il ritiro dedicato dell’energia e con la tariffa omnicomprensiva.

Lo scambio sul posto prevede due forme di contributo:

■■ il contributo in Conto scambio (Cs);■■ la remunerazione delle eventuali eccedenze, se l’energia immes-

sa in rete è maggiore dell’energia prelevata nell’anno considerato.

Il contributo in Conto scambio richiede, per la valutazione, i dati di lettura dell’energia (kWh) immessa in rete e prelevata dall’utente ed è calcolato con la seguente formula:

Cs = min (OE; CEi) + CUSf x ESdove:

OE = controvalore in euro dell’energia elettrica prelevata dalla rete, valorizzata al Prezzo Unico Nazionale (PUN) fissato nel Mercato del Giorno Prima della Borsa Elettrica (kWh prelevati x PUN);

CEi = controvalore in euro dell’energia elettrica immessa in rete, valorizzata al prezzo zonale orario fissato nel Mercato del Giorno Prima della Borsa Elettrica (kWh immessi x Prezzo Zonale);

CUSf = parametro espresso in c€/kWh, che quantifica i costi di re-te e gli oneri generali di sistema, definito dall’AEEGSI [15]; nel caso di impianti di potenza superiore a 20 kW, è posto un limite massimo alla quota attribuibile agli oneri generali (delibera n. 614/2013/R/efr); la convenienza del meccanismo di scambio sul posto sta in questo parametro, che valorizza il rimborso dei sud-detti corrispettivi tariffari pagati in bolletta dall’utente per l’ener-gia scambiata;

ES = energia scambiata con la rete, pari al minimo tra kWh immessi e kWh prelevati.

Nel caso di energia immessa superiore a quella prelevata nell’anno considerato, l’eccedenza è valorizzata come differenza tra il valo-re delle immissioni e quello dei prelievi, ossia CEi - OE.

Dal 1° gennaio 2015 i soggetti responsabili di impianti che pre-

78

7

sentino, per almeno un giorno nell’anno di riferimento, una Con-venzione valida di scambio sul posto - ad esclusione degli impianti di potenza nominale fino a 3 kW - sono tenuti a corrispondere al GSE una tariffa a copertura degli oneri di gestione, verifica e control-lo (DM 24/12/2014).

Tale tariffa, applicata con cadenza annuale, è costituita da un cor-rispettivo fisso per ciascuna Convenzione e da un corrispettivo varia-bile in funzione della potenza dell’impianto (Allegato 1, punto 4, del DM 24 dicembre 2014), come riportato in tabella 7.1.

Tariffa a copertura degli oneri sostenuti dal GSE

per lo scambio sul posto. (DM 24/12/2014)

Per i casi in cui lo scambio sul posto viene erogato per una plu-ralità di punti di prelievo e di punti di immissione, si applica un contributo aggiuntivo di 4 euro/anno per ogni punto di connessione.

Il ritiro dedicatoGli impianti fotovoltaici di qualunque taglia2 possono accedere

al ritiro dedicato (delibera AEEGSI n. 280/07), che costituisce una modalità semplificata per la vendita dell’energia, in alternativa ai contratti bilaterali o alla vendita diretta in Borsa. Tale modalità con-siste nella cessione dell’energia elettrica immessa in rete al GSE, che provvede a remunerarla, corrispondendo al produttore un determi-nato prezzo per ogni kWh ritirato. Il GSE, a sua volta, rivende tale energia sul Mercato del Giorno Prima (MGP) della Borsa Elettrica.

L’energia ritirata dal GSE è valorizzata al prezzo zonale orario for-

2 Con l’eccezione degli impianti che accedono ai meccanismi di incentivazione previsti dai Decreti Interministeriali del 5 luglio 2012 (Quinto Conto Energia).

TABELLA 7.1

kWCorrispettivofisso

€/anno

Corrispettivovariabile

€/kW

P≤3 0 0

3<P≤20 30 0

20<P≤500 30 1



matosi sul MGP nella zona di mercato in cui è connesso l’impianto (Figura 7.2). I produttori con impianti di potenza fino a 1 MW posso-no ricevere dal GSE una remunerazione garantita (i cosiddetti prez-zi minimi garantiti, differenziati tra le varie fonti rinnovabili) per i primi 2 milioni di kWh annui immessi in rete, senza pregiudicare la possibilità di ricevere di più nel caso in cui la remunerazione a prezzi zonali orari dovesse risultare più vantaggiosa. I prezzi minimi garan-titi sono aggiornati annualmente dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico (AEEGSI); per il 2015, nel caso del fotovoltai-co il prezzo minimo garantito è pari a 39 euro/MWh.

I produttori che accedono al ritiro dedicato sono tenuti a cor-rispondere al GSE una tariffa a copertura degli oneri di gestione, verifica e controllo (DM 24/12/2014), funzione della potenza dell’im-pianto e con un massimale annuo (tabella 7.2).

Si noti che il ritiro dedicato non è compatibile con lo scambio sul posto.

80

70

60

50

40

30

20

10

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

Prezzi medi zonali MGP nelle diverse ore del giorno nell’anno 2015.FIGURA 7.2

Nord

CentroNord

CentroSud

Sud

Sicilia

Sardegna

€/M

Wh

80

7

Tariffa a copertura degli oneri sostenuti dal GSE per il ritiro dedicato.

(DM 24/12/2014)

La vendita di energia sulla Borsa ElettricaUn produttore che, oltre al fotovoltaico, possieda un portafoglio

di impianti per i quali disponga già di una struttura aziendale dedica-ta alla vendita diretta di energia sul Mercato del Giorno Prima (MGP) della Borsa Elettrica non troverebbe convenienza ad utilizzare il ri-tiro dedicato; vendendo direttamente su MGP risparmierebbe infatti gli oneri di cui alla Tabella 7.2.

In Figura 7.2 sono mostrati i prezzi medi zonali MGP verificatisi nelle diverse ore del giorno del 2015. Si nota come nelle ore centrali della giornata i prezzi si abbassino, in virtù della produzione foto-voltaica stessa, offerta sul mercato a prezzo zero, in quanto in larga parte già remunerata dai passati schemi di incentivazione, in prece-denza descritti. Tale abbassamento di prezzo comporta un beneficio per i consumatori, in quanto implica una “restituzione” parziale degli incentivi erogati, ma l’entità di tale restituzione è di non semplice valutazione (a questo riguardo, come ordine di grandezza, si può ci-tare uno studio Althesys [16] che per il 2014 stimava riduzioni del PUN, Prezzo Unico Nazionale, comprese tra 5,8 e 24 euro/MWh e conseguenti risparmi per i consumatori pari a 896 milioni di euro).

L’autoconsumo negli impianti del Conto EnergiaIl DM 19 febbraio 2007 (Secondo Conto Energia) assegnava un

incremento del 5% della tariffa incentivante sull’energia prodotta ai soggetti responsabili operanti come autoproduttori3, previa verifica da parte del GSE. La tariffa premio per autoconsumo era considerata alternativa al meccanismo di Scambio sul posto.

Nel caso più semplice in cui produzione e consumo avvengono nello stesso sito, l’energia autoconsumata (Eaco) è determinata co-me differenza tra l’energia prodotta (Epro) dall’impianto fotovoltaico e l’energia immessa in rete (Ei) (Figura 7.3).

TABELLA 7.2

Potenza(kW)Massimale

1<P≤20 20<P≤200 >200

0,7€/kW 0,65€/kW 0,6€/kW 10.000€/anno



Il DM 5 Luglio 2012 (Quinto Conto Energia) ha introdotto un ulte-riore premio per l’autoconsumo. Infatti, a differenza dei meccanismi di incentivazione che lo avevano preceduto, ha stabilito il remunero della quota di energia netta immessa in rete con una tariffa omni-comprensiva nonché della quota di energia netta consumata in sito con una tariffa premio.

Con il passaggio al nuovo meccanismo si incentiva così il sogget-to responsabile a consumare l’energia prodotta dal proprio impian-to. È da notare che, nonostante la tariffa premio per l’autoconsumo sia inferiore alle tariffe riconosciute nei precedenti meccanismi di incentivazione, la somma tra la tariffa premio per autoconsumo ri-

Flussi di energia in un impianto fotovoltaico connesso

alla rete elettrica.

FIGURA 7.3

CARICHI

GENERATOREFV

RETEDIDISTRIBUZIONE

Energiaconsumata

Energiaprodotta

Energiaimmessa

EnergiaprelevataEco = Eaco + Epre

Eaco = Epro – Ei

Epre

EiEpro

M1

M2Energiaautoconsumata

3 Secondo il D.Lgs. 16 marzo 1999 n. 79 art. 2 comma 2, la qualifica di autoproduttore è annualmente attribuita al produttore il cui impianto presenta un rapporto tra energia consumata ed energia prodotta almeno pari al 70%.

82

7

conosciuta dal Quinto Conto Energia e il valore dell’energia non pre-levata dalla rete (quindi risparmiata) è maggiore della tariffa prevista per l’energia prodotta dai precedenti DM del Conto Energia. Anche per il Quinto Conto Energia il meccanismo incentivante è alternati-vo al servizio di scambio sul posto e prevede per l’utente l’attivazione di una Convenzione di cessione parziale della propria energia.

Sistemi Efficienti d’Utenza e Sistemi Esistenti Equiparati ai SEU: modalità di regolazione dell’accesso al sistema elettrico

Le disposizioni regolatorie italiane prevedono i Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC), definiti nel TISSPC (Testo integra-to delle disposizioni per la regolazione dei SSPC) come “l’insieme dei sistemi elettrici, connessi direttamente o indirettamente alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di energia elettrica per la consegna alle unità di consumo che li costituiscono non si configura come attività di trasmissione e/o di distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento energetico” (art. 1.1 nn dell’Allegato A della Delibera 578/2013/R/EEL).

Questa tipologia di impianti di produzione, che possono compren-dere impianti fotovoltaici, godono di forme di agevolazioni relative alle componenti tariffarie presenti nella bolletta elettrica: in Figura 7.4 sono evidenziate in giallo le agevolazioni previste per alcune ti-pologie di SSPC. Precisamente, i corrispettivi tariffari di trasmissione e distribuzione e quelli a copertura degli oneri di sistema (che in generale sono determinati con riferimento al consumo di energia elettrica dei clienti finali o a parametri relativi al loro punto di con-nessione alla rete), si applicano sostanzialmente all’energia elettri-ca prelevata nei punti di connessione dell’utente alla rete pubblica. Questa modalità, introdotta per la prima volta nella normativa italia-na dalla Legge 99/09 (art. 33 c.6) con riferimento alle Reti Interne d’Utenza (RIU)4, è stata successivamente estesa dal D.Lgs. 56/10 (art. 10, c.2) anche alla nuova configurazione elettrica denominata Siste-mi efficienti di Utenza (SEU), definita precedentemente dal D.Lgs. 115/08 (art. 2, c. 1, lett. t). In sintesi, i SEU sono sistemi elettrici caratterizzati dalla presenza di uno o più impianti di produzione di energia elettrica di potenza complessiva Pt ≤ 20 MWe, installati sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili o in assetto cogenerativo

4 Le RIU sono reti elettriche il cui assetto è conforme ai requisiti definiti dall’art. 33 c.1 della Legge 99/09 vigente dal 15/08/09.



ad alto rendimento e gestiti da un medesimo produttore [17]. I SEU sono direttamente connessi all’unità di consumo [17] di un unico cliente finale (persona fisica o giuridica) e realizzati in un’area, senza soluzione di continuità, nella piena disponibilità del cliente finale.

Il D.Lgs. 56/10 all’art. 10 c.2 indica inoltre che siano previsti meccanisimi di salvaguardia per le configurazioni simili ai SEU, av-viate precedentemente all’entrata in vigore del del D.Lgs. 115/08. Quest’ultima casistica, che costituisce un insieme numericamente chiuso, è rappresentata dai SEESEU A-B-C definiti [17] sulla base di requisiti meno restrittivi di quelli indicati per i SEU.

Gli SSPC già in esercizio al 1° gennaio 2014, e alla stessa data utenti del servizio di scambio sul posto, vengono classificati (Figura 7.4) come:

■■ SSP-A se caratterizzati da soli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili e con una potenza installata complessiva non superiore a 20 kW;

■■ SSP-B se non rientrano nel caso precedente.

Quadro definitorio dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo.

(Delibera AEEGSI 578/2013/R/eel )

FIGURA 7.4

SistemiSemplicidiProduzioneeConsumo

[SSPC]AltriSSPC

SEU SEESEU-A

SEESEU-B

SEESEU-C

SEESEU

SSP-A

SSP-B

ASAP

Cooperative/ConsorziStorici

ASE

In giallo i Sistemi che si avvalgono delle agevolazioni tariffarie

84

7

Anche queste due configurazioni sono ammesse alle facilitazioni tariffarie concesse ai SEU e SEESEU.

La qualifica di un sistema come SEU o SEESEU è rilasciata diret-tamente dal GSE [17] a seguito di una richiesta trasmessa dal produt-tore, dal cliente finale o da un soggetto referente.

Oltre a quanto già previsto per l’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica, i corrispettivi previsti per SEU/SEESEU a decorrere dal 01/01/2015 a copertura degli oneri generali di sistema (a seguito di quanto stabilito dall’art. 24, c. 24.2 della legge 116/2014 e recepito dalla Delibera AEEGSI 609/2014/R/eel) vengono applicati, in misu-ra pari al 5% e limitatamente alle parti variabili, anche sull’energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete. Questa disposizione non viene applicata per gli impianti SPP-A per i quali i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema, limitatamente alle parti va-riabili, continuano ad applicarsi alla sola energia elettrica prelevata.

L’istituzione dei SEU e SEESEU nel quadro degli SSPC, con le rela-tive agevolazioni tariffarie, è stata oggetto di un notevole interesse da parte dei diversi stakeholder del sistema elettrico e di un vivace dibat-tito, ancora in atto, su interpretazioni più o meno restrittive dei criteri di definizione e dei requisiti necessari per accedere a tale qualifica.

Al di là della complessità dell’argomento, questo aspetto ha un’in-cidenza non trascurabile e non solo sul sistema elettrico. Infatti, a fronte di un carico fiscale rilevante come quello degli oneri generali di sistema, una progressiva riduzione della platea di utenti elettrici chiamati a sopportarne il peso, comporterebbe inevitabilmente un crescente incremento del carico specifico sugli utenti che non pos-sono sottrarsi a tale contributo. Questo, oltre a diventare alla lunga insostenibile, risulterebbe ancor più ingiustificato ricordando che gli oneri generali di sistema non si riferiscono al costo di servizi elettrici ma si configurano come finanziamento di politiche di interesse ge-nerale che quindi coinvolgono tutti i cittadini. È pertanto prevedibile che, in considerazione di questi aspetti e di quanto recentemente rilevato dalla stessa Commissione Europea (Linee guida comunita-rie in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020 e relativi orientamenti applicativi della Commissione Eu-ropea), le indicazioni relative a queste agevolazioni fiscali potrebbe-ro subire nel tempo ulteriori modifiche.

Si noti che, secondo il MiSE, in base a quanto previsto dalla comu-nicazione della Commissione Europea n. 2014/C 200/01 “Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020”, gli oneri diversi da quelli destinati all’incentivazione delle fonti rinnovabili dovrebbero essere pagati da tutti i consumatori, anche su-



gli autoconsumi. Sui soli oneri per l’incentivazione delle fonti rinno-vabili sarebbero possibili esenzioni dal pagamento anche significative, ma solo per le imprese dei settori manifatturieri ad alta intensità elet-trica ed esposte alla concorrenza internazionale. L’eliminazione dell’e-senzione dal pagamento degli oneri verrebbe implementata in manie-ra graduale, fino al raggiungimento dell’eliminazione totale nel 2019.

In tal caso, le conclusioni tratte al paragrafo sulla convenienza dell’autoconsumo da produzione fotovoltaica rispetto all’acquisto di energia dalla rete anche in assenza di incentivi non sarebbero più sostenibili; l’ulteriore sviluppo della fonte fotovoltaica ai fini del raggiungimento degli obiettivi al 2030 della policy europea clima-e-nergia potrebbe quindi richiedere l’adozione di agevolazioni di tipo diverso per preservare la convenienza economica degli investimenti.

Va tuttavia detto che, allo stato attuale, la sopra citata interpretazio-ne della comunicazione della Commissione da parte del MiSE non è condivisa da tutti, per cui la tematica è ancora oggetto di discussione.

Obbligo di installazione nei nuovi edifici (D.Lgs. 28/2011)

Il D.Lgs. 28/2011, all’articolo 11 e all’Allegato 3, prevede che nei nuovi edifici o in quelli sottoposti a ristrutturazioni rilevanti5 il fab-bisogno di energia elettrica debba essere almeno in parte coperto da impianti a fonti rinnovabili, con una potenza minima installata proporzionale alla superficie in pianta dell’edificio al livello del ter-reno e pari a:

■■ 1 kW ogni 80 m2 quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è presentata dal 31 maggio 2012 al 31 dicembre 2013;

■■ 1 kW ogni 65 m2 quando la richiesta è presentata dal 1 gennaio 2014 al 31 dicembre 2016;

■■ 1 kW ogni 50 m2 quando la richiesta è presentata dal 1 gennaio 2017.

Per gli edifici pubblici tali obblighi sono incrementati del 10%.L’inosservanza dell’obbligo comporta il diniego del rilascio del ti-

5 Per edificio sottoposto a ristrutturazione rilevante si intende un edificio esistente di superficie utile superiore a 1.000 m2, sottoposto a interventi di ristrutturazione integrale degli elementi edilizi che ne costituiscono l’involucro, oppure un edificio esistente soggetto a demolizione e successiva ricostruzione anche in manutenzione straordinaria.

86


7

tolo edilizio. L’impossibilità tecnica di ottemperare, in tutto o in par-te, all’obbligo deve essere evidenziata dal progettista in una relazione tecnica dettagliata esaminando la non fattibilità di tutte le diverse opzioni tecnologiche disponibili.

Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili realizzati ai fini dell’as-solvimento degli obblighi di cui sopra accedono agli incentivi statali previsti per la promozione delle fonti rinnovabili, limitatamente alla quota eccedente quella necessaria per il rispetto dei medesimi obbli-ghi. Per i medesimi impianti resta ferma la possibilità di accesso a fondi di garanzia e di rotazione.

Il decreto si riferisce a fonti rinnovabili in generale, tuttavia va da sé che la fonte di elezione per tali interventi è quella fotovoltaica, nel qual caso si prescrive che i moduli disposti sui tetti degli edifici siano aderenti o integrati nei tetti medesimi, con la stessa inclinazione e lo stesso orientamento della falda.


8

8.1 VANTAGGI E SVANTAGGI

VantaggiNel 2014 il fotovoltaico ha soddisfatto il 7,2% del fabbisogno an-

nuale italiano di energia elettrica (Terna [3]) e, da dati prelimina-ri, l’8% nel 2015. Tale percentuale contribuisce alla diversificazione delle fonti primarie nel nostro sistema elettrico, con conseguente minore dipendenza dall’estero.

Essendo circa il 95% della capacità fotovoltaica nazionale colle-gato alle reti di distribuzione a media e bassa tensione (GSE [18]), ne risulta che tale generazione è vicina alla domanda; ciò comporta un minor impegno, salvo casi specifici menzionati in seguito, delle linee di trasmissione.

Un aspetto assai positivo è che la produzione fotovoltaica si ha nelle ore diurne, in cui il carico è maggiore. In particolare, nella stagione estiva, in cui la radiazione solare è massima, il picco di pro-duzione fotovoltaica è simultaneo al maggior uso dei climatizzato-ri elettrici. In questo caso, quindi, la coincidenza temporale tra la maggiore domanda e la maggiore produzione fotovoltaica riduce in alcune fasce orarie i picchi di domanda residua1 (peak shaving); è conseguentemente ridotto anche l’eventuale requisito sull’impiego di sistemi di accumulo utilizzati al solo scopo di “catturare” l’energia da fonte solare per utilizzarla in un altro momento.

Gli impianti fotovoltaici contribuiscono alla sicurezza di esercizio della rete, in quanto devono essere conformi ai requisiti indicati ne-gli allegati A68 e A70 al Codice di Rete (Terna [19] [20]), oltre che per il superamento dei transitori (capacità di Fault Ride Through), anche per la partecipazione alla regolazione di frequenza e tensione, con-tribuendo a sostenere la rete nelle fasi di emergenza e nel recupero delle condizioni normali di esercizio.

Per quanto riguarda la regolazione di rete in condizioni ordinarie, i principali servizi richiesti agli impianti fotovoltaici sono:

■■ (solo per connessione alla rete AT) riduzione della potenza ridot-ta ai fini della risoluzione delle congestioni, riduzione dei transiti

1 La domanda residua è il carico al netto della generazione non programmabile, che deve essere soddisfatto dalla generazione da fonte programmabile.

Effetti della penetrazione degli impianti nel sistema elettrico

88

8

sui corridoi critici per garantire adeguati margini di stabilità, sup-porto alla regolazione in caso di sovra-frequenza;

■■ (solo per connessione alla rete AT) teledistacco in modalità lenta per la risoluzione delle congestioni;

■■ regolazione della potenza reattiva per il supporto alla regolazione di tensione, sia in sovra sia in sotto-tensione.

Per quanto riguarda i servizi di rete in condizioni perturbate, i servizi richiesti agli impianti FV sono:

■■ insensibilità agli abbassamenti di tensione, ossia mantenimen-to della connessione a fronte di ampiezza e durata dei buchi di tensione definite mediante opportune curve di tipo “Low Voltage Fault Ride Through”, al fine di consentire al sistema il recupe-ro immediato dell’apporto di potenza a seguito dell’estinzione di eventuali guasti (escluso FV connesso a rete MT-BT con Pnomi-nale <6 kVA);

■■ permanenza della connessione alla rete nello stesso intervallo di valori di frequenza richiesto ai generatori convenzionali (47,5-51,5 Hz) e regolazione della potenza attiva, mediante progressiva riduzione della potenza iniettata in rete, nel range 50,3-51,5 Hz, al fine di contrastare transitori di sovra-frequenza (statismo2 2,4%);

■■ (solo connessione alla rete AT) teledistacco rapido in modalità di difesa al fine di contrastare transitori veloci di sovra-frequenza.

Svantaggi e sfide tecniche imposteLa generazione fotovoltaica è caratterizzata da variabilità e limi-

tata prevedibilità, giacché la potenza generata varia in funzione del periodo dell’anno e dell’ora del giorno, mentre la corrispondente previsione è condizionata dall’incertezza legata alle condizioni me-teorologiche, particolarmente nelle giornate caratterizzate da cielo variabile.

L’elevato valore di penetrazione FV nel sistema elettrico italiano (poco meno di 19 GW installati a fronte di un carico massimo pari a 52 GW nel 2014) comporta un impatto sull’esercizio non solo a livello locale, in forma di deviazioni della tensione dal valore nominale e di possibile inversione di potenza nelle sottostazioni AT/MT (in passato

2 Rapporto tra l’incremento percentuale a regime della frequenza di rete e la corrispondente riduzione percentuale di potenza iniettata dall’impianto FV.


Effetti della penetrazione degli impianti nel sistema elettrico nazionale

caratterizzate da flusso di potenza esclusivamente verso la media tensione), ma anche a livello di sistema di trasmissione perché le variazioni di produzione fotovoltaica possono causare rilevanti sbi-lanciamenti tra carico e generazione, con conseguenti fluttuazioni della frequenza.

La generazione FV ha comportato negli ultimi anni un diverso profilo giornaliero della domanda residua, che è evoluto verso con-dizioni più impegnative per il sistema elettrico e le relative risorse di flessibilità. In particolare, considerando ad esempio i grafici pub-blicati da AEEG [21] riguardanti la domanda residua (Figura 8.1) nei giorni lavorativi di marzo 2011 e 2013, si possono osservare feno-meni ormai sistematici imputabili sostanzialmente alla generazione fotovoltaica, ovvero: un significativo abbassamento della domanda residua (curve tratteggiate) nelle ore centrali della giornata; e una rilevante accentuazione della rampa pomeridiana/serale.

L’abbassamento della domanda residua nelle ore centrali del-la giornata può diventare critico specialmente in situazioni, come quelle dei giorni festivi primaverili, caratterizzate da basso carico complessivo. Da un lato è necessario, infatti, mantenere in servizio una quota di generazione convenzionale programmabile per erogare i necessari servizi di sistema (riserva, inerzia, regolazione di tensio-ne, potenza di cortocircuito); dall’altro le unità convenzionali pre-

42.000

37.000

32.000

27.000

22.000

17.000

12.000

Evoluzione della domanda, residua e non.

Giorni lavorativi di marzo 2011 e 2013. (fonte AEEGSI)

FIGURA 8.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

h

18.077

30.336

25.139

33.928

2011 2013

21.699

37.186

33.79137.210

90

8

sentano un minimo tecnico di erogazione di potenza, sotto il quale non si può scendere, per cui a livello di sistema si può incorrere in sovra-generazione (over-generation).

Al fine di mantenere in servizio le unità convenzionali neces-sarie per garantire i servizi, può essere ridotta la potenza importa-ta dall’estero e, in situazioni estreme, la stessa produzione da fonte rinnovabile (Terna [22]). Per compensare l’andamento della doman-da residua (grafico a destra nella Figura 8.1) occorre effettuare più frequenti cicli di avviamento/spegnimento dei gruppi convenzionali programmabili; sono inoltre richieste maggiori prestazioni degli stes-si in termini di minori tempi di avviamento, più elevati gradienti di rampa e ridotti tempi minimi di permanenza in servizio (AEEGSI).

A causa dell’incertezza sulla previsione della produzione fotovol-taica, l’operatore di rete deve predisporre, in fase di pianificazione dell’esercizio, più elevati margini di riserva di potenza da utilizza-re per il bilanciamento in tempo reale. La Tabella 8.1 mostra l’in-cremento del fabbisogno di riserva terziaria totale, che è data dalla somma della terziaria pronta (principalmente fornita dai gruppi idro-elettrici di produzione e pompaggio e finalizzata a ricostituire rapi-damente la banda di riserva secondaria, oltre a mantenere il bilancio di potenza in caso di variazioni rapide di fabbisogno) e della terziaria di sostituzione (finalizzata alla ricostituzione della riserva terziaria pronta a fronte di scostamenti del fabbisogno, dell’immissione delle Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP) e di fuori servizio non programmati dei gruppi di produzione con durata di qualche ora).

Fabbisogno di riserva terziaria totale. (fonte AEEGSI)

Riservaasalire Riservaascendere

2012

GW

2013

GWVariazione

2012

GW

2013

GWVariazione

CentroNord 2.757 2.845 3% 3.069 3.315 8%

CentroSud 3.802 3.585 -6% 4.234 4.145 -2%

Nord 7.075 7.153 1% 6.941 7.621 10%

Sardegna 2.670 2.518 -6% 2.001 2.137 7%

Sicilia 3.106 3.338 7% 1.820 1.990 9%

Sud 2.842 3.003 6% 3.175 3.470 9%

Totale 22.252 22.440 1% 21.241 22.678 7%

TABELLA 8.1



Maggiori risorse per la regolazione devono essere garantite dal parco di generazione tradizionale (programmabile), a fronte pe-raltro di una forte riduzione del numero di ore del loro utilizzo, dovuta alla priorità di dispacciamento delle rinnovabili. La previ-sione della produzione FV, al pari di altre Fonti Rinnovabili Non Programmabili, serve all’operatore di rete per minimizzare i servizi di bilanciamento necessari a garantire la sicurezza d’esercizio. In particolare, previsioni a breve termine possono servire al dispaccia-mento di generatori per garantire tempi rapidi di intervento (grup-pi idroelettrici, unità termoelettriche a ciclo combinato di ultima generazione, turbogas a ciclo aperto) e potrebbero servire anche nel contesto di nuovi meccanismi di partecipazione attiva della do-manda (demand response).

In situazioni di basso carico e alta produzione da FRNP si pos-sono avere congestioni sulle sezioni AAT (Altissima Tensione) tra zone di mercato in direzione Sud-Nord. A tal proposito, l’operato-re di rete rileva come scenari previsionali di medio-lungo periodo confermino l’urgenza del potenziamento riguardante la capacità di trasporto. Nelle medesime condizioni di esercizio, si possono avere inoltre difficoltà nel rispettare gli scambi di energia transfrontalie-ri; infatti la modulazione della produzione termoelettrica, minima in tale situazione, può essere insufficiente a bilanciare il surplus di generazione nazionale con conseguente necessità di modulazione dell’importazione.

Un’altra sfida posta dalla produzione FV è la progressiva riduzio-ne dell’inerzia del sistema elettrico nazionale. La generazione tradi-zionale è basata sull’impiego di macchine rotanti che contribuiscono all’inerzia del sistema, fornendo una risposta immediata a improvvi-si sbilanci di potenza e contribuendo a limitare le escursioni di fre-quenza di rete. Gli impianti FV, invece, non presentano in generale alcun accumulo energetico che possa essere sfruttato per fornire un contributo inerziale, mediante opportuno controllo dei convertitori statici con cui sono collegati alla rete.

Pertanto, in condizioni di bassa inerzia, i tempi d’intervento del-la regolazione primaria potrebbero essere insufficienti e le conse-guenti maggiori escursioni di frequenza potrebbero essere causa di alleggerimento del carico o distacco delle FRNP stesse. Una possibi-le soluzione per contrastare tale problema consiste nel combinare gli impianti FV con sistemi di accumulo elettrochimico (utilizzabili anche per fornire altri servizi, come la regolazione primaria) o su-percapacitori, controllati in modo da “emulare” la risposta inerziale ottenendo la cosiddetta “inerzia sintetica”.

92

8

Inoltre, in caso di cortocircuito sulla rete, la tensione viene soste-nuta mediante iniezione di potenza reattiva con un supporto che è proporzionale al contributo fornito alla corrente di cortocircuito. Tut-tavia, gli impianti fotovoltaici sono caratterizzati da correnti di corto circuito pari a circa 1,5 volte la corrente nominale, ossia inferiori a quelle che caratterizzano la generazione rotante tradizionale (5 vol-te la corrente nominale). Pertanto, tale minore apporto di potenza reattiva è causa di una maggiore estensione geografica dei buchi di tensione che si propagano dal punto di guasto, con un conseguente coinvolgimento di una maggiore quota del sistema elettrico naziona-le e maggiori possibilità di distacco per sotto-tensione.

A fronte dei suddetti impatti, nuove risorse di flessibilità possono essere ottenute mediante:

■■ aumento delle prestazioni degli impianti termoelettrici esistenti e nuovi;

■■ miglioramento della previsione fotovoltaica mediante nuove me-todologie e l’accorciamento dell’intervallo temporale che inter-corre tra programmazione dell’esercizio ed esercizio in tempo reale, compatibilmente con i tempi minimi di attivazione delle risorse di flessibilità;

■■ abilitazione di funzioni innovative di demand-response per coa-diuvare la gestione di sbilanciamenti e congestioni;

■■ utilizzo degli accumuli di energia tramite pompaggi e batterie elettrochimiche;

■■ modulazione in tempo reale (anche con comando da remoto) del-la potenza generata dal FV in caso di congestioni di rete imputa-bili a sovra-generazione;

■■ sfruttamento delle interconnessioni transfrontaliere ai fini della condivisione con l’estero della capacità di riserva;

■■ installazione di dispositivi, quali i compensatori sincroni, che sia-no in grado al contempo di fornire supporto in termini di inerzia e di corrente di cortocircuito;

■■ abilitazione degli impianti fotovoltaici a fornire ulteriori servizi di rete, anche grazie all’accoppiamento con sistemi di accumulo.

Unitamente alle suddette azioni e al fine di evitare antieconomi-che sovrastime delle necessità di rete, la crescente evoluzione delle FRNP ha comportato negli ultimi anni una rivoluzione nella filosofia della pianificazione della sicurezza d’esercizio che passa da approcci di tipo deterministico o semi-deterministico ad approcci di tipo pro-babilistico e/o stocastico (RSE).



8.2 LA PREVISIONE DELLA PRODUZIONE

Nel paragrafo precedente è stata evidenziata l’importanza delle previsioni di producibilità fotovoltaica per una migliore gestione del sistema elettrico nazionale. Il sistema previsionale di producibilità non è però univoco, ma viene configurato secondo la scala spaziale e temporale a cui si è interessati.

Per quanto riguarda la prima, si deve tener presente che in Italia sono attualmente installati più di 650.000 impianti fotovoltaici, di cui circa 30 sono impianti cosiddetti rilevanti, ovvero con potenza nominale superiore ai 10 MWp e corrispondono al 3,2% della poten-za totale fotovoltaica installata. Circa un terzo della potenza totale installata è costituita da impianti di piccola taglia, con potenza nomi-nale inferiore ai 100 kWp. Gli impianti di grande taglia partecipano direttamente alle transazioni di compravendita dell’energia elettrica, e, in particolare, devono fornire entro le 12 di ogni giorno il profilo orario dell’energia che produrranno il giorno successivo. Per questi impianti vengono quindi prodotte previsioni almeno a livello orario e con un orizzonte previsionale di 2/3 giorni in avanti.

Oltre alle previsioni per impianti singoli, devono essere anche prodotte stime della produzione oraria su aree estese, ad esempio a livello provinciale o per le zone di mercato in cui è suddivisa l’Italia. Le previsioni su aggregati di impianti risultano essere in generale più accurate di quelle per gli impianti singoli, anche se in questo caso la difficile reperibilità e completezza delle misure di produzione oraria può essere fonte di errore nelle stime della produzione.

Per quanto riguarda l’orizzonte temporale previsionale, sono stati in-trodotti dalla comunità scientifica vari approcci che si basano su differenti metodologie. In particolare, si devono distinguere tre fasce temporali:

■■ dai minuti alle poche ore in avanti (very short-term forecast);■■ dai 30 minuti alle 6 ore in avanti (short-term forecast);■■ dalle 4/6 ore ai 2/3 giorni in avanti (terzo caso).

Very short-term forecast. I dati di produzione e le misure locali dell’ir-raggiamento solare e di altre variabili meteorologiche possono esse-re elaborate da un modello, quale il filtro di Kalman, o da modelli autoregressivi (AR) o autoregressivi a media mobile (ARIMA), per il calcolo della produzione attesa nell’immediato futuro. La presen-za delle misure meteorologiche può fornire al sistema informazioni sufficienti, se l’orizzonte temporale è breve, per segnalare l’arrivo imminente di una variazione nello stato dell’atmosfera.

94

8

Short-term forecast. Poiché l’orizzonte temporale si estende fino a 6 ore in avanti, è comunque necessario prevedere la copertu-ra nuvolosa, che è la principale causa di variabilità dell’irraggia-mento solare superficiale. In questo caso si utilizzano immagini satellitari, in particolare le immagini del satellite Meteosat Se-cond Generation che trasmette ogni 15 minuti informazioni su 12 canali (2 nel visibile, 7 nell’infrarosso, 2 nella banda del vapor acqueo e 1 nel visibile ad alta risoluzione), con una risoluzione di circa 3,0 km x 4,5 km alle latitudini italiane. L’analisi di una serie di immagini consecutive permette di determinare la presenza di nuvolosità, oltre alla tipologia delle nubi stesse, e di estrapolare la posizione delle stesse nelle ore successive.

A causa della forte variabilità della copertura nuvolosa, carat-terizzata da repentine aggregazioni, dissolvimenti e spostamenti delle nubi, il processo di estrapolazione è estremamente diffici-le e determina un degrado delle performance con l’aumentare dell’orizzonte previsionale. Strumenti terrestri di monitoraggio della copertura nuvolosa (groud-based sky imagers) permettono di avere a disposizione informazioni sul movimento delle nubi con una risoluzione spaziale e temporale maggiore, consentendo di individuare gli improvvisi cambiamenti dell’irraggiamento solare (le cosiddette rampe, ovvero crescite o diminuzioni improvvise dell’irraggiamento superficiale).

Il vantaggio dei dati satellitari, però, consiste soprattutto nel-la disponibilità di informazioni sulla copertura nuvolosa su una griglia estremamente densa, e non solo in alcuni punti campione dove sono state installate apparecchiature specifiche. Fino ad un massimo di 6 ore in avanti si possono quindi utilizzare misure di produzione dell’impianto, misure di variabili meteorologiche lo-cali (in particolare irraggiamento sul piano del modulo fotovoltai-co) e dati sulla copertura nuvolosa dedotti da immagini satellitari o da sensori posti a terra. L’errore previsionale dipende in questo caso dall’orizzonte temporale considerato, con un errore nella stima della copertura nuvolosa crescente nel tempo, fino ad ar-rivare ad assumere i valori tipici di una variabile completamente stocastica dopo le 6/10 ore in avanti. È opportuno segnalare che anche in giornate serene la stima della produzione può variare sensibilmente per la presenza di carico aerosolico atmosferico variabile, con conseguente diversa ripartizione dell’irraggiamen-to nella componente diretta, proveniente direttamente dal Sole, e in quella diffusa dall’atmosfera.



Terzo caso. Per orizzonti temporali superiori alle 6 ore, è neces-sario utilizzare un modello numerico meteorologico (Numerical Weather Prediction model, NWP) per la previsione delle variabili primarie necessarie al calcolo della produzione fotovoltaica.

Esistono modelli NWP, ad esempio l’Integrated Forecast System, modello globale dell’ECMWF (European Centre for Medium Range Weather Forecasts, UK), con una risoluzione di 12 km, o il Global Forecast System, modello globale del NCAR (National Center for At-mospheric Research, USA), con una risoluzione di 25 km, che for-niscono le previsioni di molte variabili meteorologiche per tutto il globo, e per sette/dieci giorni in avanti, con cadenza tri-oraria o esa-oraria. Questi campi sono utilizzati dai modelli numerici ad area limitata, ovvero definiti su un’area di integrazione limitata spazialmente e che richiedono, oltre allo stato iniziale dell’atmo-sfera, anche alcuni campi meteorologici alla frontiera del domi-nio d’integrazione, forniti proprio dai modelli globali.

Tra i modelli ad area limitata più utilizzati dalla comunità scientifica, si può citare il Weather Research and Forecasting Model (WRF), sviluppato presso NCAR, e il Regional Atmospheric Mode-ling System (RAMS), sviluppato da ricercatori della Colorado State University (e ora manutenuto da ATMET). Le previsioni nume-riche meteorologiche possono arrivare a risoluzioni spaziali di pochi chilometri e temporali almeno orarie o quartodorarie, con un errore previsionale che dipende fortemente dalla climatolo-gia della località esaminata e dal periodo dell’anno considerato. I NWP qui indicati sono di natura deterministica, ovvero i modelli previsionali globali sono lanciati utilizzando una specifica con-dizione iniziale, ottenuta assimilando da tutto il globo milioni di misurazioni acquisite da molte fonti differenti.

A causa però della natura stocastica del sistema oceano/at-mosfera, l’incertezza nelle misurazioni delle condizioni iniziali e la disomogeneità nella disponibilità a livello globale di tali mi-sure può causare ampie variazioni nelle previsioni future. Per cercare di stimare l’incertezza intrinseca previsionale sono stati sviluppati modelli (Ensemble Forecast) che si basano su diversi lanci di modelli deterministici, utilizzando però delle condizioni iniziali opportunamente perturbate. L’utilizzo di diversi modelli numerici deterministici (multi-model approach), aggregando op-portunamente le uscite, permette di ridurre il rischio di errore previsionale, che può essere estremamente elevato nel caso di situazioni meteorologiche perturbate, soprattutto in presenza di elevata dinamica nuvolosa.

96

8

Il passaggio dalle previsioni di variabili meteorologiche correla-te con la produzione FV al valore di produzione energetica FV può essere effettuato utilizzando un approccio fisico o uno statistico. In entrambi i casi la localizzazione geografica è sicuramente ne-cessaria, al fine di calcolare esattamente altezza e azimuth solare. Nel primo caso sono necessarie informazioni sulle caratteristiche tecniche dell’impianto, quali la sua tipologia, se fisso o ad insegui-mento solare, l’esposizione e l’inclinazione dei moduli fotovoltaici, mentre nel secondo caso il sistema apprende direttamente queste caratteristiche dalle misure pregresse di produzione.

La produzione di un impianto fotovoltaico è correlata principal-mente all’irraggiamento sul piano del modulo (Global Tilted Irradia-tion, GTI), alla sua tipologia e quindi alla sua efficienza. Quest’ulti-ma dipende dalle perdite dovute ai componenti elettrici, all’inverter, all’invecchiamento dei moduli, ai depositi di polvere e sporcizia, ma anche alla temperatura di lavoro dei moduli. A sua volta la tempera-tura dipende dalla tipologia del modulo, dalle modalità di installazio-ne, dalla temperatura dell’aria e dall’irraggiamento GTI, e produce un calo di rendimento, rispetto ai valori in condizioni standard, fino al 15% per temperature di modulo di 60 °C, facilmente ottenibili in estate quando la temperatura ambiente supera i 30 °C.

I parametri predittori necessari per il calcolo della produzio-ne FV possono quindi essere la componente diretta, diffusa e globale dell’irraggiamento solare, la temperatura di modulo, l’in-tensità del vento (che favorisce il raffreddamento dei moduli e quindi ne fa aumentare l’efficienza) e il contenuto di acqua preci-pitabile in atmosfera. L’irraggiamento su piano inclinato richiede la conoscenza dell’esposizione e dell’inclinazione del modulo, e può essere calcolato a partire dall’angolo di incidenza del raggio solare sul piano del modulo e dalle componenti diretta e diffusa, relative al piano orizzontale, fornite dal NWP. Esistono diverse parametrizzazioni utilizzabili per il calcolo della GTI, con diver-sa precisione, ma il problema principale consiste nella corretta previsione delle due componenti, diretta e diffusa, da parte del NWP. La prima è fortemente dipendente dalla copertura nuvo-losa, dal carico di aerosol atmosferici e dal contenuto di ozono, diminuendo sensibilmente in presenza di queste componenti. La seconda può anche aumentare fortemente per particolari condi-zioni di copertura nuvolosa o di carico aerosolico. Per la difficoltà di prevedere l’esatta posizione e tipologia della copertura nuvo-losa, come anche della tipologia di aerosol, l’errore previsionale delle componenti diretta e diffusa risulta elevato. L’irraggiamento



globale, invece, presenta un errore nettamente inferiore, a causa della compensazione che si verifica tra le due componenti. A li-vello modellistico risulta quindi spesso svantaggioso utilizzare la GTI come predittore per la produzione FV, preferendo adottare la radiazione globale su piano orizzontale, anche per la non sempre possibile conoscenza dei parametri di installazione dei moduli.

Nel caso in cui si adotti un modello statistico per la stima del-la producibilità, si utilizzano serie storiche di produzione e pre-visioni (o misure) pregresse dei predittori meteorologici indicati precedentemente, al fine di determinare il legame tra predittori e produzione. Per previsioni con orizzonti temporali di 5/60 mi-nuti in avanti, il metodo autoregressivo a media mobile (ARIMA) consegue i risultati migliori; ma al crescere dell’orizzonte tem-porale, a causa della forte non linearità presente tra predittori e producibilità, sistemi basati su reti neurali (Neural Networks, NN), sistemi misti ARIMA+NN, ricerca di situazioni analoghe passate (Analog eNsemble, AN) producono risultati più affidabili. I sistemi NN e AN richiedono un periodo di addestramento per determinare le caratteristiche della risposta dell’impianto FV alle forzanti meteorologiche.

Andamento orario della potenza dell’impianto fotovoltaico di Marcallo

con Casone (MI). In azzurro l’andamento previsto, in rosso

le corrispondenti misure. La previsione è stata ottenuta considerando

un intervallo previsionale di 36/60 ore.

FIGURA 8.2

Misurato

Previsto

12

10

8

6

4

2

0

00:00 00:01 00:02 00:03 00:04 00:05 00:06 00:07 00:08 00:09 00:10 00:11 00:12 00:13 00:14 00:15 00:16 00:17 00:18 00:19 00:20 00:21 00:22 00:23

kW

98

8

Questo periodo di addestramento deve essere sufficientemen-te esteso temporalmente in modo tale da contenere un certo nu-mero di situazioni simili a quelle attualmente previste. In parti-colare, il metodo AN ricerca situazioni passate per cui i predittori meteorologici previsti hanno assunto valori simili a quelli della previsione corrente, e la produzione futura viene ottenuta esami-nando le produzioni che si sono verificate in corrispondenza di tali situazioni.

In Figura 8.2 è mostrato l’andamento orario della previsione di produzione del giorno tipo relativo al mese di marzo 2016 di un singolo impianto fotovoltaico (appartenente alla rete di impianti monitorati da RSE http://monitoring.rse-web.it), situato a Mar-callo con Casone (MI). Le previsioni ottenute con i sistemi NN e AN riescono a riprodurre correttamente anche la forma non regolare della curva oraria, pur senza utilizzare esplicitamente informazioni tecniche dell’impianto.

A causa della natura caotica del sistema atmosfera, non è pur-troppo possibile ottenere una previsione assolutamente corretta in un punto e ad un istante preciso con 36/60 ore di anticipo, ma è invece possibile cercare di ridurre l’errore previsionale e stima-re il grado di attendibilità della previsione.

A livello internazionale si cerca continuamente di migliorare l’affidabilità dei vari modelli NWP, sviluppando nuove parame-trizzazioni, e si stanno anche sviluppando nuovi sistemi di post-e-laborazione per il calcolo della produzione. L’utilizzo di sistemi multi-model per la riduzione del rischio di una previsione errata, e di sistemi probabilistici per il calcolo del valore medio atteso e della misura del grado di affidabilità della previsione, sembrano essere al momento attuale gli approcci più promettenti nella cor-sa verso una previsione sempre più accurata e facilmente utiliz-zabile dall’utilizzatore finale di tali informazioni.

8.3 BARRIERE ALLO SVILUPPO DEL FOTOVOLTAICO

Le cause che possono avere un considerevole impatto sulla dif-fusione dei sistemi di generazione fotovoltaici e costituire quindi un ostacolo al loro utilizzo sono principalmente quelle di seguito indica-te, la cui elencazione comunque non può ritenersi esaustiva.



Il costo di produzione da fotovoltaico: fra grid parity e market parity

Una fonte di generazione elettrica raggiunge la grid parity quando il proprio costo di produzione (quantificato mediante il LCOE) ugua-glia o scende al di sotto del costo dell’energia sostenuto dall’utente finale. La market parity è invece raggiunta quando il costo di produ-zione uguaglia o scende al di sotto del prezzo all’ingrosso dell’ener-gia, ad esempio del prezzo che si forma sul Mercato del Giorno Prima (MGP) della Borsa Elettrica. Come si può notare dai valori di LCOE e dai prezzi medi MGP, la fonte fotovoltaica è ben lungi dal raggiun-gere la market parity.

Al contrario, per un cliente domestico tipo con consumi annui pari a 2.700 kWh, il costo dell’energia elettrica acquistata è attual-mente pari a circa 0,19 euro/kWh, il che implica che un impianto fo-tovoltaico di taglia residenziale ha già raggiunto la grid parity, anche in assenza delle detrazioni fiscali attualmente in vigore, dato che il costo dell’energia prodotta risulta pari a 0,155 euro/kWh nelle aree più soleggiate d’Italia e 0,184 euro/kWh nelle aree meno soleggiate

Consumatoriperfasciadiconsumoannuo(MWh)

Danimarca Francia Germania Italia RegnoUnito Spagna

<20Netti 11,49 11,30 14,13 17,42 16,73 26,97

Lordi 23,14 16,44 28,91 31,41 20,61 34,30

20-50Netti 9,18 9,12 10,63 12,30 14,20 15,05

Lordi 25,47 13,80 23,56 23,70 17,64 19,14

500-2.000Netti 8,52 7,04 8,26 10,66 12,68 11,83

Lordi 24,59 11,05 20,32 20,17 15,77 15,04

2.000-20.000Netti 8,48 6,19 7,17 9,62 11,61 10,19

Lordi 24,56 9,63 17,91 17,55 14,33 12,97

20.000-70.000Netti 7,62 5,85 6,32 8,73 11,62 7,96

Lordi 23,49 8,64 15,37 15,38 14,23 10,12

70.000-150.000Netti 7,62 5,38 5,97 7,38 11,29 7,75

Lordi 23,49 7,11 14,30 11,95 13,82 9,86

Prezzi dell’energia elettrica per i consumatori industriali

al netto e al lordo delle imposte.

(elaborazioni AEEGSI su dati Eurostat – c€/kWh, anno 2014)

TABELLA 8.2

100

8

Per quanto riguarda i consumatori industriali, facendo riferimen-to ai prezzi lordi riportati in Tabella 8.2, si può notare come i valori di LCOE risultino competitivi con i costi dell’energia di tutte le classi di consumo, considerando la taglia dell’impianto fotovoltaico più ade-guata a soddisfare il consumo annuo della specifica classe di utenza.

Appare quindi chiaro come, sia per consumatori residenziali sia per consumatori industriali, in caso di autoconsumo dell’intera produzione (facilitato nei casi in cui si possa accedere allo scambio sul posto), la tecnologia di generazione fotovoltaica risulti competitiva con l’acquisto di energia dalla rete anche in assenza di incentivi o agevolazioni fiscali.

Procedure autorizzativeLe procedure autorizzative per l’installazione di impianti han-

no spesso costituito un ostacolo alla loro diffusione, sia in Italia che all’estero. In Italia, in particolare, la riforma del Titolo V della Costi-tuzione avvenuta nel 2001 e la conseguente delega di molte compe-tenze agli Enti locali hanno comportato un’elevata frammentazione del contesto normativo, il che rappresenta un fattore che limita la diffusione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili.

Come indicato, già nel 2009 la Direttiva europea n. 28 aveva for-nito indicazioni ai Paesi membri per semplificare e accelerare a livel-lo amministrativo le procedure autorizzative per gli impianti di gene-razione a fonti energetiche rinnovabili, al fine di favorirne lo svilup-po. In seguito a tale Direttiva, in Italia nel 2010 sono state emesse le Linee Guida Nazionali per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (già previste dal D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 all’articolo 12 comma 10), mentre nel 2001 è stato emanato il D.Lgs. n. 28 di recepimento della Direttiva europea n. 28, che modificando e integrando quanto già stabilito dalle Linee Guida, ha definito il qua-dro delle autorizzazioni per gli impianti a fonti rinnovabili in Italia.

Le Linee Guida, in particolare, indicano l’elenco degli atti che rappresentano i contenuti minimi indispensabili per superare po-sitivamente l’iter autorizzativo e chiariscono le procedure che ogni impianto, in base alla fonte e alla potenza installata, deve affrontare per ottenere l’autorizzazione.

Accesso alla reteAnche la connessione degli impianti alla rete ha spesso costitu-

ito un ostacolo alla loro realizzazione. Sono state infatti individuate nella rete elettrica nazionale in AT e in MT varie linee e aree che,



secondo le indicazioni della Delibera AEEGSI 99/08, presentavano condizioni “critiche” (ovvero linee prossime al limite di capacità di trasporto e aree che comprendono tali linee), ai fini della connessio-ne di nuovi impianti di produzione.

Secondo le indicazioni della Delibera AEEGSI 99/08, sia Terna sia i distributori in MT devono fornire informazioni aggiornate sulle linee e aree critiche di propria competenza. In seguito a ciò, vari distribu-tori consentono di accedere online su una cartina geografica per esa-minare la zona di proprio interesse e verificare l’eventuale livello di criticità. Grazie a tali indicazioni e ai miglioramenti effettuati in questi ultimi anni sulle linee di trasmissione e distribuzione, le aree critiche sono diminuite, anche se non sono state del tutto eliminate.

Incertezze economiche per frequenti variazioni legali e regolatorie

La diffusione dei sistemi di generazione fotovoltaica, sia in Italia sia nel resto dei Paesi più industrializzati, è stata sin qui agevolata in vario modo e consistenza da programmi nazionali. Tali variazioni hanno spesso provocato disorientamento e incertezza negli investi-tori, limitando lo sviluppo di questo tipo di sistemi di generazione.

In Italia, ad esempio, le rapide e frequenti variazioni delle regole e delle tariffe incentivanti del Conto Energia hanno provocato fasi di crescita esasperata e disordinata della potenza installata, seguite da periodi di stasi pressoché totale, dovuta anche all’aspettativa di una ripresa dell’incentivazione.

Una variazione consistente delle tariffe incentivanti è stata intro-dotta a giugno 2014 con il provvedimento cosiddetto “Spalma incen-tivi” di cui all’art. 26 del D.Lgs. 91/2014 [25]. Secondo tale provvedi-mento, entro il 30 novembre 2014 per gli impianti fotovoltaici con potenza nominale superiore a 200 kW è stato necessario scegliere una delle seguenti opzioni, valida dal gennaio 2015:

a) estendere da 20 a 24 anni il periodo di incentivazione, riformu-lando il valore unitario dell’incentivo secondo la percentuale di riduzione indicata nella Tabella 8.3;

b) continuare a beneficiare degli incentivi per un periodo di 20 an-ni, ma con una riduzione in un primo periodo e con un corri-spondente aumento in un secondo tempo, come indicato nell’All. 1 del DM 17 ottobre 2014 [26];

c) continuare con incentivi erogati per 20 anni, ma ridotti per la durata residua del periodo di incentivazione, secondo le seguenti modalità:

102


8

■■ riduzione del 6%, per gli impianti aventi potenza nominale supe-riore a 200 kW e fino alla potenza nominale di 500 kW;

■■ riduzione del 7%, per gli impianti aventi potenza nominale supe-riore a 500 kW e fino alla potenza nominale di 900 kW;

■■ riduzione dell’8%, per gli impianti aventi potenza nominale su-periore a 900 kW.

Riduzione delle tariffe incentivanti del Conto Energia

(All.2 del D.Lgs. 91/2014[25]).

Periodoresiduo(anni) Percentualediriduzionedell’incentivo

12 25%

13 24%

14 22%

15 21%

16 20%

17 19%

18 18%

oltre19 17%

I risultati di tale provvedimento sono stati che il 60% degli opera-tori ha optato per la riduzione della tariffa mantenendo a 20 anni il periodo di erogazione; in particolare (GSE [27]):

■■ l’opzione a) ha riguardato 176 convenzioni, per una potenza di 91.356 kW, una riduzione media del 19,73% e un risparmio per il 2015 di 6,4 milioni di euro;

■■ l’opzione b) ha coinvolto 4.787 convenzioni, per una potenza di 3.832.478 kW, una riduzione media del 14,18% e un risparmio per il 2015 di 202,1 milioni di euro;

■■ l’opzione c), infine, ha riguardato 7.846 convenzioni, per una potenza di 6.546.682 kW, una riduzione media del 7,12% e un risparmio per il 2015 di 186,1 milioni di euro.

È da notare che i dati sopra riportati sono influenzati dal fatto che gli operatori dovevano comunicare la loro scelta entro il 30 novem-bre 2014, ma che in assenza di una dichiarazione esplicita sarebbe stata applicata automaticamente la terza opzione.

TABELLA 8.3


9

9.1 APPORTO IN POTENZA ED ENERGIA

Uno “scenario” è una descrizione autoconsistente di uno dei pos-sibili modi in cui il futuro potrebbe evolvere, per cui non va confuso con una previsione, che invece mira a individuare il più probabile modo in cui il futuro potrebbe evolvere.

Le analisi di scenario, infatti, sono esercizi di tipo what-if, in base ai quali si intende valutare quali siano le conseguenze sulle varia-bili di interesse del sistema oggetto di indagine di un determinato insieme di assunzioni sull’evoluzione futura di specifici parametri (ad esempio, il quadro legislativo). In questo modo, ad esempio, con-frontando i risultati di diversi scenari si possono trarre utili indica-zioni sulla sensibilità del sistema alle diverse assunzioni effettuate.

Gli scenari energetici, nell’ambito dei quali si assume, tra le altre opzioni, lo sviluppo della fonte fotovoltaica, sono quindi i più vari; tuttavia è interessante vedere su quali valori di potenza installata e di produzione per l’anno 2030 si attestano i più significativi tra essi, relativamente al sistema elettrico nazionale (Tabella 9.1).

Come si può notare, l’intervallo di variabilità della potenza instal-lata considerata nei vari scenari è molto ampio, spaziando all’incirca tra 25 e 45 GW, così come ampia è la forchetta della quota di richiesta

Scenari di integrazione nel sistema elettrico al 2030

Sviluppo della generazione da fonte fotovoltaica in Italia

all’anno 2030 in diversi scenari.

Scenario Potenza[GW] Produzione[TWh]Richiestasulla

rete[TWh]

ProduzioneFV/

Richiesta[%]

ENEA-RSE“Riferimento”[74] 24,1 29,0 384,1 7,6

ENEA-RSE“-36%”[74] 34,6 46,2 342,2 13,5

PRIMES“Reference2013”[75] 28,2 44,4 353,0 12,6

ENTSO-E“Vision1”[76] 24,6 35,0 354,2 9,9

ENTSO-E“Vision2”[76] 37,4 53,3 330,3 16,1

ENTSO-E“Vision3”[76] 43,4 71,9 311,3 23,1

ENTSO-E“Vision4”[76] 49,5 80,2 354,7 22,6

EREC“Reference”[77] 34,0 41,0 358,0 11,5

EREC“Energy[r]evolution”[77] 44,0 53,0 311,0 17,0

GridTech[78] 41,4 60,5 460,5 13,1

TABELLA 9.1

104

9

sulla rete1 coperta da tale fonte, che spazia dall’8% ad oltre il 20%. È però evidente come gli scenari più prudenti non siano adeguati a raggiungere gli obiettivi attualmente fissati di riduzione delle emis-sioni al 2030, e che a tale scopo va considerato ragionevole un obiet-tivo di almeno 35 GW di fotovoltaico complessivamente installato al 2030.

Considerando orizzonti temporali più ravvicinati, nel piano di sviluppo della rete 2015 Terna riporta una previsione2 al 2024 di una potenza fotovoltaica installata pari a 29,8 GW, effettuata “sulla base del raggiungimento della grid parity e delle potenze attualmente in-stallate all’interno di ciascuna classe di potenza”.

Considerato che la potenza installata a fine 2015 era pari a circa 19 GW e che in tale anno si sono installati nuovi impianti per poco più di 300 MW, appare evidente che occorre un tasso di crescita no-tevolmente superiore a quello attuale (almeno 1.000 MW/anno) per raggiungere i livelli di sviluppo sopra citati.

Assumendo quindi come obiettivo per la potenza installata al 2030 il valore di 35 GW, occorrerà installare impianti fotovoltaici di due diverse tipologie:

sistemi di generazione distribuita. Costituiti da piccoli im-pianti su abitazioni e medi impianti su strutture industriali/terzia-rie, nei quali si fa ampio ricorso all’autoconsumo; questo modello sarà probabilmente quello più realistico nel breve/medio periodo se si pensa all’applicazione di meccanismi di agevolazione (soprattutto SEU), ma non sarà sufficiente a causa della capienza delle coperture degli edifici.

Infatti, secondo vari studi, fra i quali quelli di CNES e IEA PVPS, la superficie di coperture di edifici utilizzabile per installazioni foto-voltaiche è valutabile fra 400 e 700 km2. Tenendo conto dei vincoli tecnici (esposizione delle falde, ombreggiamento fra file di moduli o costruzioni circostanti) e dei vincoli urbanistici e artistici, nonché dell’installazione di impianti solari termici, si può ritenere che la potenza fotovoltaica realisticamente installabile sugli edifici non sia sufficiente a raggiungere un obiettivo di 35 GW totali; è quindi indi-spensabile prevedere una quota aggiuntiva di grandi e medi impianti a terra, valutata prudenzialmente in 7-8 GW;

1 La richiesta sulla rete corrisponde alla domanda per usi finali più le perdite di rete.

2 Terna usa espressamente il termine “previsione” e non “scenario”.



impianti centralizzati a terra. Per offerta in Borsa o contratti bilaterali; questo modello ha la possibilità di far raggiungere la poten-za complessiva necessaria, ma non è facilmente percorribile a causa delle attuali limitazioni sull’utilizzo di suolo.

Come chiedono da tempo gli operatori, occorrerà una specifica programmazione governativa integrata con una collaborazione ade-guata degli Enti locali per superare tali limitazioni, ad esempio me-diante utilizzo di aree già munite di autorizzazione e collegate alla rete elettrica, zone industriali dismesse e aree non impiegabili per agricoltura; il tutto dovrebbe essere accompagnato dalla semplifica-zione dell’iter dell’Autorizzazione Unica.

Gli impianti di quest’ultima tipologia avranno un vantaggio in termini di economie di scala, ma il notevole handicap di doversi confrontare con i prezzi all’ingrosso. Quindi, in ordine di tempo, è ragionevole prevedere che prima venga saturato il potenziale di in-stallazione sugli edifici, operante in scambio sul posto o comunque con forte quota di autoconsumo.

È peraltro difficilmente spiegabile perché il tasso di crescita at-tuale risulti così limitato, nonostante il raggiungimento della grid pa-rity sull’intero territorio nazionale, ulteriormente facilitato da agevo-lazioni fiscali e vantaggi per l’autoconsumo (scambio sul posto, SEU). Evidentemente la semplice convenienza economica non è un fattore sufficiente a consentire tassi di crescita più elevati, ma servono ap-propriate soluzioni tecniche, legali e finanziarie di accompagnamen-to, tenendo conto però che non è pensabile perseguire tale obietti-vo tornando alla passata erogazione di incentivi molto generosi, né ricorrendo a modelli di sviluppo incentrati sugli impianti a terra di grosse dimensioni in aree a vocazione agricola.

Dalle considerazioni sopra riportate, alcune soluzioni che posso-no consentire tassi di crescita più elevati sono le seguenti:

■■ mantenimento, almeno a medio termine (10-15 anni), delle for-me di obbligo su nuove costruzioni e di agevolazione fiscale e pa-rafiscale (oneri di rete e di sistema) oggi in vigore, accentuando i regimi che privilegiano l’autoconsumo dell’energia;

■■ mantenimento e accrescimento di semplicità, rapidità e certezza dei percorsi autorizzativi (norme edilizie e ambientali/paesaggi-stiche), di connessione alla rete e di accesso alle varie forme di agevolazione come SEU e scambio sul posto per chi ne ha titolo;

■■ studio e implementazione, con la partecipazione del settore fi-nanziario sia pubblico sia privato, di meccanismi di accesso al credito e di forme assicurative che minimizzino il rischio e l’im-

106

9

pegno di capitale proprio per l’utente/produttore, facendo leva in termini di garanzie reali sul valore dell’energia producibile, grazie all’intrinseca affidabilità e longevità della tecnologia;

■■ mantenimento e rafforzamento dell’investimento sia pubblico sia privato nell’innovazione tecnologica di prodotto (nuove tecnolo-gie fotovoltaiche più efficienti e competitive, elettronica di po-tenza con funzionalità avanzate, sistemi di accumulo con miglior rapporto vita utile/costo iniziale) e di sistema (integrazione mo-duli/inverter/accumulo/software di gestione e previsione di pro-duzione e consumo; sistemi ibridi che sfruttino più fonti energe-tiche complementari; abbinamento di sistemi di autoproduzione di elettricità/calore/freddo da fonte rinnovabile con interventi di efficientamento energetico).

9.2 CONTRIBUTO AL RAGGIUNGIMENTO DELL’AUTOSUFFICIENZA DEGLI EDIFICI

Gli scenari di integrazione del fotovoltaico nel sistema elettri-co italiano considerano anche il contributo in potenza ed energia dei sistemi FV al raggiungimento dell’autosufficienza energetica degli edifici.

Le Direttive europee 2010/31 e 2012/27 prevedono che le pre-stazioni energetiche degli edifici del settore civile siano progressiva-mente sempre più efficienti e utilizzino maggiormente fonti rinno-vabili. In particolare a livello nazionale il Decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, indica che gli impianti di produzione dell’energia termica (riscaldamento, raffrescamento, acqua calda sanitaria) degli edifici nuovi o sottoposti a ristrutturazioni rilevanti devono essere progetta-ti in modo da garantire la copertura, tramite il ricorso a energia pro-dotta da fonti rinnovabili, di una percentuale dei fabbisogni termici degli edifici che cresce negli anni: 20% fino alla fine del 2013, 35% nel 2014/2016, 50% dal 1° gennaio 2017.

Gli impianti fotovoltaici possono concorrere all’autosufficienza energetica degli edifici non solo attraverso la fornitura di potenza ed energia elettrica, ma anche contribuendo alla copertura dei fab-bisogni di climatizzazione e di acqua calda sanitaria (ACS). Ciò può avvenire tramite l’utilizzo di moduli ibridi, fotovoltaici e termici, e Pompe di Calore (PdC).

Sono varie le applicazioni di queste tipologie impiantistiche rea-lizzate in Italia che forniscono informazioni sulle loro potenzialità.



In particolare, quelle realizzate da RSE nella sede di Milano e presso il Business Innovation Centre di Terni, comparando due differenti tecnologie (Moduli fotovoltaici + Pompe di Calore, Moduli ibridi + Pompe di Calore), hanno indicato che [79]:

■■ l’impianto con moduli ibridi e PdC annualmente consuma meno energia elettrica dell’impianto con moduli fotovoltaici e PdC e questa differenza cresce con installazioni in zone più soleggiate;

■■ l’energia elettrica prodotta dalle due tipologie di impianti a Mi-lano copre il 51/55% dei consumi elettrici globali, diventando 90/107% a Roma e 91/112% a Messina; in particolare in queste due ultime città annualmente l’impianto con moduli ibridi e PdC produce più energia elettrica di quella che consuma.Sulla base dei risultati ottenuti da RSE si deduce che:

■■ gli impianti considerati possono sfruttare efficacemente l’energia solare per soddisfare in parte (al Nord) o in buona parte (al Cen-tro) o completamente (al Sud) i fabbisogni di climatizzazione e di produzione di ACS di numerosi edifici;

■■ l’impianto con moduli ibridi e PdC utilizza l’energia solare in modo più efficace dell’impianto con moduli fotovoltaici e PdC, soprattutto al centro e al Sud Italia.

9.3 ALIMENTAZIONE DI UTENZE E PICCOLE RETI ISOLATE

Un’altra applicazione particolarmente promettente per la tecno-logia solare FV consiste in installazioni stand-alone per la generazio-ne di elettricità in zone remote/isolate, dove l’estensione della rete elettrica non è un’opzione fattibile a causa degli eccessivi costi, e do-ve la generazione tramite combustibili fossili è una soluzione meno vantaggiosa per motivi economici o ambientali.

Gli impianti fotovoltaici per applicazioni stand-alone possono ge-neralmente essere classificati in tre categorie:

pico PV system. Si intendono sistemi di potenza nominale molto ridotta (solitamente costituiti da un singolo modulo FV eventual-mente integrato con una piccola batteria) utilizzati ad esempio per l’alimentazione di segnaletica stradale; secondo il modello, altre piccole applicazioni possono essere alimentate quali radio, carica batterie per cellulari, eccetera;

108

9

solar home system. I comuni impianti fotovoltaici per utenze do-mestiche isolate hanno una taglia di qualche kW (in media 3-5 kW); in questa tipologia i carichi sono alimentati in corrente al-ternata ma in alternativa può essere scelta un’alimentazione in corrente continua, con vantaggi economici e di affidabilità (non si avrebbe in questo caso necessità di un inverter per la conver-sione DC/AC);

solar residential system. Si tratta di impianti con taglia dell’ordine delle decine di kW, per l’alimentazione di gruppi di abitazioni o di singole utenze particolarmente energivore, quali ospedali, scuo-le, piccole industrie o attività commerciali; in questi casi sono solitamente utilizzati inverter per consentire l’alimentazione dei carichi in AC o la distribuzione dell’elettricità generata, tramite piccole reti locali in BT.

In particolare per l’ultima tipologia di sistemi, a causa dell’alea-torietà della disponibilità della risorsa solare, si evidenzia l’esigenza di affiancare al generatore fotovoltaico altre fonti energetiche, sia rinnovabili (mini-eolico, idroelettrico, eccetera) sia convenzionali (gruppo elettrogeno).

Oltre alla diversificazione delle fonti di generazione, in assenza della rete elettrica in cui immettere l’energia prodotta e non imme-diatamente auto-consumata, si ha la necessità di un sistema d’ac-cumulo dell’energia solitamente costituito da batterie. Quest’ultimo svolge un ruolo di fondamentale importanza nelle reti isolate, che non possono fare affidamento sulla rete elettrica per il controllo di tensione e frequenza di linea e per il bilanciamento di produzione e richiesta di energia. Solitamente il sistema di accumulo può svolgere due funzioni principali:

■■ applicazione “in potenza”, ossia il bilanciamento di potenza sul breve periodo, relativamente alla regolazione della mini-rete, nel quale l’accumulo assorbe o immette potenza al fine di bilanciare produzione e consumi istantanei;

■■ applicazione “in energia”, ossia la gestione dell’energia sul medio periodo per garantire la compatibilità tra i profili temporali dei generatori e dei carichi.

Sul mercato sono già disponibili da anni prodotti specifici per ap-plicazioni off-grid, che permettono l’implementazione di architetture d’impianto più o meno complesse e in grado di integrare e gestire efficacemente differenti tipologie di generatori (e sistemi d’accumu-



lo) e garantire la fornitura di elettricità con continuità, sicurezza e stabilità dei parametri di rete(tensione e frequenza). Tuttavia la loro diffusione nel contesto italiano è attualmente limitata ai casi di og-gettiva diffi coltà di connessione alla rete, a causa degli elevati costi di tali soluzioni impiantistiche.

Uno studio recentemente effettuato da RSE [28] ha valutato la potenziale convenienza economica di una situazione di sconnessio-ne dalla rete elettrica nazionale e, quindi, di totale auto-produzione di elettricità fi nalizzata all’autoconsumo. Sono state analizzate diffe-renti soluzioni impiantistiche per soddisfare il fabbisogno energetico (elettrico e per il riscaldamento) per utenti domestici tradizionali più o meno energivori situati nel Nord e Sud Italia. Nell’ambito di questo studio la tecnologia FV è stata analizzata in accoppiata con sistemi di accumulo dell’energia (batterie) e confrontata con altre fonti energetiche per la generazione distribuita di elettricità. Il LCOE è risultato alquanto sfavorevole, variando tra circa 0,4 e 0,3 euro/kWh, rispettivamente per un consumo elettrico annuo variabile tra 1.700 e 5.000 kWh, nell’ipotesi di soddisfare il 100% del fabbisogno. È bene sottolineare che tale attuale non convenienza deriva in buona

Impianto ibrido a energie rinnovabili per l’alimentazione di energia

elettrica alla comunità di Bresciadega in Val Codera (SO).

FIGURA 9.1

110

9

parte dall’elevato costo di acquisto del sistema di accumulo (batterie) dell’energia prodotta e non immediatamente auto-consumata. Tutta-via, essendo prevista nei prossimi anni una notevole riduzione del prezzo dei sistemi di accumulo (anche in seguito allo sviluppo dei veicoli elettrici) i valori precedentemente riportati di LCOE potreb-bero diminuire sensibilmente.

Un reale esempio di applicazione del fotovoltaico in una piccola rete isolata è costituito dall’impianto ibrido ad energie rinnovabili

Le isole minori italiane non connesse alla rete elettrica nazionale.FIGURA 9.2

IsoladiPantelleria

IsoleEolie

ArcipelagoToscano

ArcipelagoCampano

IsolePonziane

IsoladiUstica

IsoleEgadi

IsolePelagie

IsoleTremiti



realizzato da RSE nel 2005 per garantire l’alimentazione di energia elettrica alla comunità di Bresciadega in Val Codera (SO), sprovvista di collegamento alla rete elettrica nazionale (così come di un colle-gamento stradale). L’impianto è composto di un generatore FV da 14,2 kWp, un generatore eolico da 10 kVA, un sistema di accumulo al piombo da 169 kWh, 6 inverter FV per 11 kW totali, 3 inverter di batteria per 11 kW totali e un generatore diesel d’emergenza da 22 kVA, mentre una linea di distribuzione in bassa tensione (230/400 V, 50 Hz) consente di alimentare circa 15 abitazioni (vedi Figura 9.1 a pagina 109). Sin dalla sua installazione l’impianto è stato monitorato da remoto con continuità e i dati relativi al suo funzionamento sono stati analizzati al fine di verificarne la corretta operatività [80]. L’ana-lisi ha evidenziato che durante i 10 anni di funzionamento l’impianto di Val Codera ha operato correttamente, nonostante alcune proble-matiche relativamente alla generazione eolica, mostrando una sod-disfacente gestione dell’energia prodotta e della rete di distribuzione, alimentando i carichi elettrici con continuità e affidabilità.

Un’ulteriore applicazione di tale tipologia di impianti relativa-mente al contesto italiano è costituita delle isole minori attualmen-te non interconnesse alla rete elettrica nazionale (vedi Figura 9.2 a pagina 110). In queste isole il servizio elettrico è fornito tramite generatori azionati da motori diesel, mentre il contributo delle fonti rinnovabili è ad oggi limitatissimo. L’ampia variabilità stagionale e giornaliera dei carichi, unitamente alla mancanza di collegamenti per modulare l’offerta, fa sì che le problematiche di inserimento in rete delle fonti non programmabili risultino in questi luoghi più ac-centuate che sul territorio nazionale. Tuttavia, poiché si ritiene che vi siano margini di miglioramento rispetto alla situazione attuale at-traverso la promozione di sistemi più efficienti, RSE ha svolto uno studio [29] finalizzato alla valutazione dell’effettivo potenziale di svi-luppo delle fonti energetiche rinnovabili nel contesto locale delle 20 isole minori non interconnesse.

In seguito ad un’approfondita analisi dei dati di generazione, dei consumi e delle risorse rinnovabili endogene di ciascuna isola, è sta-to stimato il potenziale di penetrazione delle fonti energetiche rinno-vabili (FER, fotovoltaico ed eolico) in cinque casi studio, valutandone le conseguenti ricadute energetiche ed economiche. Tali configura-zioni impiantistiche consentirebbero di ottenere consistenti rispar-mi di carburante e una riduzione del costo dell’energia generata compreso tra 7 e 13% rispetto ai costi attuali, con una penetrazione delle FER fino al 40% del consumo elettrico annuo.


10

10.1 INTRODUZIONE

La promozione delle fonti energetiche rinnovabili si inquadra nella strategia europea volta ad una crescita sostenibile e, in partico-lare, alla tutela dell’ambiente e alla riduzione delle emissioni.

In quest’ottica un ruolo di rilievo assume la valutazione degli impat-ti legati alla produzione elettrica da fotovoltaico, soprattutto in raffronto con le tecnologie basate su combustibili fossili. La metodologia di inda-gine che più si presta a tale scopo è il Life Cycle Assessment (Sumper et al, 2011 [30]) ampiamente utilizzata in letteratura come attestato da diversi studi di critica bibliografica (Peng et al, 2013 [31]). Gli stessi studi hanno, tuttavia, anche evidenziato la necessità di approfondimenti e ulteriori ricerche sia per quanto attiene al campo di analisi (nei lavori disponibili in letteratura spesso viene omesso il fine vita), sia agli aspetti ambientali considerati, spesso limitati al solo effetto serra e al tempo di ritorno energetico (Gerbinat [32]). Allo stato sono in corso iniziative dell’International Energy Agency (IEA), con il Task 12 del Photovoltaic Power System Programm (Fthenakis [33]) e della D.G. Environment della Commissione Europea, con un caso pilota sul fotovoltaico nell’am-bito del programma Product Environmental Footprint [34].

Senza la pretesa di essere esaustivi rispetto ad un argomento com-plesso e in evoluzione anche dal punto di vista metodologico, nel pre-sente capitolo vengono analizzati, in un’ottica LCA, i principali impatti ambientali di diverse tecnologie fotovoltaiche nel contesto italiano. Gli stessi sono posti a confronto con quelli di un ciclo combinato a gas naturale, che rappresenta la principale tecnologia di generazione che viene “spiazzata” da nuove quote di potenza installata da fotovoltaico.

10.2 METODOLOGIA LCA

L’ecobilancio, o Life Cycle Assessment (LCA), è uno strumento mirato a studiare l’impatto di un prodotto sulla salute umana, sugli ecosistemi e sul depauperamento di risorse naturali, attraverso una valutazione dei fenomeni fisici e chimici lungo l’intero ciclo di vita del prodotto stesso1.

1 Il Life Cycle Assessment non tiene conto, invece, di aspetti sociali o economici per i quali esistono estensioni della metodologia come il Life Cycle Costing o LCC , e il Social Life Cycle Assessment o S-LCA.

Life Cycle Assessment della produzione

114

10

Scopo di un LCA è quindi valutare gli impatti legati non solo alla fase di utilizzo, ma anche a tutti i processi che la precedono e la seguono, co-me di seguito indicati nel tipico schema del ciclo di vita di un prodotto:

■■ acquisizione materie;■■ processo produttivo;■■ distribuzione;■■ manutenzione;■■ riciclaggio;■■ smaltimento.

Secondo la norma ISO 14040, un LCA è “la redazione e la valuta-zione degli ingressi e delle uscite e degli impatti potenziali sull’am-biente di un sistema produttivo”. La norma parla di impatti potenziali perché un LCA, al contrario ad esempio della Valutazione di Impatto Ambientale, non indaga i reali effetti sui recettori finali.

La struttura di uno studio di LCA, così come proposto dalla nor-mativa ISO 14040, si articola in quattro fasi principali.Definizione dell’obiettivo e finalità. È la fase nella quale viene de-

scritto lo studio stesso, ovvero quali sono gli obiettivi, l’unità fun-zionale (ossia la misura del servizio reso, metro in base al quale si misurano tutti gli impatti), i confini del sistema analizzato e la descrizione dei processi coinvolti nel ciclo di vita.

Analisi di inventario. L’inventario costituisce il cuore e la fase in genere più impegnativa di un LCA. Ha lo scopo di riportare e quantificare tutti i flussi di materia ed energia in ingresso e in uscita. Tali flussi vengono riferiti all’unità funzionale ed espressi in unità fisiche (ad esempio grammi di anidride carbonica emes-sa per fornire il servizio offerto dall’unità funzionale). La reda-zione di un inventario è quindi un’operazione di raccolta e di organizzazione, in un modello, di dati riguardanti gli scambi tra le singole operazioni appartenenti alla catena produttiva e “di-struttiva” e tra il sistema industriale complessivo ed il sistema ambiente (Baldo e Badino, 1998).

Valutazione degli impatti. Questa fase facilita al decisore la lettura dello studio e consente di chiarire quale sia l’apporto della filiera in esame agli impatti ambientali. I dati dell’inventario, che sono costituiti da flussi fisici in ingresso e in uscita, vengono organizzati e aggregati at-traverso le operazioni di classificazione e caratterizzazione.

Nella fase di classificazione vengono definite categorie di im-patto, strettamente connesse agli obiettivi prefissati e che con-sentano, nel caso di LCA comparativi, un confronto efficace tra



i cicli di vita dei prodotti o servizi in esame. Viene quindi stabi-lita una relazione qualitativa tra i dati dell’inventario (prelievi di materia, energia ed emissioni inquinanti) e le singole categorie d’impatto. Nella fase di caratterizzazione si passa poi da un ap-proccio qualitativo a uno quantitativo mediante l’uso di fattori di caratterizzazione. Per le principali categorie d’impatto sono infatti stati stimati gli effetti pesati di diverse sostanze. I pesi (fat-tori di caratterizzazione), per quanto spesso siano delle drastiche semplificazioni di fenomeni complessi, sono generalmente rico-nosciuti e condivisi dalla comunità scientifica.

Interpretazione (conclusioni). È la fase conclusiva dello studio, in cui i risultati vengono analizzati (nel caso oggetto del presente capitolo, vengono poste a confronto le diverse tecnologie considerate).

10.3 LCA DEL FOTOVOLTAICO NEL CONTESTO ITALIANO

Seguendo la struttura indicata dalla norma ISO 14040 è stata ef-fettuata un’analisi LCA delle principali tecnologie fotovoltaiche nel contesto italiano, ponendole a confronto con un impianto a ciclo combinato alimentato a gas naturale (CCGN).

Obiettivo e portata dello studioLo scopo è quello di confrontare tra loro diverse tecnologie e soluzioni

impiantistiche per la produzione di energia elettrica da moduli fotovol-taici. Per meglio inquadrare il contributo di tali tecnologie allo sviluppo tecnologico del sistema elettrico, le stesse vengono poste a confronto con la migliore (dal punto di vista ambientale) tecnologia fossile disponibile. L’unità funzionale scelta è il kWh in bassa tensione fornito alla rete e l’a-nalisi tiene in considerazione l’intero ciclo di vita, compreso il fine vita, delle seguenti tecnologie: Si-amorfo, CIS (film sottile), CdTe (film sottile), Si-mono cristallino, Si-multi cristallino, Si-ribbon. Sono inoltre analizzate diverse tipologie di installazione: su tetto, integrato e non, a terra.

Le tecnologie scelte sono nel complesso rappresentative della produzione da fotovoltaico in Italia e per le stesse sono disponibili dati di inventario.

Per quanto attiene alle categorie di impatto da utilizzare, spesso insuf-ficienti negli studi LCA a coprire le sfaccettature del profilo ambientale della produzione elettrica (Gerbinat [32]), si è fatto riferimento alle indica-zioni del PEFCR, Product Environmental Footprint Category Rules, per il

116

10

CategoriadiimpattoMetododi

quantificazioneUnitàdimisura

Riferimento

bibliografico

Rilevanza

PEFCR[36]Utilizzata

Climatechange GWP100anni kgCO2eq IPCC2007 High Sì

Ecotoxicity,freshwater USeTox CTUe Rosenbaumetal.2008 High Sì

Humantoxicity,

cancereffectsUSeTox CTUh Rosenbaumetal.2008 High Sì

Humantoxicity,

non-cancereffectsUSEtox CTUh Rosenbaumetal.2008 High Sì

LanduseSoilOrganic

MatterLost

kgSoilOrganic

CarbonMilàiCanalsetal.2007 High Sì

Particulatematter,

respiratoryeffectsRiskPoll kgPM2.5eq

Grecoetal.2007;Rabl

&Spadaro2004High Sì

Resourcedepletion,

water

TheSwiss

Ecoscarcitym3

Frischknechtetal.

2008High No

AcidificationAccumulated

Exceedance(AE)MoleqH+

Seppäläetal.2006,

Poschetal.2008Medium Sì

Eutrophication,

aquaticfreshwater

Fractionof

nutrientsreaching

marineend

compartment(N)

kgPeq Struijsetal.2009 Medium No

Eutrophication,

aquaticmarine

Fractionof

nutrientsreaching

marineend

compartment(N)

kgNeq Struijsetal.2009 Medium No

Eutrophication,

terrestrial

Accumulated

Exceedance(AE)MolNeq

Seppäläetal.2006,

Poschetal.2008Medium No

Ionisingradiation,human

health

Humanexposure

efficiencyrelative

toU235

kgU235eq Frischknechtetal.2000 Medium No

Photochemicalozone

formationReCiPE kgNMVOCeq

VanZelmetal.2008as

appliedinReCiPeMedium Sì

Categorie di impatto e metodi di quantificazione.TABELLA 10.1



fotovoltaico della Commissione Europea ([35]; [36]), selezionando le cate-gorie di impatto con rilevanza alta. Da queste è stata esclusa la categoria “water scarcity” in quanto molto legata a fenomeni locali2. Alle categorie d’impatto a rilevanza alta sono state aggiunte alcune categorie di impatto considerate di rilevanza media per un LCA di moduli fotovoltaici, che risultano però importanti per le tecnologie basate su fonti fossili, come il ciclo combinato a gas naturale (che i moduli fotovoltaici dovrebbero in parte sostituire). Le categorie di impatto sono riportate nella Tabella 10.1, insieme ai metodi di quantificazione (classificazione e caratterizzazione) individuati in base alle linee guida della Commissione Europea per i LCA in ambito comunitario (JRC [37]).

Analisi di inventarioL’analisi di inventario, cioè la raccolta dei dati necessari a determi-

nare i flussi fisici in ingresso al sistema, è stata effettuata per le tec-nologie in esame facendo ricorso al database Ecoinvent [38], uno tra i più utilizzati al mondo. Questo garantisce un’uniformità di raccolta e qualità di dati che permette di rendere i confronti tra tecnologie non affetti da incertezze legate, appunto, al diverso approfondimento del ciclo di vita. La Tabella 10.2 riporta l’insieme delle tecnologie/instal-lazioni e il dataset Ecoinvent utilizzato per la relativa modellazione. Molti dei dataset (ad esclusione di quelli relativi ai moduli a silicio mo-no e multi-cristallino, non integrati e agli impianti fotovoltaici a terra) si riferiscono in Ecoinvent alla realtà svizzera e sono stati adattati alle condizioni medie italiane di radiazione solare incidente.

Valutazione degli impattiNei grafici in Figura 10.1 sono mostrati i risultati dell’analisi LCA

delle diverse tecnologie/installazioni per le categorie d’impatto pre-se in considerazione. I risultati sono posti a confronto con quelli re-lativi a un ciclo combinato a gas naturale.

Quest’ultimo, oltre ad essere la migliore tecnologia fossile da un pun-to di vista ambientale, è quello che con maggiore probabilità viene sosti-tuito dalla produzione fotovoltaica essendo caratterizzato da un indice di marginalità nelle ore di picco superiore al 75%. Tutti i risultati sono riferiti

2 Tale categoria di impatto risulta più legata a dove avvengono i processi produttivi, e di conseguenza a dinamiche di mercato, piuttosto che alle scelte tecnologiche in sé.

118

10

all’unità funzionale, 1 kWh di energia elettrica prodotta ed immessa nella rete di bassa tensione.3

Si nota che per le categorie Cambiamenti Climatici, Acidificazione, Formazione di ozono fotochimico ed Eco-tossicità gli impatti di tutte le tecnologie fotovoltaiche risultano di gran lunga inferiori a quelli della tecnologia fossile considerata, arrivando al massimo, rispettivamente, al 14%, 27%, 36% e 37% degli impatti del ciclo combinato a gas naturale.

Tecnologia NomedatabaseEcoinvent3.1 ribbon CIS CdTe Si-amorfo multi-Si mono-Si tettoinclinato terra integrato nonintegrato

Silicioamorfo

sutetto,integrato

electricityproduction,photovoltaic,3kWp

slanted-roofinstallation,a-Si,laminated,integratedX X X

Silicioamorfosutetto,

nonintegrato


slanted-roofinstallation,a-Si,panel,mountedX X X

Filmsottilealtellururodi

cadmio,sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,CdTe,laminatedX X X

Filmsottile-Rame,Indio

eSelenio(CIS),sutetto,

nonintegrato


slanted-roofinstallation,CIS,panel,mountedX X X

Siliciomulti-cristallino,

sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,multi-Si,laminated,integratedX X X


sutetto,nonintegrato


slanted-roofinstallation,multi-Si,panel,mountedX X X

Silicio-ribbonsutetto,

integrato

electricityproduction,photovoltaic,

3kWpslanted-roofinstallation,ribbon-Si,laminated,integratedX X X


nonintegrato


slanted-roofinstallation,ribbon-Si,panel,mountedX X X

Siliciomonocristallino



slanted-roofinstallation,single-Si,panel,mountedX X X


sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,single-Si,laminated,integratedX X X

Siliciomulti-cristallino

aterra

electricityproduction,photovoltaic,570kWp,

opengroundinstallation,multi-SiX X

Schema delle tecnologie considerate e del relativo Dataset Ecoinvent

utilizzato.

TABELLA 10.2



Anche per il Particolato il fotovoltaico mostra impatti inferiori, anche se in questo caso in proporzione minore (circa 66% al massimo degli im-patti del gas naturale in ciclo combinato). Di andamento contrario sono

3 All’energia elettrica da gas naturale in ciclo combinato sono state allocate perdite di rete del 6,3% come da Terna, 2013.

Tecnologia NomedatabaseEcoinvent3.1 ribbon CIS CdTe Si-amorfo multi-Si mono-Si tettoinclinato terra integrato nonintegrato

Silicioamorfo

sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,a-Si,laminated,integratedX X X

Silicioamorfosutetto,

nonintegrato


slanted-roofinstallation,a-Si,panel,mountedX X X

Filmsottilealtellururodi

cadmio,sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,CdTe,laminatedX X X

Filmsottile-Rame,Indio

eSelenio(CIS),sutetto,

nonintegrato


slanted-roofinstallation,CIS,panel,mountedX X X


sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,multi-Si,laminated,integratedX X X




slanted-roofinstallation,multi-Si,panel,mountedX X X


integrato

electricityproduction,photovoltaic,

3kWpslanted-roofinstallation,ribbon-Si,laminated,integratedX X X


nonintegrato


slanted-roofinstallation,ribbon-Si,panel,mountedX X X




slanted-roofinstallation,single-Si,panel,mountedX X X


sutetto,integrato


slanted-roofinstallation,single-Si,laminated,integratedX X X

Siliciomulti-cristallino

aterra

electricityproduction,photovoltaic,570kWp,

opengroundinstallation,multi-SiX X

120

10

invece gli impatti legati alla tossicità umana3 per i quali tutte le tecnologie fotovoltaiche, nel caso degli effetti non cancerogeni, e cinque su undici delle tecnologie fotovoltaiche nel caso degli effetti cancerogeni, mostrano impatti superiori a quelli del ciclo combinato a gas naturale. Infine, come prevedibile, per la categoria di impatto legata al consumo di suolo spic-cano le installazioni fotovoltaiche a terra che sono le uniche a presentare impatti rilevanti rispetto non solo a tutte le altre tipologie di impianti fo-tovoltaici, ma anche alla centrale a gas.

10.4 INTERPRETAZIONE E CONCLUSIONI

I risultati del Life Cycle Assessment degli impianti fotovoltaici considerati mostrano che non esiste una combinazione tecnologia/installazione migliore per tutti gli impatti analizzati, ma che in gene-rale l’utilizzo di fotovoltaico presenta dei vantaggi in termini ambien-tali rispetto alle tecnologie fossili. La principale contropartita riguar-da un rilevante consumo di suolo, nel caso delle installazioni a terra.

Un confronto tra le tipologie di installazioni pone in evidenza in primo luogo la maggiore compatibilità ambientale, limitatamente agli impatti presi in considerazione, delle installazioni integrate nei tetti. A parità di tecnologia, l’installazione integrata produce sempre minori impatti rispetto a quella non integrata, a causa principalmen-te del minore utilizzo di materiali (ed in particolare un minore utiliz-zo di alluminio utilizzato per la cornice).

Per quanto riguarda le tecnologie, quelle a film sottili CdTe e CIS sono le uniche a mostrare valori sempre al di sotto della media per tutte le categorie di impatto. Tra le tecnologie “tradizionali” invece è il silicio amorfo che, se con installazione integrata, presenta mediamen-te prestazioni migliori rispetto ai moduli a silicio cristallino e ribbon, ad eccezione della categoria di impatto “human toxicity-cancer effect”.

Infine, per quanto riguarda i moduli a silicio cristallino, il mul-ti-cristallino presenta impatti sempre inferiori al mono cristallino ad

3 Si noti che la categoria tossicità umana non è rappresentativa di tutti gli effetti sulla salute (che comprendono anche le emissioni da gas acidi, la formazione di ozono troposferico e particolato e, nel lungo termine, anche dell’effetto serra), ma delle emissioni classificate come tossiche. Di norma tali emissioni avvengono soprattutto nelle fasi di estrazione delle materie prime (estrazione di gas naturale nel caso del ciclo combinato) e della lavorazione di semilavorati (ad esempio, alluminio nel caso degli impianti fotovoltaici).



2.0E-08

1.8E-08

1.6E-08

1.4E-08

1.2E-08

1.0E-08

8.0E-09

6.0E-09

4.0E-09

2.0E-09

0.0E+00

6.0E-01

5.0E-01

4.0E-01

3.0E-01

2.0E-01

1.0E-01

0.0E+00

kgC

O2e

q

CTU

h

Climatechange Humantoxicity,non-cancereffects

3.5E-09

3.0E-09

2.5E-09

2.0E-09

1.5E-09

1.0E-09

5.0E-10

0.0E+00

1.4E-04

1.2E-04

1.0E-04

8.0E-05

6.0E-05

4.0E-05

2.0E-05

0.0E+00

CTU

h

kgP

M2.

5eq

Humantoxicity,cancereffects Particulatematter

9.0E-04

8.0E-04

7.0E-04

6.0E-04

5.0E-04

4.0E-04

3.0E-04

2.0E-04

1.0E-04

0.00E+00

2.5E-03

2.0E-03

1.5E-03

1.0E-03

5.0E-04

0.0E+00

kgN

MVO

Ceq

mol

cH

+ eq

Photochemicalozoneformation Acidification

6.0E-00

5.0E-00

4.0E-00

3.0E-00

2.0E-00

1.0E-00

0.0E+00

2.5E-01

2.0E-01

1.5E-01

1.0E-01

5.0E-02

0.0E+00

CTU

e

kgC

defi

cit

Freshwaterecotoxicity Landuse

Electricity,lowvoltage{IT}

|electricityproduction,

photovoltaic,3kWpslanted-roof

installation,a-Si,laminated,

integrated|AllocDef,S




installation,a-Si,panel,mounted

|AllocDef,S

Elecrticity,lowvoltage

{IT}|electicityproduction,


installation,CdTe,laminated,


Elecrticity,lowvoltage

{IT}|electicityproduction,


installation,CIS,panel,mounted

|AllocDef,S




installation,multi-Si,laminated,





installation,multi-Si,panel,

mounted|AllocDef,S




installation,ribbon-Si,laminated,





installation,ribbon-Si,panel,

mounted|AllocDef,S




installation,single-Si,laminated,





installation,single-Si,panel,

mounted|AllocDef,S



photovoltaic,570kWpopen

groundinstallation,multi-Si|

AllocDef,S

Electricity,highvoltage{RoW}

|electricityproduction,natural

gas,combinedcyclepowerplant

|AllocDef,S

Risultati LCA delle tecnologie fotovoltaiche e del ciclo combinato

a gas naturale.

FIGURA 10.1

122

Life Cycle Assessment della produzione10

eccezione della categoria “tossicità umana” per la quale gli impatti sono pressoché uguali.

Un discorso a parte merita il fotovoltaico a terra, che non si di-stingue in maniera sistematica (per tutti gli impatti analizzati) dalle altre installazioni. Fa eccezione la categoria “consumo di suolo” per la quale, come già ribadito, determina un impatto di gran lunga supe-riore anche a quello della centrale a ciclo combinato a gas.

Infine, giova far presente che ulteriori vantaggi in termini di im-patti ambientali lungo il ciclo di vita potranno derivare dagli sviluppi delle tecnologie fotovoltaiche a concentrazione. La Figura 10.2, tratta dal progetto APOLLON (RSE [39]), mostra come per quanto riguar-da le emissioni ad effetto serra, questi impianti possano arrivare ad emettere meno del 5% delle emissioni di un ciclo combinato a gas naturale, un dato confermato anche da altri studi internazionali [40].

Car

bon

Foot

prin

t(g

CO

2-eq/

kWh)

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

End-of-life

O&M

Installation

Inverter

Tracking

Module

Cell

SolarTec

starting

10,2%

achieved

30years

SolarTec

optimized

22,7%

achieved

30years

Concentrix

FlatconCX-75

24,1%

2011

30years

Amonix

7700

2011

30years

CPower

starting

10,3%

achieved

30years

CPower

optimized

21,8%

expected

30years

Apollon

ASSE

30,0%

achieved

30years

Confronto tra solari a concentrazione commerciali

e il prototipo Apollon. (fonte: RSE, 2014)

FIGURA 10.2


11

Il crescente numero delle installazioni fotovoltaiche realizzate in Europa ha messo in evidenza la necessità di gestire il tema critico della gestione dei rifiuti derivanti da moduli a fine vita. Solo in Italia, infatti, sono circa 90 milioni i moduli installati negli impianti fotovol-taici incentivati dal programma Conto Energia.

La regolamentazione per la gestione dei rifiuti derivanti da mo-duli FV è da vari anni un tema ampiamente dibattuto in ambito eu-ropeo e con la Direttiva Europea 2012/19/UE sui rifiuti di apparec-chiature elettriche ed elettroniche (RAEE) si è voluto includere per la prima volta tra i RAEE anche i moduli fotovoltaici1.

11.1 TECNICHE DI RECUPERO E RICICLO

Tipologie di moduliI moduli fotovoltaici installati a livello globale sono realizzati per

oltre il 90% con celle in silicio cristallino; i restanti 10% sono rea-lizzati con tecnologie a film sottili di vario genere (principalmente CdTe, silicio amorfo, CIGS).

Composizione dei moduli I principali componenti di un modulo FV con celle in silicio cri-

stallino (con una superficie tipicamente di 1,6 m2, una potenza a STC di circa 240 Wp e un peso di circa 18 kg) sono:

■■ vetro frontale, temperato (spesso circa 4 mm) a basso tenore di ossido di ferro, ad elevata trasmittanza, resistente agli urti e agli agenti atmosferici (circa 80% in peso);

■■ incapsulante delle celle, costituito da una pellicola di EVA (EtilVi-nil Acetato), che ne isola i contatti elettrici dal vetro;

■■ celle di silicio (circa da 2 a 3,5 micron di spessore) di forma quadrata con dimensioni variabili dai 100 ai 156 mm, dotate di strato antiriflet-tente e dei contatti elettrici necessari a raccogliere la corrente prodotta;

1 Il D.Lgs. 49/2014 usa il termine “pannello fotovoltaico” in luogo del termine “modulo fotovoltaico”, utilizzato invece dal Disciplinare Tecnico pubblicato dal GSE, come ripreso dalle norme italiane e internazionali sul fotovoltaico.

Il recupero e il riciclo dei moduli a fine vita

124

11

■■ collegamenti elettrici che connettono le celle in serie;■■ incapsulante delle celle, costituito da una pellicola di EVA, che

isola i contatti elettrici dal backsheet;■■ strato posteriore (o backsheet), realizzato generalmente con un

foglio di Tedlar bianco (di spessore 0,35 mm) o, in alcuni casi, con vetro;

■■ cornice in alluminio anodizzato anticorrosione (circa 10% in peso);■■ scatola di giunzione (junction box), installata sul retro, completa

di cavi e di diodi di by-pass.

Fasi di trattamento dei moduliAttualmente, le tecniche di trattamento dei moduli per effettuar-

ne il riciclo sono alquanto varie e tutte in fase di sperimentazioni pre-industriali, giacché si cerca ancora di ottimizzarle per renderle adattabili alla gestione di volumi significativi di rifiuti.

D’altronde la sperimentazione su ampia scala non è stata ancora possibile, dato il numero esiguo di moduli sinora avviati al riciclo, per lo più costituiti da esemplari danneggiati nelle fasi di produzione o di installazione e non tanto per guasti durante l’esercizio (moduli installati negli anni 80 dimostrano, infatti, una vita utile anche supe-riore ai 30 anni).

Le frazioni di materiali trattati consentono di riciclare e reintro-durre in successive lavorazioni il 99,7% del campione; il restante 0,3% è destinato a smaltimento secondo le norme vigenti.

Tutti i tipi di moduliRimozione dei cavi elettrici e successivo recupero di plastica e di rameRimozione della scatola di giunzione e successivo recupero di plastica e di rameRimozione cornice metallica e successivo recupero di alluminio

Moduli in silicio cristallinoTriturazione della parte rimanente del modulo (laminato) con ri-duzione alla pezzatura di pochi millimetriSeparazione delle componenti ferrose con azione magnetica e successivo recupero di materiale ferrosoSeparazione metalli non ferrosi e plastiche con separatore a cor-renti parassite e successivo recupero di plastiche, di alluminio e di vetro (come residuo delle separazioni precedenti)Smaltimento delle polveri da aspirazione generate da questa fase di trattamento



Moduli in film sottile (escluso CdTe)Non si individua ancora una tecnica di trattamento

Moduli in CdTeTecnica di trattamento adottata direttamente dal produttore First Solar

11.2 LA REGOLAMENTAZIONE

In Italia, in seguito al D.Lgs. 49/2014, la regolamentazione del recupero e riciclo2 a fine vita dei moduli fotovoltaici racchiude varie modalità in base alla data di entrata in esercizio del modulo e al mec-canismo di incentivazione a cui si ha avuto accesso.

I Decreti interministeriali del 5 maggio 2011 (Quarto Conto Ener-gia) e del 5 luglio 2012 (Quinto Conto Energia) già stabilivano, per gli impianti entrati in esercizio a partire dal 01/07/2012 e incentivati dal programma Conto Energia, che il produttore/importatore di mo-duli FV aderisse ad un Sistema o Consorzio europeo che garantisse il riciclo a fine vita dei moduli utilizzati. A tale scopo, il Disciplinare Tecnico del GSE indicava le caratteristiche e le modalità di verifica dei requisiti dei Sistemi/Consorzi per il recupero e riciclo dei moduli a fine vita, installati in impianti incentivati dal Quarto e dal Quinto Conto Energia dopo il 30/06/2012.

L’inclusione dei moduli fotovoltaici tra i componenti RAEE, stabi-lito dal D.Lgs. 49/2014, ha comportato la definizione delle modalità con cui è regolamentato in Italia il recupero e il riciclo, prima e dopo l’entrata in vigore del D.Lgs. e includendo anche i moduli installati in impianti incentivati dal Conto Energia (Quarto e Quinto).

In Figura 11.1 sono stati illustrati 4 periodi per i quali il D.Lgs. 49/2014 stabilisce le modalità di finanziamento della gestione dei RAEE da moduli fotovoltaici.

Con particolare riferimento al periodo non regolato dal Disciplinare Tecnico (Periodo 2 in Figura 11.1), ai rifiuti prodotti da moduli fotovoltai-ci beneficianti dei meccanismi di incentivazione di cui al Decreto Legi-

2 Il D.Lgs. 49/2014 usa il termine “riciclaggio” in luogo del termine “riciclo” utilizzato dal DM 5/5/2011 (Quarto Conto energia), dal DM 5/7/2012 (Quinto Conto energia) e dal Disciplinare Tecnico pubblicato dal GSE.

126

11

slativo 29 dicembre 2003, n. 3873, e successivi decreti e delibere attuati-ve, al fine di garantire il finanziamento delle operazioni di raccolta, tra-sporto, trattamento adeguato, recupero e smaltimento ambientalmente compatibili dei rifiuti prodotti da tali moduli, l’art. 40 del D.Lgs. 49/2014 stabilisce che il GSE trattenga dai meccanismi incentivanti, negli ultimi dieci anni di diritto all’incentivo, una quota finalizzata a garantire la copertura dei costi di gestione dei predetti rifiuti. La somma trattenuta, determinata sulla base dei costi medi di adesione ai Consorzi previsti dai Decreti ministeriali 5 maggio 2011 e 5 luglio 2012, viene restituita al detentore, laddove sia accertato l’avvenuto adempimento agli obblighi previsti dal presente decreto, oppure qualora, a seguito di fornitura di un nuovo modulo, la responsabilità ricada sul produttore. In caso con-trario il GSE provvede direttamente, utilizzando gli importi trattenuti.

Occorre precisare che, sebbene la raccolta e il trasporto dei moduli a fine vita stia già avvenendo in Italia e nel resto dell’Europa secondo modalità ben definite e conformi ai requisiti della Direttiva EU sui RA-EE, lo stesso non si può dire per la fase di riciclo dei moduli.

3 Il D.Lgs. 387/2003 Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità aveva come fine quello di promuovere lo sviluppo delle fonti rinnovabili, tra cui il fotovoltaico, attraverso l’entrata in vigore di decreti attuativi successivi alla pubblicazione dello stesso.

Periodi considerati dal D.Lgs. 49/2014 per la gestione dei RAEE

da moduli fotovoltaici.

FIGURA 11.1

RAEE storici domestici e professionali.Art. 23 e 24 comma 1 del D.Lgs. 49/2014

RAEE storici domestici e professionali.Art. 23 e 24 comma 1 del D.Lgs. 49/2014

RAEE nuovi domestici e professionali. Art. 40 comma 3 del D.Lgs. 49/2014 et art. del DDL S. 1676

Art. 40 D.Lgs. 49/2014.GSE trattiene quota negli ultimi 10 anni + DM Garanzie

Disciplinare Tecnico

13Agosto2005 30Giugno2012 6luglio2013 12aprile2014

PreContoEnergia PostContoEnergiaI,II,IIIepartedelIVContoEnergia

PartedelIVeVContoEnergia

PERIODO1 PERIODO3 PERIODO4PERIODO2



In ambito europeo sono infatti presenti da diversi anni alcune ditte per il trattamento dei moduli fotovoltaici che hanno raggiunto il fine vita (per guasti in campo ma anche, e forse soprattutto, per di-fetti nelle fasi di produzione). Tali trattamenti sin qui si sono limitati ad azioni di riciclo consistenti in:

■■ separazione dei cavi e delle scatole di connessione (materiali pla-stici, rame, altri eventuali metalli);

■■ separazione delle cornici in alluminio;■■ triturazione del laminato del modulo FV (vetro, EVA, celle FV,

supporto plastico posteriore).

11.3 OBBLIGHI GENERALI

Il D.Lgs. 49/2014 distingue il RAEE fotovoltaico domestico da quello professionale. In particolare vengono definiti:RAEE provenienti dai nuclei domestici (art. 4, comma 1, lettera l).

Sono i rifiuti originati da moduli fotovoltaici installati in impianti di potenza nominale inferiore a 10 kWp; questi moduli vengono con-feriti ai Centri di raccolta nel raggruppamento n. 4 dell’Allegato 1 del Decreto 25 settembre 2007, n. 185 (D.Lgs. 49/2014, art. 4, comma 1, lettera qq).RAEE professionali (art. 4, comma 1, lettera m).

Sono i RAEE fotovoltaici diversi da quelli provenienti dai nuclei domestici, cioè derivanti da moduli installati in impianti di potenza nominale superiore o uguale a 10 kWp.

La Direttiva EU, così come il D.Lgs. 49/2014, impone degli obiet-tivi ben precisi di riciclo e recupero dei moduli a fine vita. Nell’alle-gato V del D.Lgs. viene richiesto, infatti, che siano raggiunti i seguen-ti limiti minimi:

sino al 14 agosto 2015:■■ riciclo del 65% in peso dei moduli gestiti;■■ recupero del 75% in peso dei moduli gestiti;

dal 15 agosto 2015 fino al 14 agosto 2018:■■ riciclo del 70% in peso dei moduli gestiti;■■ recupero del 80% in peso dei moduli gestiti;

dal 15 agosto 2018:■■ riciclo del 80% in peso dei moduli gestiti;■■ recupero del 85% in peso dei moduli gestiti.

128

11

Nella Figura 11.2 sono illustrate le varie fasi di trattamento dei RAEE secondo il D.Lgs. 152/2006 Norme in materia ambientale ripre-se successivamente dal D.Lgs. 49/2014.

Fasi di Raccolta - Trattamento - Recupero dei RAEE (NB: il termine

“riciclaggio” è sinonimo del termine “riciclo” utilizzato dal Conto Energia).

11.4 OBBLIGHI PARTICOLARI PER I SISTEMI INDIVIDUALI E COLLETTIVI (CONSORZI)

Il D.Lgs. 49/2014 stabilisce obblighi particolari per i Sistemi indi-viduali e collettivi, fra i quali si evidenziano i seguenti:

■■ i produttori di AEE che non adempiono ai propri obblighi mediante un Sistema individuale, ovvero un Sistema autosufficiente di recu-pero per la gestione dei RAEE che derivano dal consumo delle pro-prie AEE, devono aderire a un Sistema collettivo. Possono parteci-pare ai Sistemi collettivi i distributori, i raccoglitori, i trasportatori,

FIGURA 11.2

TRATTAMENTO

TRASPORTO PREPARAZIONERACCOLTA

RECUPEROAll.CListaoperazioni

RECUPEROENERGIA

RICICLAGGIO

SMALTIMENTOAll.BListaoperazioniAll.DElencorifiuti

UTILIZZOORIGINARIO

UTILIZZOPERALTRIFINI



i riciclatori e i recuperatori, previo accordo con i produttori di AEE;■■ ciascun Sistema collettivo deve garantire il ritiro di RAEE dai cen-

tri comunali di raccolta su tutto il territorio nazionale secondo le indicazioni del centro di coordinamento;

■■ i Sistemi collettivi devono conformare il proprio statuto, ai sensi dell’art. 10 comma 6 e 7 del D.Lgs., e trasmetterlo al Ministero dell’Ambiente ai fini della sua approvazione;

■■ con cadenza annuale ciascun sistema trasmette al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare il piano di prevenzione e gestione relativo all’anno solare successivo, inclu-sivo di un prospetto relativo alle risorse economiche che verran-no impiegate e di una copia del bilancio di esercizio corredato da una relazione sulla gestione relativa all’anno solare precedente con l’indicazione degli obiettivi raggiunti;

■■ il consorzio deve possedere un’adeguata struttura operativa este-sa su tutto il territorio nazionale, ivi inclusi depositi di stoccag-gio e impianti di trattamento e recupero adeguati, deve disporre di un’adeguata struttura finanziaria istituendo uno strumento finanziario mediante il quale si accantona l’importo per il recu-pero e riciclo dei moduli a fine vita, garantendo che tale importo venga utilizzato solo per tale scopo, deve rendicontare al GSE le proprie attività nel corso delle verifiche periodiche.

11.5 OBBLIGHI PARTICOLARI PER I COSTRUTTORI DI MODULI

Il Disciplinare Tecnico del GSE, come già detto, indicava gli ob-blighi di riciclo dei moduli per il produttore, ai fini dell’accesso all’in-centivazione del Conto Energia per gli impianti entrati in esercizio in data successiva al 30 giugno 2012. Secondo tale documento, infat-ti, il produttore è obbligato a garantire il recupero e riciclo dei moduli mediante l’adesione ad un consorzio che ne garantisca la completa gestione a fine vita.

Il D.Lgs. 49/2014 indica che costruttore o produttore è chiunque immetta il modulo fotovoltaico sul mercato nazionale a titolo im-prenditoriale (fabbricante, importatore, distributore, installatore) e abbia aderito in qualità di socio o cliente del Sistema/Consorzio e ne indica efficacemente la responsabilità.

In particolare, l’art. 29 del D.Lgs. 49/2014 obbliga il produttore che intende operare nel territorio italiano ad iscriversi al Registro

130

11

Nazionale dei soggetti obbligati al finanziamento dei sistemi di ge-stione dei RAEE e presso la Camera di commercio di competenza, preoccupandosi di indicare tutte le apparecchiature elettriche ed elettroniche che intende immettere sul mercato e, infine, specifi-cando in quale modo intende assolvere alla propria responsabilità, ossia il sistema attraverso il quale intende adempiere agli obblighi di finanziamento della gestione dei RAEE e di garanzia previsti dal pre-sente decreto. Tale obbligo potrà essere assolto mediante l’adesione ad un Sistema collettivo oppure mediante l’istituzione di un Sistema individuale.

Il produttore, attraverso il sistema di gestione dei RAEE, comuni-ca annualmente al Ministero dell’Ambiente l’ammontare del contri-buto necessario per adempiere, nell’anno solare di riferimento, agli obblighi di raccolta, trattamento, recupero e smaltimento imposti dal presente Decreto Legislativo, in misura tale da non superare la mi-gliore stima dei costi effettivamente sostenuti.

Al momento della messa a disposizione sul mercato nazionale di un’AEE, il produttore può applicare sul prezzo di vendita della stessa il contributo per la gestione del RAEE, indicandolo separatamente nelle proprie fatture di vendita ai distributori. La presenza del con-tributo può essere resa nota nell’indicazione del prezzo del prodotto all’utilizzatore finale.

Il produttore è inoltre tenuto, ai sensi dell’art. 28, comma 1 del D.Lgs. 49/2014, ad applicare un apposito marchio sulle AEE che in-tende immettere sul mercato. In questo modo la responsabilità di un produttore ha inizio all’atto dell’immissione sul mercato di un’AEE, che coincide con la sua prima messa a disposizione sul mercato na-zionale nell’ambito di un’attività professionale e a monte, quindi, dell’utilizzo effettivo del bene prodotto.

11.6 OBBLIGHI PARTICOLARI PER I PROPRIETARI DI IMPIANTI

Il Disciplinare Tecnico del GSE, in assenza del produttore di mo-duli, riconosce al soggetto responsabile dell’impianto la responsabili-tà di garantire il recupero e il riciclo dei moduli a fine vita attraverso l’adesione ad un Consorzio che ne garantisce la gestione degli stessi.

Il D.Lgs. 49/2014 definisce detentore RAEE il produttore dei rifiuti o la persona fisica o giuridica che ne è in possesso. Tale definizione richiama quanto già definito dall’art. 183 del D.Lgs. 152/2006 che in-



dividua chiaramente chi ha la responsabilità di garantire il recupero e il riciclo del RAEE.

Di concerto ai summenzionati decreti, nel dicembre 2015 il GSE ha pubblicato sul proprio sito web il documento Istruzioni Operative per la gestione e lo smaltimento dei pannelli fotovoltaici incentivati, dove sono det-tagliatamente descritte le modalità operative rese disponibili dal GSE a garanzia della totale gestione dei rifiuti da moduli fotovoltaici incenti-vati in Conto Energia; in particolare in tale documento si richiamano le responsabilità del soggetto responsabile in qualità di detentore e viene indicato che:

■■ per il RAEE FV di tipo domestico, il soggetto responsabile si preoc-cupa della gestione del RAEE usufruendo del servizio reso dispo-nibile dai Centri di raccolta; successivamente la documentazione fornita dal Centro di raccolta è inviata dal soggetto responsabile al GSE attraverso un apposito portale reso disponibile da quest’ul-timo che, dopo l’accertamento degli obblighi previsti dal D.Lgs., restituisce la quota trattenuta negli ultimi 10 anni di cui all’art. 40 del D.Lgs. 49/2014;

■■ per il RAEE FV di tipo professionale, il soggetto responsabile con-ferisce4 il RAEE fotovoltaico - tramite un sistema individuale o collettivo, di soggetti autorizzati per la gestione dei codici CER, o di un trasportatore - ad un impianto di trattamento autorizzato; successivamente la documentazione fornita dall’impianto di trat-tamento è inviata dal soggetto responsabile al GSE attraverso un apposito portale reso disponibile da quest’ultimo che, dopo l’ac-certamento degli obblighi previsti dal D.Lgs., restituisce la quota trattenuta negli ultimi 10 anni di cui all’art. 40 del D.Lgs. 49/2014.

4 In riferimento alle operazioni di raccolta per il RAEE FV di tipo professionale, le Istruzioni Operative del GSE, indicano che “il finanziamento delle operazioni di raccolta, trasporto, trattamento adeguato, recupero e smaltimento ambientalmente compatibile dei RAEE fotovoltaici è a carico del detentore del RAEE per i moduli fotovoltaici immessi nel mercato prima del 12 aprile 2014; per gli altri moduli, ai sensi dell’art. 24, comma 2, del D.Lgs. 49/2014, il finanziamento delle operazioni di raccolta, trasporto, trattamento adeguato, recupero e smaltimento ambientalmente compatibile dei RAEE fotovoltaici è a carico del produttore”.

132

Il recupero e il riciclo dei moduli a fine vita 11

11.7 MARCATURA AEE DEI MODULI

Il modulo fotovoltaico, in quanto AEE, deve essere corredato di ap-posita marcatura la cui stesura è a cura del produttore stesso. L’art. 28 del D.Lgs. 49/2014 indica efficacemente che cosa deve essere indicato attraverso l’apposizione di tale marcatura. Lo scopo del marchio AEE è quello di consentire l’individuazione inequivocabile del nome del pro-duttore delle AEE e che le stesse sono state immesse sul mercato suc-cessivamente al 13 agosto 2005. Il marchio, conformemente a quanto stabilito nella norma CEI EN 50419:2006-05, deve contenere:

■■ almeno una delle seguenti indicazioni: nome del produttore, logo del produttore (se registrato), numero di registrazione al Registro Nazionale di cui all’articolo 29 del medesimo D.Lgs. 49/2014;

■■ la data di produzione/immissione sul mercato e/o il simbolo in Figura 11.3; questo simbolo assicura che i RAEE provenienti da moduli fotovoltaici non vengano smaltiti come rifiuti urbani mi-sti e ne facilita la raccolta differenziata.

Marcatura dell’apparecchiatura elettrica ed elettronica come indicato

nell’allegato IX del D.Lgs. 49/2014 e nella norma CEI EN 50419:2006-05.

FIGURA 11.3

0,8a

a

0,6

a

1,2a

h

1,22

a

1,5

a


12

12.1 OBIETTIVI COMUNITARI E ITALIANI

La Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, all’art. 2, indica che le fonti energetiche rinno-vabili non fossili sono le seguenti: eolica, solare, aerotermica, geoter-mica, idrotermica e oceanica, idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas.

Questa Direttiva, che stabilisce un quadro comune per la promo-zione dell’energia da fonti rinnovabili, a cui intende dare un forte im-pulso, fissa obiettivi nazionali obbligatori per la quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e per la quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti, e inoltre fissa criteri di sostenibilità per i biocarburanti e i bioliquidi. L’obiettivo ge-nerale da perseguire è di una quota pari ad almeno il 20% di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia della Comu-nità nel 2020. Per l’Italia, l’obiettivo che è stato indicato è il seguente:

■■ quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di ener-gia anno 2005 5,2%

■■ quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di ener-gia anno 2020 17%La Strategia Energetica Nazionale del marzo 2013 definiva come

obiettivi per il fotovoltaico al 2020:■■ produzione + 50% rispetto al 2012;■■ nuove installazioni per circa 1 GW/anno.

Tenendo conto che a fine 2013 la potenza installata in Italia è stata di quasi 18 GW, ne deriva una potenza installata al 2020 di 24 GW circa.

A fronte delle recenti indicazioni europee, quale soprattutto l’o-biettivo al 2030 (emissioni di CO2 -40% rispetto al 1990), in Italia i Ministeri competenti, con supporto di ENEA e RSE, stanno elabo-rando un apposito scenario. In una prima versione dello scenario si punta a un ulteriore incremento del fotovoltaico, fino ad una potenza installata pari a 35 GW nel 2030.

Tali obiettivi corrispondono a un rilevante investimento in nuova potenza fotovoltaica installata; investimento che giustifica e rende anzi vitale un importante impegno nella ricerca e nello sviluppo di questa tecnologia, al fine di renderla economicamente competitiva, meno impattante in termini di occupazione di spazio e in grado di offrire all’industria italiana ed europea significativi spazi di crescita tecnologica e produttiva.

La ricerca nel settore fotovoltaico

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12

12.2 NUOVI MATERIALI PER LE CELLE

Da oltre 50 anni, il silicio è il materiale principale su cui la tec-nologia dei dispositivi fotovoltaici ha basato il proprio sviluppo com-merciale, e sul quale tutt’oggi sono profuse grandi energie a livello di attività di ricerca scientifica (ad esempio, riduzione dello spessore delle celle, ricerca di alternative all’argento impiegato per la realiz-zazione dei contatti elettrici).

Il mercato del FV è quindi dominato (≈90%) dai dispositivi a base di silicio cristallino, anche grazie all’effetto di alcune peculiarità pro-prie di questa tecnologia, quali l’estesa conoscenza accumulata su questo materiale grazie allo sviluppo della microelettronica, la sua elevata abbondanza naturale e non-tossicità, gli elevati tempi di vita dei dispositivi realizzati (20-25 anni) e la sostenibilità dei processi produttivi. Ovviamente, nel corso dei decenni la ricerca ha consen-tito che altre tecnologie basate su materiali alternativi diventassero sempre più competitive, avvicinandosi a quella del silicio sia a livello di prestazioni sia di costi per la produzione dei dispositivi finali. Tra i numerosi fattori che hanno trainato la ricerca in questa direzione, i principali sono di seguito indicati.Fattori chimico-fisici. Il silicio è un semiconduttore a Gap indi-

retto che quindi per natura intrinseca manifesta una limitazio-ne nell’assorbimento della radiazione solare (e quindi contenuta efficienza di foto-conversione). L’interesse quindi è stato rivolto verso materiali a Gap diretto, quali ad esempio GaAs, CdTe, ec-cetera.

Fattori economici. Per anni il prezzo del silicio ha subito oscilla-zioni elevate a causa della competizione con il mercato della mi-croelettronica. Tuttavia, anche in situazioni di disponibilità sul mercato, il prezzo del silicio non potrà scendere sotto certi limiti a causa di limitazioni tecnologiche difficilmente superabili. In-fatti, la produzione di questo materiale risulta essere energivora, inducendo valori di pay-back time alquanto elevati, mentre inevi-tabilmente c’è un’elevata perdita di materiale durante il taglio dei lingotti o blocchi di silicio (con seghe a filo) per ottenere i wafer con cui sono prodotte le celle solari.

Fattori tecnologici. I dispositivi a base di silicio cristallino, a segui-to della loro rigidità, non permettono una facile integrazione a livello architettonico. Lo sviluppo di materiali ad alte prestazioni, che possono essere cresciuti su substrati flessibili e che possono avere superfici frontali con colorazione uniforme, aprirebbe le porte a nuovi mercati per il FV.



Oltre al silicio, numerosi altri materiali e tecniche di cresci-ta sono stati sviluppati nel corso degli ultimi decenni al fine di massimizzare efficienza, costi di produzione e integrabilità. Ad esempio, a livello di laboratorio, sistemi multi giunzione associa-ti a opportune ottiche di concentrazione solare hanno permes-so di raggiungere valori di efficienza di cella ben oltre il 40%, mentre efficienze fino al 20% sono state ottenute da dispositivi senza concentrazione solare realizzati con film sottili a base di calcogenuri (ad esempio, CuInGaSe2, CdTe) mediante tecniche che garantiscono elevata produzione industriale anche su sub-strati flessibili.

Ovviamente ben più numerosi sono gli approcci con cui la ricerca lavora per massimizzare le prestazioni dei dispostivi FV e ridurne il costo. Un’analisi dettagliata dei record di efficienze del-le varie tecnologie FV è presentata nel rapporto pubblicato perio-dicamente dal National Renewable Energy Laboratories (NREL) degli Stati Uniti [42].

Nei paragrafi seguenti è presentata una panoramica delle principali tecnologie e materiali per dispositivi FV che hanno do-minato, e tuttora dominano, la scena della ricerca scientifica in questo settore, anche se quanto proposto non pretende di essere esaustivo delle tecnologie più emergenti. Sono illustrate di segui-to sia tecnologie ampiamente studiate che sono state in parte o in toto trasferite a livello industriale (quali i sistemi multigiunzione, a film sottile e quelle organiche/Dye sensitized), sia tecnologie di frontiera estremamente promettenti in cui numerosi aspetti so-no ancora da ottimizzare prima di un reale trasferimento tecno-logico. Per ulteriori approfondimenti si rimanda alla letteratura specifica [43]. Nel prosieguo della trattazione, per descrivere le varie tecnologie FV si farà riferimento ad una serie di acronimi in inglese che agevoleranno il lettore qualora desiderasse consul-tare la relativa letteratura internazionale.

Celle a film sottileLe celle solari a film sottile sono definite celle di “seconda gene-

razione”, rispetto a quelle di “prima generazione” rappresentata dai si-stemi a base di silicio cristallino. La loro principale peculiarità è che la radiazione solare viene assorbita da strati estremamente sottili (qualche µm) di materiale semiconduttore. Questi strati possono essere cresciuti mediante tecniche di deposizione da fase vapore sia di tipo fisico (ad esempio, evaporazione, sputtering) sia chimico (ad esempio, CVD).

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12

Questi processi di crescita, se opportunamente ottimizzati, permetto-no un controllo estremamente fine delle proprietà chimico-fisiche del materiale depositato e di conseguenza dell’efficienza della cella solare finale. Queste tecnologie sono inoltre funzionali per sviluppare proces-si in linea per produzione su grande scala di moduli con elevata area superficiale (≈1 m2) che non richiedano il processo d’interconnessione di singole celle così come avviene per il silicio-cristallino. Le tecnologie a film sottile si basano su molteplici materiali assorbitori e le attività di ricerca sin dagli anni ‘70 del secolo scorso si sono mosse in questa dire-zione con una particolare attenzione al silicio come materiale di studio; le celle solari a film sottile a base di silicio (TF-Si) furono identificate come una potenziale soluzione per ridurre il costo del FV e al contem-po ridurre la quantità di silicio stesso utilizzato. Molte tipologie di celle TF-Si sono state proposte nel tempo, quasi tutte basate su processi di deposizione dello strato assorbitore mediante tecniche di deposizione da fase chimica assistite da plasma (PE-CVD). A oggi, un buon numero di tecnologie TF-Si sono state sviluppate a livello commerciale, inclu-dendo sistemi a base di silicio amorfo sia a singola (a-Si) sia a doppia giunzione (µ-Si/a-Si), sistemi tandem tra Si-microcristallino/Si-amorfo, e triple giunzioni che prevedono l’utilizzo di leghe di silicio-germanio. Per una panoramica più dettagliata di tutti le tecnologie di sistemi TF-Si presenti in commercio si rimanda alla letteratura specifica [44].

Accanto ai sistemi TF-Si, una vasta serie di composti a base di tellurio (Te), selenio (Se) e zolfo (S) (noti come calcogenuri) sono stati studiati per le loro proprietà elettriche e ottiche compatibili con le applicazioni FV. In particolare, tre composti multicristallini sono stati identificati come i principali attori per la tecnologia a film sotti-le a cui affidare il raggiungimento della produzione su ampia scala:

■■ il tellururo di cadmio (CdTe);■■ il diseleniuro di indio, gallio e rame (CIGSe);■■ il seleniuro/solfuro di rame, zinco e stagno (CZTS/Se).

Questi composti possiedono un Gap ottico diretto che permette di assorbire la radiazione solare meglio del silicio, e l’elevato coef-ficiente di assorbimento permette di realizzare dispositivi in cui lo spessore del materiale assorbitore di luce è estremamente sottile (meno di 2 µm). Inoltre questi materiali possiedono un Energy gap (Eg) di circa 1,5 eV (modulabile in funzione della stechiometria dei composti) che si adatta in maniera ottimale allo spettro solare, mas-simizzando quindi l’energia FV prodotta. La possibilità di sintetizzare questi materiali a bassa temperatura, combinata alla loro tolleranza



verso difetti e impurezze, li rende estremamente interessanti per produzioni su scala industriale (ad esempio, CdTe e CIGS), o li rende ancor oggi argomento di ricerca (ad esempio, CZTS).

Film sottili di questi calcogenuri sono impiegati come strato as-sorbitore all’interno di dispositivi FV che presentano la medesima struttura multistrato:

i) un film sottile metallico (esempio, molibdeno) funge da contatto retro depositato su un substrato rigido (esempio, vetro soda lime (SLG)) o flessibile (esempio, Poli-imide);

ii) il materiale assorbitore funge da lato p della giunzione del dispositivo;iii) un sottile strato di solfuro di cadmio (CdS) viene depositato come

lato n della giunzione;iv) uno strato di un ossido trasparente conduttivo (TCO) viene depo-

sitato sul CdS come contatto frontale del dispositivo;v) il sistema viene protetto con una seconda lastra (esempio, SLG).

I tre calcogenuri, a seguito del processo di deposizione utilizza-to per realizzarli, presentano dei difetti cristallografici che ne in-ducono un drogaggio di tipo p. Mentre per il CIGSe e il CZTSSe, la deposizione dei vari strati viene realizzata dal substrato verso il TCO nell’ordine SLG/Mo/CIGSe(CZTSSe)/CdS/TCO/SLG, per il CdTe l’ordine viene invertito depositando il calcogenuro sul CdS/TCO invece che sul Mo.

Molteplici sono le tecniche di crescita testate per la deposizione di questi composti al fine di avere un ottimo controllo sulle qualità FV dei film assorbitori. Per i record di efficienza realizzati per ognu-no di questi materiali si rimanda al grafico già citato dell’NREL [42].

Un problema comune a questi materiali è la complessità nel tra-sferire a livello di prodotti commerciali i record di efficienza realiz-zati con i dispositivi prototipali di laboratorio; infatti, problemi tecno-logici rendono ancora estremamente complesso il trasferimento dei processi di produzione dalla scala di laboratorio a quella industriale, limitando quindi qualità e prestazioni dei vari dispositivi finali.

I film sottile di CdTe con le migliori prestazioni FV vengono cre-sciuti mediante un processo di sublimazione, o trasporto da fase va-pore, con temperature di processo superiori ai 500 °C. Si è verificato, inoltre, come mediante ulteriori trattamenti post crescita sia possi-bile migliorare ulteriormente la qualità dei film di CdTe (ad esem-pio mediante processi di passivazione dei difetti). Moduli di CdTe si trovano in commercio con efficienze prossime al 15-16% mentre il record in laboratorio è di 21,5%.

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Il CuIn xGa(1-x)Se2 è una soluzione solida del di-seleniuro di rame e indio (CIS) e quello di rame e gallio (CGS). La variazione del rap-porto In/Ga nella lega permette di ottenere composti con Energy gap (Eg) variabile che passa da ≈1 eV (CIS) a ≈1,6 eV (CGS). Questo permette di modulare, lungo tutto lo spessore del film, l’Eg dell’as-sorbitore, adattandolo in maniera opportuna alla penetrazione dello spettro solare. Infatti, grazie a questo vantaggio, benché la formula-zione del CIGS sia più complessa rispetto al CdTe, è stato possibile raggiungere un record di efficienza su singolo dispositivo di labora-torio del 21,7%.

Il CIGSe è attualmente il materiale che detiene il record di effi-cienza tra i sistemi a film sottile, avvicinando in maniera significati-va i valori offerti dalla tecnologia a base di silicio-cristallino. Questi alti valori di efficienza sono anche supportati dal fatto che il CIGSe è in grado di tollerare scostamenti dalla stechiometria ottimale senza alterare in maniera significativa le prestazioni FV; è possibile così ot-tenere efficienze prossime al 20% per film con ampi rapporti relativi tra i metalli (0,82 ≥ Cu/(In+Ga) ≥ 0,95 e 0,26 ≥ Ga/(In+Ga) ≥ 0,31).

I film sottile di CIGSe, in grado di fornire le efficienze miglio-ri, vengono depositati mediante un processo di co-evaporazione dei quattro componenti mediante una ricetta definita a “tre stadi”, che garantisce un controllo ottimale nella formazione delle fasi secon-darie durante il processo e agevola la crescita dei grani nel film. Peculiare, per questo materiale, è l’effetto che è stato associato al sodio proveniente per diffusione dal substrato di SLG; è stato infat-ti verificato, come questo drogante permetta un notevole migliora-mento delle prestazioni FV dei dispositivi a base di CIGSe (effetto di passivazione dei bordi grano). Questo aspetto introduce un’ulteriore complicazione per la tecnologica CIGSe che ne rende particolarmen-te sfidante e complesso il trasferimento dal laboratorio all’industria. Per ovviare alle complessità tecnologiche del processo co-evaporati-vo su scala industriale e sfruttando al contempo l’elevata tolleranza di composizione del CIGSe, altri processi di crescita più facilmente trasferibili a livello industriale (ad esempio, sputtering, elettrodepo-sizione, spray pirolisi) sono stati validati per depositare film sottile di questo calcogenuro con ottime proprietà FV.

Purtroppo, sia il CdTe sia il CIGSe aggiungono alla complessità di un trasferimento tecnologico, che garantisca elevate efficienze su prodotti commerciali, anche problematiche relative alla loro tossicità (ad esempio, Se e Cd) e alla disponibilità naturale, che si ripercuote sull’elevato costo di alcuni elementi (esempio, Se,Te, In e Ga). Per ovviare a questi problemi, l’attenzione della ricerca negli ultimi anni



si è spostata su un nuovo calcogenuro, il Cu2ZnSn(S,Se)4 (CZTS-Se). Questo semiconduttore appartiene alla famiglia dei calcogenuri quaternari con formula Cu2-M(II)-M(IV)-VI4, in cui il mix di metalli di transizione M(III) nella struttura CIGSe (In e Ga) viene rispettiva-mente sostituito con zinco (II) e stagno (IV). La natura del composto dipende dalla percentuale di selenio (x) presente nella struttura, che può variare in maniera continua da Cu2ZnSnSe4 (CZTSe) per x=1, a Cu2ZnSnS4 (CZTS) per x=0.

Benché il record (12,6%) in efficienza con questi composti sia sta-to realizzato presso i laboratori dall’IBM (USA) con una formulazione mista Se/S, è il CZTS (privo di Se, tossico e raro) a presentarsi come un ottimo candidato per la realizzazione di una tecnologia a film sottile che sia in grado di raggiungere una produzione fotovoltaica su ampia scala. Contrariamente al CdTe e CIGSe che hanno visto nelle tecniche in vuoto (evaporazione) la tecnica di deposizione ot-timale per crescere film sottile di elevata qualità, per il CZTS pro-cessi definiti a “doppio stadio” (deposizione dei precursori metallici e successiva solfo/selenizzazione) sono quelli che stanno fornendo i risultati più incoraggianti. Questa tipologia di processi risulta tec-nologicamente meno complessa da trasferire a livello industriale. A questo vantaggio purtroppo il CZTSSe contrappone una ridotta tolle-ranza alle variazioni composizionali, che riducono le prestazioni FV dei film sottile al di fuori di una limitata “finestra” di composizione. Numerose attività sperimentali su questo tema sono attualmente in corso [46] [47].

Celle solari organiche e Dye sensitizedUna nuova generazione di dispositivi a film sottile sono quelli

definiti FV organico o ibrido (Hybrid and Organic PhotoVoltaic o HOPV). Queste tecnologie sono promettenti per realizzare dispositi-vi con un ottimo rapporto costi/efficienza. Se da una parte, infatti, l’efficienza di queste celle organiche è già prossima al 12%, un costo di 0,5 euro/Wp per questo tipo di sistemi viene identificato come as-solutamente compatibile per processi produttivi su scala industriale. Due sono le principali tecnologie di tipo HOPV:

■■ le celle solari a colorante (Dye-Sensitized o DSSC) o celle di Gra-etzel (in quanto la tecnologia e i meccanismi di funzionamento di questi dispositivi furono proposti per primo da Graetzel nel 1991[49]);

■■ le celle solari organiche (OPV).

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All’interno dei sistemi HOPV, i dispositivi DSSC offrono il mi-glior grado di maturità tecnologica, che ne ha permesso una inizia-le introduzione nel mercato commerciale [48]. L’idea innovativa in queste celle, contrariamente a quanto accade in quelle inorganiche precedentemente descritte, si basa sul fatto che i meccanismi di as-sorbimento della luce, di raccolta e di trasporto di carica sono at-tribuiti a varie componenti del dispositivo finale; questo permette quindi di ottimizzare il singolo componente (e il materiale con cui è realizzato) per la specifica funzione che gli viene richiesta in manie-ra indipendente dagli altri. Nelle celle DSSC un colorante organico o organo-metallico (detto Dye), funge da foto-sensibilizzatore di un semiconduttore ad ampio Energy gap (ad esempio, il TiO2). Il colo-rante assorbe la radiazione solare e, passando a uno stato eccitato, permette il trasferimento di carica al semiconduttore che funge co-me uno dei due elettrodi del sistema. Sull’altro elettrodo, mediante un catalizzatore di platino, un processo di ossido-riduzione in solu-zione permette di trasferire elettroni al colorante riportandolo al suo stato fondamentale. I coloranti che offrono i migliori risultati sono complessi organo-metallici a base di rutenio (raro/costoso). L’attività di ricerca in questo settore si è quindi focalizzata nello studio di co-loranti più economici (privi di metalli rari) in grado di massimizzare il processo di raccolta della luce e trasferimento dei portatori al se-miconduttore. Proprio durante questo tipo di studi è stato verificato come anche le perovskiti (ossidi) organometalliche a base di piombo manifestino ottime proprietà per fungere da materiale assorbitore in sistemi DSSC. L’interesse verso questi materiali è esploso negli ulti-mi due anni, andando a creare un settore specifico nella ricerca dei dispositivi FV, quello delle celle solari a perovskite.

Benché molto sia stato già fatto nell’ambito delle celle DSSC, la perdita di prestazioni nel tempo di questi dispositivi rimane comun-que un aspetto critico e che focalizza l’attenzione della ricerca. La presenza di componenti organiche che possono degradare a seguito della prolungata esposizione alla radiazione solare (e principalmente alla componente UV) risulta un elemento estremamente sfidante ai fini di prolungare la loro vita utile fino a tempi compatibili con quelli dei sistemi convenzionali a base di semiconduttori inorganici (esem-pio, circa 25-30 anni per sistemi a base di silicio-cristallino).

La tecnologia OPV ha manifestato un notevole miglioramento delle prestazioni FV negli ultimi anni, fino a raggiungere valori del 10%, quando per anni è sembrato insormontabile il valore del 5%. Questa tecnologia si basa sull’accoppiamento di due materiali organi-ci che manifestano proprietà di conduzione dei portatori analoghe a



quelle dei due semiconduttori drogati p- ed n- nei sistemi inorganici. In questo caso il componente con conduzione di tipo p- viene detto “donore”, ed “accettore” il materiale drogato n-. Il materiale organico che funge da donore durante l’assorbimento della luce solare trasfe-risce elettroni dall’orbitale molecolare a più alta energia occupato (HOMO) all’orbitale libero più prossimo (LUMO), generando quindi una coppia elettrone-lacuna (eccitone) interna alla stessa moleco-la. L’eccitone, diffondendo all’interfaccia tra donore e accettore, può essere separato in portatori di carica liberi (elettrone e lacuna) se i due materiali presentano opportune differenze in energia tra i loro valori relativi di HOMO e LUMO. Le cariche quindi possono essere trasportate verso gli elettrodi generando una corrente.

Oltre all’opportuna scelta dei materiali, un ottimo contatto tra le due componenti influisce in maniera significativa sull’efficienza di questi dispositivi. Derivati del fullerene (PCBM) sono comunemente utilizzati come accettori, mentre materiali polimerici coniugati, co-me ad esempio i poli-tiofeni (esempio, P3HT), sono impiegati come donori. Attività di ricerca sono particolarmente concentrate sull’ot-timizzazione dei materiali donori, componente della cella in cui av-viene la reale raccolta della radiazione solare.

Celle solari a perovskiteQuesta nuova classe di dispositivi trae origine da un’evoluzione

delle celle organiche di tipo DSSC, con notevoli risultati conseguiti negli ultimi due anni e con numerosi aspetti di queste celle (quali l’architettura del dispositivo e l’interazione tra i vari componenti, le tipologie di materiali da impiegare e la loro compatibilità) che sono tuttora argomenti di dibattito e di evoluzione a livello scientifico. Le metodologie di misura usate classicamente per la caratterizzazione di celle FV devono essere opportunamente riformulate per questa tecnologia, a causa di cicli di isteresi a cui questi dispositivi posso essere soggetti (indotti dalla difficoltà di stabilizzare il comportamen-to delle perovskiti durante la misura delle curve corrente-tensione); tali fenomeni possono, infatti, condurre a sovra o sottostimare l’effet-tiva efficienza dei dispositivi.

Le perovskiti a base di alogeni hanno ricevuto recentemente at-tenzione dalla comunità scientifica da quando è stato verificato che strati di questi composti organometallici mostrano una transizione da semiconduttore a metallo al variare delle dimensioni dello strato, manifestando una variazione delle proprietà elettroniche, fra cui una diminuzione dell’Energy gap, all’aumentare della dimensionalità tra

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sistemi 2D e 3D. Nel 2009, Tsutomu Miyasaka e i suoi collaboratori hanno per primi utilizzato la perovskite 3D CH3NH3PbX3 (con X = Br, I) come colorante (foto-assorbitore) in dispositivi DSSC [50]. Con questo lavoro sono state ottenute efficienze di foto-conversione di 3,1% per X=Br e 3,8% per X=I.

A partire da questo primo lavoro, l’efficienza delle celle a perovskite è cresciuta nel corso di pochi anni in maniera significativa fino a rag-giungere recentemente circa il 20%. Questo incremento è legato ad una cultura via via più matura sviluppata su questi materiali, che ha per-messo di ottimizzare l’architettura dei dispositivi DSSC stessi in cui era-no utilizzati. Le perovskiti hanno dimostrato di possedere coefficienti di assorbimento 10 volte più elevati di quelli misurati per i convenzionali coloranti a base di rutenio. Purtroppo questi composti organometallici a base di piombo sono dei cristalli ionici e quindi si dissolvono rapida-mente in solventi polari, risultando quindi non compatibili nel lungo periodo con gli elettroliti liquidi usati nella classica struttura DSSC. Si sta cercando di ovviare a questa problematica sostituendo l’elettrolita li-quido con un materiale solido che funga da conduttore di lacune (esem-pio, Spiro-MeOTAD). Ulteriori miglioramenti sia nelle prestazioni FV sia nella stabilità dei dispositivi sono stati quindi realizzati intervenendo anche su altre componenti della tradizionale struttura DSSC, quale ad esempio l’ossido ad ampio gap (esempio,TiO2). Per un ulteriore appro-fondimento sull’evoluzione tecnologica (architettura e materiali usati) di questa tipologia di dispositivi si rimanda alla letteratura specifica [51].

Le celle a perovskite risentono tuttora di una serie di problematiche che le tengono lontane da una produzione di massa, quali principal-mente la mancanza di stabilità sul lungo periodo (legata al degrado di al-cuni componenti) e il costo di altri materiali (esempi, Spiro-MeOTAD).

Celle a Quantum DotsL’ultima tecnologia presa in considerazione è basata su siste-

mi nano-strutturati conosciuti anche come “dispositivi a Quantum Dots”. Questa tipologia di dispostivi attinge in maniera significativa ad aspetti teorici di fisica dello stato solido e si basa sul trattamen-to dei nano-cristalli di un materiale semiconduttore per creare una struttura a bande degli stati elettronici.

Le potenzialità sono notevoli, giacché la creazione di strutture a bande permette di oltrepassare il limite di efficienza di foto-conver-sione (circa 30%) ottenibile mediante sistemi a singola giunzione e privi di concentrazione [52]; questo valore infatti risulta limitato esclusivamente dalla struttura a bande tipica del materiale, e da co-



me questa influisce sui processi di creazione e termalizzazione dei portatori di carica all’interno del materiale.

La manipolazione della struttura a bande di questa tecnologia con-sente di aggirare i tipici limiti fisici intrinseci dei dispositivi FV (quali, principalmente, mancato assorbimento di tutta la radiazione solare con energia inferiore all’Energy gap o con energia in eccesso quando Efotone > Eg e conseguente perdita di energia sotto forma di calore). Per ulteriori approfondimenti in questo settore, e per comprendere le principali architetture con cui vengono realizzati dispositivi FV a base di Quantum Dots, si rimanda alla letteratura specifica [53].

Se da una parte, questa tecnologia è teoricamente valida per rea-lizzare celle ad elevata efficienza, la difficoltà di produrre in maniera controllata a livello nanometrico le opportune strutture è il princi-pale fattore che attualmente ne limita l’efficienza a valori di ≈10%.

12.3 CELLE DI NUOVA CONCEZIONE

Per quanto concerne la tecnologia a base di silicio cristallino (c-Si), se verrà mantenuto il trend di miglioramento dell’efficienza di conversione verificatosi negli anni, il limite teorico di efficienza del 29% [56] dovrebbe essere raggiunto intorno al 2030. Si prevede che tale risultato sarà conseguito prevalentemente tramite miglioramen-ti nella metallizzazione (contatti elettrici), emettitore, passivazione e qualità dei materiali utilizzati.

Possibili strategie per l’incremento dell’efficienza nel c-SI per rag-giungere il suddetto limite superiore sono:

■■ miglioramenti nel rivestimento antiriflesso (Anti Reflection Co-ating, ARC) (anche mediante sostituzione dello stesso con mate-riali nano-strutturati) per la minimizzazione delle perdite ottiche;

■■ “modifica” dello spettro della radiazione incidente; ad esempio tramite deposizione di materiali che consentano lo shift dei foto-ni incidenti verso lunghezze d’onda maggiori (e quindi più facil-mente assorbibili dal silicio);

■■ l’uso di silicio con materiali semiconduttori aggiuntivi aventi un differente gap energetico, quali celle tandem con spettro di assor-bimento complessivo più ampio;

■■ miglioramento nei contatti elettrici, mediante:■◆ riduzione delle perdite per ombreggiamento del materiale attivo

da parte dei contatti elettrici (sulla superficie frontale della cella);

144

12

■◆ bassa resistività di contatto metallo/silicio;■◆ elevata conduttività elettrica;■◆ miglioramento della saldabilità e della resistenza meccanica;■◆ aumento del numero di busbar (conduttore di collegamento

principale fra le celle), rispetto alle 3 attuali.

Celle ad elevato rendimento e ad alto costoPer quanto riguarda il materiale attivo (silicio cristallino) si sta

osservando da parte di molti costruttori la tendenza al passaggio da silicio di tipo p (drogato con boro) a silicio di tipo n (drogato ad esem-pio con fosforo). I principali vantaggi sono due:

■■ l’assenza di boro elimina il rischio di Light Induced Degradation (LID) che si verifica nei wafer realizzati con silicio di tipo p a causa dell’interazione tra boro e ossigeno, fonte della riduzione dell’efficienza di conversione di qualche punto percentuale du-rante le prime settimane di esposizione alla radiazione solare;

■■ il silicio di tipo n è meno sensibile alla presenza di impurità me-talliche.

Di contro, il costo del silicio tipo n è fino al 20% superiore rispet-to al tradizionale silicio di tipo p.

L’utilizzo di silicio di tipo n ha consentito lo svilupparsi di varie strutture innovative di celle FV che consentono di raggiungere effi-cienze di conversione più elevate. Di seguito vengono riportate le più promettenti:PERC (Passivated Emitter and Rear Cell). Come indicato schema-

ticamente in Figura 12.1, mentre l’architettura di cella “conven-zionale” prevede la metallizzazione dell’intera superficie poste-riore (contatto elettrico esteso a tutta la superficie), la tecnologia PERC prevede l’utilizzo di contatti elettrici localizzati e l’aggiunta di uno strato di passivazione superficiale sul lato posteriore che consente una consistente riduzione delle perdite per ricombina-zione; l’efficienza record raggiunta da un modulo commerciale è attualmente pari al 21,7%.

MWT (Metal Wrap Through). Come indicato schematicamente in Figura 12.2, sono celle solari connesse le une alle altre tramite contatti posti nel lato posteriore; non si ha più quindi il tradizio-nale percorso ad H costituito da contatti principali e secondari (busbars e fingers); nel lato frontale della cella rimangono solo i contatti elettrici necessari a raccogliere i portatori di carica fo-



to-generati, la corrente viene quindi trasferita nel lato posteriore tramite fori di dimensioni microscopiche (realizzati tramite lavo-razione laser) e quindi convogliata verso le celle successive; si ha quindi una riduzione dei contatti elettrici posti nel lato frontale con conseguente riduzione delle perdite per ombreggiamento.

HIT (Heterojunction with Intrinsic Thin layer). È una tecnologia già diffusa da alcuni anni e consiste nell’applicazione di un sot-tilissimo strato di silicio amorfo sulla superfi cie frontale di celle in silicio mono-cristallino al fi ne di incrementare l’Energy gap complessivo (e quindi la porzione di spettro solare convertibile in elettricità) e la passivazione sul lato frontale della cella (con ridu-zione delle perdite per ricombinazione di elettroni e lacune). Tra-mite questa tecnologia è stato attualmente raggiunta l’effi cienza di 21,5% su moduli disponibili sul mercato, mentre il record per le celle è stato raggiunto da Panasonic con 25,6%.

IBC (Interdigitated Back Contacts). Questa tecnologia consiste nella disposizione di tutti i contatti elettrici sul lato posteriore del-la cella FV (Figura 12.3), il che permette di ottenere una maggior superfi cie di materiale attivo esposto alla radiazione incidente sul lato frontale; l’effi cienza record raggiunta commercialmente è pari a 21,5%; l’utilizzo combinato con tecnologia HIT consente di raggiungere effi cienze superiori al 24%.

Confronto tra la struttura di una cella fotovoltaica “co nvenzionale”

e di una con tecnologia PERC. (Immagine SunEdison)

FIGURA 12.1

n+emitter

full-arealocalaluminumbacksurfacefield

siliconbaselocalaluminumbacksurfacefield

Silverfrontcontacts(“fingers”)

STANDARDCELLTECHNOLOGY ADVANCEDPERCTECHNOLOGY

surfacepassivation

146

12

H-PATTERNTECH.

Confronto tra la struttura di una cella fotovoltaica

con tecnologia MW T e di una con il tipico percorso ad H

dei contatti elettrici. (Immagine Tianwei)

FIGURA 12.2

Front-sheetFront-sheet

Back-sheet

Encapsulant Encapsulant

EncapsulantEncapsulant&Back-sheet

MWTTECH.



Celle bifaccialiOltre alla riduzione dei costi di produzione dei moduli FV (euro/

Wp) e all’incremento della loro efficienza di conversione (e durata delle prestazioni nel lungo periodo), un’altra soluzione tecnologi-ca che si sta ricercando al fine di ottenere una riduzione del costo dell’energia prodotta (COE) è la realizzazione di moduli bifacciali, os-sia in grado di captare radiazione solare per convertirla in elettricità su entrambi i lati del modulo (anteriore e posteriore).

Questa soluzione costruttiva, inizialmente scartata a causa del suo maggior costo, è recentemente tornata in auge per varie moti-vazioni:

■■ design avanzati e tecnologie ad elevata efficienza consentono la bifaccialità;

■■ progressivo incremento dell’utilizzo di moduli vetro-vetro, ossia sostituzione del backsheet polimerico sul lato posteriore con un vetro trasparente analogo a quello frontale (in quanto offre mag-giore resistenza alla penetrazione di umidità e garantisce una maggior vita utile dei moduli);

■■ i costi dei moduli fotovoltaici stanno raggiungendo valori così ridotti che sarà difficile ottenere una loro ulteriore consistente riduzione in futuro; l’unico modo per ottenere una riduzione del COE consiste quindi nell’aumentarne l’output energetico a parità di superficie occupata.

Schema esemplificativo della struttura di una cella con tecnologia IBC [57].FIGURA 12.3

Frontsurfacepassivation

Rearsurfacepassivation

IBCcell

Wiringlines

PrintedwiringboardWiringlines

Electrodes

IBCcell

Front-sheet

Back-sheet

Encapsulant

Encapsulant

148

12

Il potenziale campo di applicazione di questa tecnologia è limi-tato a quelle situazioni in cui il lato posteriore dei moduli è esposto, anche parzialmente, alla luce solare; vanno bene le installazioni su terreno o su strutture inclinate poste su tetti piani, mentre non si prestano le installazioni su tetti inclinati, su BIPV e su sistemi a in-seguimento solare. La quantità di radiazione incidente sul retro del modulo è ovviamente dipendente dall’albedo della superficie su cui i moduli stessi vengono installati e da questo dipende quindi il bene-ficio della “bifaccialità” e l’incremento dell’output energetico.

I primi dati sperimentali (ad esempio presso Hokuto solar power plant) dimostrano che con un terreno avente un albedo pari a 35% (quindi più riflettente di un terreno erboso, che ha tipicamente un albedo di circa il 20%) l’incremento energetico di questi moduli varia dal 15 al 20%.

Celle a multigiunzioneLa cella solare a multigiunzione è un dispositivo optoelettronico

formato da una pila di giunzioni p/n, aventi la capacità di assorbire porzioni complementari di spettro solare.

La tecnologia di cella a multigiunzione di riferimento è la cella InGaP/InGaAs/Ge che consente di ottenere un valore di efficienza di conversione intorno al 40% in assiemi a concentrazione solare. Per aumentare il valore di efficienza di conversione sono state pro-poste diverse soluzioni, in cui dapprima si è cercato di sostituire il Ge con altri materiali, ma il vero salto in avanti si è avuto attraverso la realizzazione di celle a quadrupla giunzione (QJ).

Come nel caso dei moduli CPV, esiste un buon accordo fra i dati sperimentali ottenuti, che hanno confermato la previsione dell’evo-luzione dei valori di efficienza delle celle a concentrazione solare (CPV) multigiunzione come, ad esempio, riportato nella Strategic Re-search Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology, Edition 2, 2011 (Figura 12.4). In una recente pubblicazione di RSE [54] è stata riporta-ta una sintesi dei diversi percorsi tecnologici che hanno permesso il graduale aumento del valore di efficienza dei dispositivi a multigiun-zione basati sui composti III-V della tavola periodica degli elementi.

Nella Figura 12.4 sono evidenziati anche i risultati ottenuti da due realtà italiane come CESI e RSE sulle strutture a tripla giunzione, mentre le due Società stanno mettendo a punto nuove metodologie per realizzare celle solari a quattro giunzioni in grado di innalzare il valore di efficienza e avvicinarsi così alla competitività economica dei sistemi CPV.

Poiché uno dei driver per il raggiungimento della competitivi-



tà economica dei sistemi fotovoltaici a concentrazione solare (CPV) (par. 12.5) è l’innalzamento del valore di efficienza del dispositivo, sia CESI sia RSE stanno mettendo a punto nuove metodologie al fine di realizzare celle solari a quattro giunzioni. RSE, in particolare, ha dimostrato nel progetto europeo APOLLON, di cui è stato coordina-tore [55], che adottando adeguate procedure di deposizione è possi-bile realizzare nello stesso ambiente di crescita la deposizione degli elementi del gruppo IV e dei gruppi III-V della tavola periodica degli elementi; questa possibilità tecnologica, fino ad ora non percorsa per problemi di interferenza fra gli atomi del gruppo IV e quelli dei grup-pi III e V, consentirà di allargare la combinazione dei semiconduttori

Previsione dell’evoluzione dei valori di efficienza delle celle

a multigiunzione e valori sperimentali (indicati con i quadrati gialli

e i pallini vuoti). [Fonte Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar

Energy Technology, Edition 2, 2011]

Valori di efficienza in condizioni standard (AM 1.5 D 1.000 W/m2).

La freccia indica il sostanziale incremento di efficienza che si è ottenuto passando

dalla struttura a tripla giunzione (TJ) alla struttura a quadrupla giunzione (QJ).

FIGURA 12.4

60

55

50

45

40

35

30

25

20

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

FRAUNHOFERISE

SOLARJUNCTION

QJ

TJ

CESI

RSEEffic

ienc

y[%

]

150

12

da utilizzare per aumentare l’efficienza della cella a MJ, permetten-do, ad esempio, lo sviluppo di dispositivi InGaP/InGaAs/SiGeSn/Ge a quattro giunzioni, con un potenziale teorico di efficienza >45%.

Nella realizzazione di celle a quattro giunzioni si stanno afferman-do due principali strategie:

■■ realizzazione di strutture monolitiche, adattate reticolarmente (lattice matched) in cui i diversi materiali possiedono la stessa co-stante reticolare del substrato;

■■ realizzazione di strutture a doppia giunzione separatamente, su substrati diversi, che poi vengono assemblate con un processo noto come wafer bonding.

RSE e Fraunhofer-ISE stanno sviluppando le due strategie men-zionate all’interno del Programma Quadro Europeo H2020, con il progetto CPVMatch (Concentrating PhotoVoltaic Modules using Advan-ced TeCHnologies and cells). Tale progetto, dal valore di 5 milioni di euro, avrà la durata di tre anni e mezzo e perseguirà l’obiettivo prin-cipale di realizzare celle a multigiunzione e moduli CPV con target di efficienza, rispettivamente, del 48% e del 40%.

12.4 ANALISI INNOVATIVA DEI DIFETTI DEI MODULI

I temi della qualità dei moduli fotovoltaici e delle prove utilizzate per certificarne le caratteristiche tecniche sono oggetto di specifiche norme internazionali. Tali prove sono generalmente sufficienti ad individuare eventuali difetti nel progetto, nei materiali di costruzio-ne e nei processi produttivi, che potrebbero provocare il manifestarsi di fenomeni di degrado e fallimenti prematuri (mortalità precoce) durante il loro funzionamento in campo.

Tuttavia, prevalentemente grazie all’esperienza acquisita in cam-po, in seguito alla massiccia diffusione degli impianti fotovoltaici avvenuta negli ultimi anni e alle indicazioni ottenute dall’analisi di moduli installati in differenti condizioni ambientali, meccaniche ed elettriche, sono state recentemente sviluppate procedure più diffe-renziate per qualificare moduli FV destinati ad applicazioni specifi-che. L’attività normativa ha risposto a queste esigenze sviluppando norme specifiche, anche grazie al fondamentale apporto dei centri di ricerca internazionali che hanno contribuito a sviluppare e testare nuove procedure di prova, di cui di seguito si da un breve riepilogo.



Analisi dei difetti di moduli installati in condizioni ambientali aggressive

Condizioni ambientali aggressive si verificano quando i moduli sono installati in ambienti particolari, come zone agricole soggette ad agenti chimici, che possono causare corrosione delle parti metal-liche e dei materiali sigillanti con conseguente perdita di isolamento e degrado delle prestazioni. Specifiche norme trattano le misure da effettuare sui moduli in questi casi:

■■ CEI EN 62716, per la corrosione da ammoniaca, presente in at-mosfera con concentrazioni maggiori in prossimità di particolari terreni agricoli o stalle;

■■ CEI EN 61701, che tratta la corrosione da nebbia salina, per mo-duli da installare in ambiente costiero, in applicazioni marine o in generale in atmosfera salmastra;

■■ CEI EN 60068, per testare la resistenza dei moduli installati in ambienti desertici; questi ambienti, dove sempre più frequente-mente vengono installati impianti fotovoltaici, se da un lato so-no caratterizzati da una maggior radiazione solare (fino a 2.700 kWh/m2/anno negli impianti realizzati recentemente nel deserto di Atacama in Cile), dall’altro sottopongono i moduli (così come gli altri componenti d’impianto) a stress ambientali molto seve-ri; in particolare l’esposizione a tempeste di sabbia può causare l’erosione del vetro frontale con conseguente degrado delle pro-prietà ottiche del modulo e diminuzione della potenza generata.

Analisi dei difetti di moduli sottoposti a stress meccaniciLa migliore conoscenza di alcuni meccanismi di degrado ha por-

tato a sviluppare procedure di prova innovative per valutare la su-scettibilità di moduli a specifici fenomeni di degrado inizialmente non noti all’industria (o noti ma sottovalutati).

Per quanto concerne la resistenza meccanica, la maggioranza dei moduli FV commerciali (ossia tutti quelli certificati secondo le CEI EN 61215, la 61646 e la 61730) sono sinora testati tramite l’applicazione di un carico meccanico statico e con prove di torsione, per simulare ad esempio l’azione esercitata dall’accumulo di neve o del vento. Tuttavia queste prove non sono risultate sufficienti a prevedere i danneggiamen-ti provocati in fase di trasporto o installazione. Sono stati infatti frequen-ti i casi di moduli che hanno presentato micro-fratture nelle celle, non visibili ad occhio nudo, originatesi nel trasporto (moduli impilati gli uni sugli altri, con conseguenti sobbalzi che causano fatica meccanica) e nel

152

12

montaggio (frequenti i casi di installatori che camminano sui moduli o li fissano a strutture non perfettamente allineate provocando distorsioni e sollecitazioni non omogenee a tutto il modulo).

Queste fratture, a seconda della loro profondità e orientazione, possono sia causare immediata diminuzione della potenza generata sia dare origine nel medio-lungo termine a difetti che possono con-tribuire al degrado delle prestazioni ottiche ed elettriche dei moduli. Una conseguenza di questi danneggiamenti meccanici è il fenomeno delle cosiddette “bave di lumaca” (o snail tracks), che si presenta sotto forma di striature scure che si sviluppano sulla superficie anteriore dei moduli (in particolare sui contatti elettrici in argento posti sulla superficie delle celle FV) ed è responsabile di oltre il 50% dei difetti estetici individuabili ad occhio nudo [58]. Il fenomeno di degrado si manifesta solitamente da alcuni mesi ad alcuni anni a partire dall’in-stallazione e dalla conseguente esposizione agli agenti atmosferici. Sebbene non sia stato dimostrato un nesso diretto tra la presenza delle bave di lumaca e la diminuzione delle prestazioni dei moduli, questo fenomeno è indice di un isolamento elettrico non ottimale del modulo nonché della presenza di fratture nelle celle (e spesso è causa di numerosi contenziosi tra costruttori e clienti finali).

Per affrontare (e se possibile prevenire) questo fenomeno di degra-do il nuovo progetto normativo IEC/TS 62782 prevede una procedura di prova di carico meccanico dinamico a cui sottoporre i moduli FV.

Analisi dei difetti di moduli sottoposti a stress elettriciL’evoluzione delle tecnologie costruttive dei moduli e dei materiali

utilizzati, oltre alla qualità degli stessi che in diversi casi risulta dimi-nuita a causa della corsa al ribasso dei prezzi di mercato, ha causato l’insorgere di recenti difetti particolarmente gravi. È questo il caso del fenomeno di degrado PID (Potential Induced Degradation), sconosciu-to all’industria FV fino a qualche anno fa (se ne è iniziato a discutere nel 2009), che può causare drastiche riduzioni della resa energetica dell’impianto in periodi relativamente brevi, anche solo pochi mesi.

Dato il notevole interesse dell’industria e degli operatori, sono state sviluppate da numerosi laboratori di ricerca (RSE [59]) differen-ti procedure di prova per la valutazione della suscettibilità dei modu-li al fenomeno PID. In seguito a ciò, è stata recentemente pubblicata la Technical Specification IEC 62804, che descrive due procedure di prova per individuare il PID a livello di modulo, mentre è attualmen-te in fase di elaborazione una seconda norma che indicherà come analizzare le celle FV, direttamente lungo le linee di produzione.



Tecniche diagnostiche innovativeLo sviluppo tecnologico ha consentito di diffondere progressiva-

mente, in ambito industriale e di ricerca, tecniche diagnostiche in-novative per i moduli fotovoltaici, che erano finora utilizzate in altre applicazioni industriali.

L’elettroluminescenza è una tecnica particolarmente utile per la verifica delle condizioni funzionali di moduli e celle; precedentemen-te considerata analisi “opzionale”, negli ultimi anni viene sempre più utilizzata sia dai produttori (direttamente lungo le linee di produzione delle celle) sia dai laboratori di prova e dai centri di ricerca.

La tecnica dell’elettroluminescenza sulle celle fotovoltaiche sfrutta lo stesso principio di funzionamento dei LED, giacché come noto le celle fotovoltaiche sono di fatto equiparabili a dei “diodi di grandi dimensioni”. Una corrente nota (solitamente pari alla corren-te di corto circuito) viene fatta fluire nelle celle in modalità diretta (cioè nella stessa direzione in cui circola la corrente generata dal

Esempi di analisi di elettroluminescenza e termografia.FIGURA 12.5

40.3

32.0

48.929.2

154

12

modulo). Il conseguente passaggio degli elettroni all’interno del ma-teriale semi-conduttore causa l’emissione di fotoni nel vicino-infra-rosso (indicativamente 800 < λ < 1000 µm) che vengono captati da un apposito sensore ottico. Le celle più attive elettricamente e quindi in buono stato di funzionamento appaiono più luminose, le zone scure indicano invece zone non più collegate elettricamente al resto del modulo e che quindi non contribuiscono alla produzione energetica del modulo. Il principale svantaggio di tale tecnica, oltre al costo elevato della fotocamera, consiste nel fatto che debba esse-

Esempi di difetti riscontrabili con elettroluminescenza.FIGURA 12.6

Corrosionedovutaapenetrazionediumidità

Micro-fratturecella(riduzionesensibiledipotenza)

Difettocristallografico(silicio-poli)

Contattielettricidifettosi(oparzialmenteinterrotti)

Cortocircuitolocalizzato

Micro-fratturecella(senzaconseguenzesullapotenzagenerata)



re eseguita in laboratorio in un ambiente privo di luce, e quindi è necessario smontare i moduli da analizzare (Figura 12.5), oppure in esterno, di notte. Alcuni esempi di difetti riscontrabili tramite analisi ad elettroluminescenza sono indicati in Figura 12.6.

La termografia è un’ulteriore tecnica di analisi che consente di individuare una notevole varietà di problematiche che affliggono i moduli FV. Essa consiste nella misura della distribuzione della tempe-ratura sulla superficie frontale dei moduli durante il regolare esercizio.

È possibile individuare con immediatezza moduli e celle “proble-

Esempi di difetti riscontrabili con analisi termografica.FIGURA 12.7

Singolomodulopiùcaldodeglialtri>moduloincondizionidicircuitoaperto

Stringadicellepiùcalda>cortocircuitocausatodaproblemaneicontattielettriciodiododibypassmalfunzionante

Singolecellepiùcalde(parteinferioredelmoduloovicinoallacornice)>degradoindottodaelevatopotenziale(PID)

Singolacellasurriscaldata>delaminazione,ombreggiamento,celladifettosa

Surriscaldamentolocalizzato>presenzacricchenellacella,oggettoesterno

156

12

matiche” in quanto la loro temperatura è di alcune decine di gradi °C superiore rispetto a moduli regolarmente funzionanti. Sebbene il livello di dettaglio di questa tipologia di analisi sia inferiore all’e-lettroluminescenza, essa è sempre più utilizzata dagli operatori del settore in quanto più economica, rapida ed eseguibile direttamente in campo, senza la necessità di smontare i moduli e interrompere la produzione dell’impianto (Figura 12.5). Alcuni esempi di difetti riscontrabili con analisi termografica sono indicati in Figura 12.7.

Altre tecniche di analisi specialistiche che si stanno affermando per l’analisi della qualità dei moduli fotovoltaici sono utilizzate prevalente-mente da laboratori di ricerca specializzati; fra le più interessanti si citano la Lock-In Thermography (LIT), la Fluorescenza UV e l’Analisi ai raggi X.

12.5 IL FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE SOLARE

Una tecnologia in forte evoluzione è quella dei sistemi a con-centrazione solare (CPV). È infatti in corso lo sviluppo di prodotti innovativi che possono ancora offrire notevoli possibilità di sviluppo per l’industria di questo settore.

Di fatto il nostro Paese è già presente in diversi progetti di ricerca a livello europeo ed esiste per la piccola-media impresa italiana la possi-bilità di guadagnare un posto di rilievo nel futuro mercato del fotovol-taico a concentrazione solare [60] [61]. La motivazione principale che sta dietro al forte fermento nell’attività di ricerca e sviluppo è quella di arrivare ad abbattere i costi realizzativi, aumentare l’affidabilità e quindi proporre sistemi di generazione economicamente competitivi.

Per quanto riguarda i moduli CPV, il trend è quello di arrivare a so-luzioni più compatte, in cui lo spessore dei moduli si avvicina a quello dei moduli senza concentrazione solare (o moduli piani), evitando allo stesso tempo di introdurre penalizzazioni nel fattore di concentrazione.

Ad esempio, si segnalano i moduli realizzati recentemente da Morgansolar [62], con un peso di soli 21 kg, uno spessore di soli 3,5 cm e un angolo di accettazione dei raggi solari di 0,8° ad un fattore di concentrazione di 1.000 soli.

Allo scopo di consentire una maggiore penetrazione degli im-pianti CPV nel sistema energetico, si stanno sviluppando anche solu-zioni per la loro integrazione negli edifici. Si evidenzia, ad esempio, il modulo di Suncycle e CEA-TECH, con fattore di concentrazione di 872 soli, che adotta due sistemi di rotazione orizzontali per inseguire il sole, e quindi ha una possibile applicazione anche sui tetti a falda



[63]. Un’altra recente soluzione è stata presentata nel febbraio 2015 dalla Penn State University, che utilizza una movimentazione linea-re per l’inseguimento del sole [64].

In tutti i casi sopra indicati, il tentativo è quello di ridurre i costi di realizzazione proponendo nuovi sistemi di inseguimento del sole (micro inseguitori) che operano a livello dei dispositivi (ovvero delle celle solari) e non, come accade normalmente, dei moduli.

Fra le applicazioni del CPV per aumentare lo sfruttamento dell’ener-gia solare, si segnalano i sistemi CPV ibridi, tuttora in fase di sviluppo per convertire l’energia solare in parte in elettricità e in parte in calore [65].

Varie sono invece le attività di ricerca per ottimizzare il funziona-mento dei sistemi CPV. Fra queste, un’attività condotta da RSE riguar-da la realizzazione di un sensore integrato nel modulo fotovoltaico per la misura dell’errore di allineamento solare del sistema CPV, che è fondamentale per la produzione energetica di un sistema CPV. Il sen-sore di puntamento solare (Figura 12.8), che RSE ha recentemente sviluppato e brevettato, misura l’errore di allineamento tra la normale al piano su cui sono installati i moduli a concentrazione e la direzione dei raggi solari, calcolando le componenti dell’errore di alienamento relativi agli assi di azimut e di elevazione. Tale sensore, essendo inte-grato nei moduli, permette di operare su piani a essi complanari; in tal modo esso riesce a misurare gli errori di puntamento effettivi del modulo in cui è integrato e può quindi essere utilizzato in modo più preciso per un sistema di controllo dell’inseguitore solare.

Modulo fotovoltaico a concentrazione

con sensore di puntamento integrato.

FIGURA 12.8

SensoredipuntamentoRSE

Collimatoreottico


13

I principali operatori del settore fotovoltaico italiano sono stati inizialmente gli istituti di ricerca (ENEA, ENEL Ricerca, CNR, ..) e via via sempre più i costruttori di moduli fotovoltaici e di inverter, e successivamente altri operatori (società di engineering, procure-ment and construction; società di operation and maintenance; so-cietà di servizi).

13.1 GLI ISTITUTI DI RICERCA

Per quanto riguarda le attività di ricerca, sviluppo e dimostrazio-ne su dispositivi e sistemi fotovoltaici, si registra in Italia la presenza rilevante di ENEA e RSE. Ulteriori contributi sono forniti da alcune Università, dal CNR (Consiglio Nazionale per la Ricerca Scientifica) e da alcuni laboratori privati.

ENEAENEA (Agenzia Italiana per le Nuove tecnologie, l’Energia e l’Am-

biente) è la principale organizzazione di ricerca sul fotovoltaico ope-rante in Italia. I campi di maggiore interesse riguardano:

■■ celle fotovoltaiche in silicio cristallino, amorfo cella etero-giun-zione;

■■ celle CZTS e celle tandem CZTS / silicio;■■ celle perovskite a giunzione singola;■■ celle tandem perovskite-silicio; ■■ celle in silicio microcristallino; ■■ celle micro-morph tandem;■■ tecnologie per i concentratori solari a bassa concentrazione.

Nel campo dei sistemi fotovoltaici ENEA sta sviluppando disposi-tivi, software, modelli per l’integrazione ottimale dell’impianto nella rete elettrica.

Ricerca per il Settore Energetico RSERSE (società di ricerca di proprietà del GSE) è il principale istituto

di ricerca in Italia che svolge attività sulle celle solari ad alta effi-cienza per concentrazione solare. I campi di maggiore interesse, in questo ambito, riguardano lo sviluppo di celle solari multigiunzione

Gli operatori

160

13

basate su elementi III-V-IV e sui rivestimenti nanostrutturati per ap-plicazioni ad alta concentrazione, sviluppati nel corso di programmi della Ricerca di Sistema (RdS) e di progetti europei. Sempre in que-sto ambito, RSE è coinvolta nei seguenti campi:

■■ caratterizzazione strutturale, ottica ed elettrica dei materiali fotovoltaici;

■■ progettazione di nuove ottiche;■■ caratterizzazione in esterno e interno di moduli concentrazione solare;■■ sviluppo di tecnologie avanzate per il controllo dell’inseguimento solare.

Nell’ambito degli impianti fotovoltaici senza concentrazione sola-re, RSE è impegnata principalmente nei seguenti temi:

■■ valutazione delle prestazioni di moduli innovativi;■■ valutazione delle prestazioni di impianti di varia taglia, mediante

misure in campo ed elaborazioni di dati di funzionamento di lun-go periodo (http://pvmonitoring.rse-web.it);

■■ attività di ricerca e dimostrazione per elettrificazione di comunità isolate, quali ad esempio villaggi isolati (vedi impianto della Val Co-dera, Figura 9.1 a pagina 109) e sistemi elettrici delle Isole minori italiane non connesse alla rete nazionale (Figura 9.2 a pagina 110);

Attività di ricerca per dispositivi a concentrazione solare

presso i laboratori di RSE a Piacenza.

FIGURA 13.1


Gli operatori

■■ sviluppo di norme nazionali (CEI CT82 e CT316) e internazionali (IEC e CENELEC TC82); in questo contesto la partecipazione di RSE è particolarmente attiva in quanto gestisce la segreteria del CEI CT82 e del CENELEC TC82;

■■ partecipazioni ad attività di collaborazione scientifica internaziona-le, quale l’accordo di collaborazione IEA-PVPS (Photovoltaic Power System) nel quale RSE, insieme ad ENEA, rappresenta il MiSE.

Nel settore del fotovoltaico a concentrazione, i principali istituti di ricerca italiani operano attraverso attività di sviluppo e caratteriz-zazione di moduli e sistemi. Fra questi si citano, oltre al già menzio-nato RSE: ENEA Portici, Politecnico di Milano, Sardegna Ricerche, Università di Ferrara, Università degli Studi di Padova.

13.2 I COSTRUTTORI DI MODULI

I costruttori italiani di moduli FV operanti nel 2015 erano almeno 17, come indicato in Tabella 13.1.

13.3 I COSTRUTTORI DI CELLE E ASSIEMI A CONCENTRAZIONE SOLARE

Il nostro Paese conta un solo produttore di celle fotovoltaiche a multigiunzione, CESI, che vanta un’esperienza più che trentennale.

Per la realizzazione di ricevitori (cioè dei componenti costituiti dall’insieme della cella solare e del sistema di dissipazione del calo-re) è presente il Centro di Ricerca Plast Optica di Amaro (UD).

Sul fronte dello sviluppo dei sistemi a concentrazione solare sono presenti in Italia le seguenti aziende che operano su sistemi ad alta concentrazione (HC) e a bassa concentrazione con (LC):

■■ ASSE (inseguitore solare e moduli che utilizzano specchi, HC);■■ AtemEnergia (con moduli che utilizzano specchi, HC);■■ Alitec (inseguitori solare e moduli CPV che utilizzano lenti, HC);■■ AtecRobotics (inseguitori solare e moduli CPV che utilizzano len-

ti, HC);■■ HTSun (inseguitori solare e moduli CPV che utilizzano lenti, HC);■■ Becar (gruppo Beghelli, inseguitore solare e moduli che utilizza-

162

13

CostruttoridicelleemoduliTecnologia

(mc-Si,pc-Si,a-Si,CdTe)

Produzione(MW) Capacitàproduttiva(MW/anno)

celle moduli celle moduli

AVProject

Azimut 0 5,7 0 30

EclipseItalia

El.Ital.

FERA

FerraniaSolis mc-Si,pc-Si 0 11,5 0 60

FuturaSun mc-Si,pc-Si 3 50 10 150

HFEnergy

Megacell mc-Si 60

MeridionaleImpianti pc-Si 0,1 20

Micron-CappelloGroup mc-Si,pc-Si 3 40

Solsonica mc-Si,pc-Si

SPSISTEM pc-Si 0 5,8 0 60

SunergSolar

V-Energy mc-Si,pc-Si 5,8 23

Waris

3SUN-EnelGreenPower a-Si 190 190

TOTALE 3 272 70 573

Costruttori italiani di moduli fotovoltaici nel 2015.

(IEA PVPS e informazioni dei costruttori)

TABELLA 13.1

Nellecellebianche,datonondisponibilealmomentodellapubblicazionedelRapportoIEA-PVPS[2]

mc-Si cellaomoduloinsiliciomonocristallino

pc-Si cellaomoduloinsiliciopolicristallino

a-Si moduloinsilicioamorfo

no lenti, HC, con installazioni superiori ai 150 kW negli ultimi tre anni);

■■ Convert (inseguitori solari, LC);■■ Idea (sistemi ibridi: PV integrato con termico); ■■ Angelantoni (inseguitori solare e moduli CPV che utilizzano len-

ti, HC).


Gli operatori

13.4 I COSTRUTTORI DI INVERTER

Nel campo dei componenti BOS (Balance Of System, ovvero tutto ciò che negli impianti FV non è costituito da moduli), nel 2014 in Italia erano 8 le principali aziende costruttrici di inverter per impianti connessi alla rete e isolati dalla rete, con una capacità di produzione pari a circa 7 GW [2].

Tenendo conto degli asset produttivi italiani e della dimensione del mercato nazionale (prevista intorno a 0,5-1 GW/anno), la strada dell’internazionalizzazione è sempre più uno strumento necessario per l’industria italiana degli inverter fotovoltaici.

13.5 OPERATORI ITALIANI DI IMPIANTI

Conclusa nel 2013 la fase di ampia crescita delle installazioni foto-voltaiche, sono considerevolmente diminuite in Italia le società di EPC mentre sono nel contempo aumentate consistentemente le società di O&M e in generale di servizi per la gestione degli impianti fotovoltaici.

Proprio il settore dell’O&M si ritiene sia quello che consentirà di mantenere nei prossimi anni l’attuale livello di business, oltre che quello occupazionale, giacché dovrà provvedere alla buona gestione di un parco di generazione costituito da circa 650.000 impianti foto-voltaici per una potenza complessiva superiore a 19 GW.

Fra gli operatori di impianti fotovoltaici in Italia, con varie attività ed entità di business, si citano:

■■ RTR Energy. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 318 MW, avendo acquisito quelli di Terna, Acea, Toto, Sorgenia e EDF Energies Nouvelles;

■■ Enel Green Power. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 221 MW;

■■ F2i solare - HFV. Investitore che nel 2015 ha acquisito gli impianti fotovoltaici di E.ON (7 impianti per complessivi 50 MW) raggiun-gendo in totale 150 MW. F2i solare - HFV e Enel Green Power hanno avviato recentemente la costituzione di una joint venture paritaria in cui confluiscono 105 MW da F2i e 102 MW da EGP, più 13 MW da altri impianti in acquisizione;

■■ EDF EN Italia. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 han-no raggiunto 79 MW;

■■ 9REN. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno rag-giunto 78 MW;

164

13

■■ VEI Green. Investitore che nel 2015 ha avuto un portafoglio im-pianti per complessivi 71 MW;

■■ Terni Energia. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 han-no raggiunto 66 MW;

■■ FORVEI. Investitore che nel 2015 ha avuto un portafoglio impian-ti per complessivi 60 MW;

■■ Graziella Green Power. Investitore che nel 2015 ha avuto un por-tafoglio impianti per complessivi 58 MW;

■■ Solar Ventures. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 ha avuto un portafoglio impianti per complessivi 50 MW;

■■ Solar Investment Group. Investitore che nel 2015 ha avuto un portafoglio impianti per complessivi 48 MW;

■■ Volteo Energie (Kinexia Group). Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 40 MW;

■■ SILFAB Srl. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 15,9 MW;

■■ API Nova energia. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 13,8 MW;

■■ Sunnergy Group. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 hanno raggiunto 8 MW;

■■ Manni Energy. Proprietario/gestore di impianti che nel 2015 ha acquisito l’O&M di SOLON.

Dai dati sopra riportati, appare evidente che i più importanti ope-ratori di impianti fotovoltaici in Italia raggiungono circa 1,3 GW, cioè una quota molto contenuta (il 7%) della potenza totale installata.

Tuttavia si tratta di attività di business in evoluzione, che al mo-mento mostra la tendenza al consolidamento degli asset, aggregando impianti detenuti da istituzioni finanziarie e operatori privati.

13.6 ALTRI OPERATORI

Fra gli altri operatori italiani del settore fotovoltaico si citano:

ANIE RinnovabiliÈ l’associazione che all’interno di ANIE Federazione raggruppa

più di 200 imprese costruttrici di componenti e impianti chiavi in mano per la produzione di energia da fotovoltaico, eolico, biomasse e geotermia, mini idroelettrico.


Gli operatori

L’associazione tutela e supporta l’industria delle energie rinnova-bili attraverso un presidio tecnico-normativo e di relazioni istituzio-nali, offrendo alle aziende servizi per il loro business.

AssoRinnovabiliÈ un’associazione che riunisce e rappresenta dal 1987 i produttori

di energia elettrica da fonti rinnovabili, i fornitori di servizi profes-sionali, tecnologie e componenti attivi nella filiera rinnovabile per tutelarne i diritti e promuoverne gli interessi a livello nazionale e in-ternazionale. AssoRinnovabili, che opera nei settori delle bioenergie, dell’eolico, del fotovoltaico e dell’idroelettrico, conta più di 1.000 soci, oltre 2.400 impianti per un totale di più di 13.000 MW di potenza elet-trica installata che producono 30 miliardi kWh di energia elettrica.

L’associazione rappresenta un fatturato complessivo di 10 miliar-di di euro (di cui 6 miliardi di euro in Italia) e circa 20.000 dipendenti (di cui 14.000 in Italia) e fa parte di 7 network tra nazionali e inter-nazionali: SolarPowerEurope, EWEA (European Wind Energy Asso-ciation), the General States of the Green Economy, RES4MED, Kyoto Club, Coordinamento FREE (Green Energy and Energy Efficiency).

GSEOpera per la promozione dello sviluppo sostenibile attraverso la qua-

lifica tecnico-ingegneristica e la verifica degli impianti a fonti rinnovabili e di cogenerazione ad alto rendimento; riconosce inoltre gli incentivi per l’energia elettrica prodotta e immessa in rete da tali impianti.

È il secondo operatore nazionale per energia intermediata: ritira e colloca sul mercato elettrico l’energia prodotta dagli impianti in-centivati e certifica la provenienza da fonti rinnovabili dell’energia elettrica immessa in rete. Inoltre, valuta e certifica i risparmi con-seguiti dai progetti di efficienza energetica nell’ambito del mecca-nismo dei Certificati Bianchi, anche noti come “Titoli di Efficienza Energetica” (TEE), e promuove la produzione di energia termica da fonti rinnovabili (Conto Termico). GSE svolge attività di supporto al Ministero dello Sviluppo Economico sulle materie energetiche.

ISES ItaliaAttiva dal 1978, è la sezione italiana dell’International Solar Ener-

gy Society che nel nostro Paese rappresenta un’ importante asso-ciazione tecnico-scientifica no profit legalmente riconosciuta per

166

Gli operatori13

la promozione dell’utilizzo delle fonti rinnovabili (solare termico e fotovoltaico, eolico, energia da biomasse, bioclimatica, geotermico, idrico, energia dal mare).

Italia SolareAssociazione italiana che raggruppa operatori e proprietari di im-

pianti, con lo scopo di promuovere il fotovoltaico quale principale fonte alternativa ai combustibili fossili.

Kyoto ClubOrganizzazione non profit nata nel 1999 e costituita da imprese,

enti, associazioni e amministrazioni locali, impegnati nel raggiungi-mento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra assunti con il Protocollo di Kyoto.

13.7 OPERATORI INTERNAZIONALI

Fra gli operatori fotovoltaici europei è da menzionare SolarPower Europe, che è stata costituita nel 2014 come ristrutturazione di EPIA (European Photovoltaic Industry Association). Questa associazione, in cui sono rappresentate le organizzazioni attive lungo tutta la filiera del fotovoltaico, ha l’obiettivo di influenzare lo sviluppo normativo e migliorare le opportunità di business per l’energia solare in Europa.

Nel ambito dei sistemi fotovoltaici a concentrazione, i principali istituti di ricerca che operano a livello internazionale sono: NREL (USA); Fraunhofer ISE (Germania); IOFFE (Russia); Università Poli-tecnica di Madrid (Spagna); ISFOC (Spagna).

Tranne ISFOC, gli istituti citati svolgono sia attività di caratteriz-zazione di celle, moduli e sistemi, sia attività di ricerca e sviluppo di dispositivi a multi-giunzione. Una lista delle aziende che operano come produttori di celle solari a multi-giunzione o come fornitori di sistemi a concentrazione è riportata in un recente documento del Fraunhofer Institute [73].

167I sistemi di generazione fotovoltaica

Air Mass La lunghezza del percorso che un raggio solare compie per attraversare l’atmosfera terrestre in linea retta; viene espressa come multiplo del percorso che un raggio solare compie per attraversare l’atmosfera terrestre in direzione perpendicolare alla superficie terrestre e giungere al livello del mare. A tale percorso di riferimento corrisponde, quindi, Air Mass pari a 1 o AM 1.

BAPV Building Applied Photovoltaic, si riferisce a moduli fotovoltaici, non BIPV, posizionati sugli edifici come intervento di integrazione dopo la loro costruzione (retrofit).

BIPV Building Integrated Photovoltaic, si riferisce a moduli fotovoltaici e ad altri componenti correlati (supporti, …) che rimpiazzano componenti convenzionali degli edifici, quali ad esempio, tetti, lucernari, o facciate.

BOS Balance Of System (tutti i componenti di un impianto FV, moduli esclusi).

CPV Dispositivo fotovoltaico (cella, modulo, assieme o impianto) per applicazioni a concentrazione solare.

Campo fotovoltaico Insieme di tutti i moduli fotovoltaici meccanicamente integrati ed elettricamente interconnessi di un dato impianto fotovoltaico, incluse le strutture di sostegno. Il campo fotovoltaico non include le fondazioni, i dispositivi per l’inseguimento, i controlli termici e altri componenti similari [IEC TS 62548:2013 par. 3.1.33]. Il campo fotovoltaico FV non include inoltre i dispositivi per l’accumulo di energia né i convertitori di potenza cc/ca e ca/cc.

Generatore fotovoltaico Sistema di generazione fotovoltaico, o anche Impianto fotovoltaico, è l’insieme del Campo fotovoltaico, dei convertitori di potenza cc/ca e ca/cc e, se presenti, dei dispositivi per l’accumulo di energia e dei trasformatori di potenza.

Irraggiamento solare È la densità della potenza irradiata dal Sole che, propagandosi con simmetria sferica nello spazio, raggiunge l’atmosfera terrestre e quindi la sua superficie; l’irraggiamento solare sulla fascia esterna dell’atmosfera terrestre vale 1.353 W/m2 (costante solare) e varia durante l’anno del ±3% a causa dell’ellitticità dell’orbita terrestre.

Definizioni e acronimi

168

Definizioni e acronimi

Potenza nominale di un impianto fotovoltaico Ai fini regolamentari (ad esempio per il Programma di incentivazione Conto Energia) è la potenza (espressa in Wp), determinata dalla somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo dell’impianto, misurate in Condizioni di Prova Standard (STC). Ai fini della connessione alla rete, è la potenza attiva massima erogabile dall’inverter (o dagli inverter collegati ai moduli fotovoltaici), qualora questa sia minore della somma delle potenze a STC dei moduli FV [CEI 0-21].

Radiazione solare È la densità dell’energia irradiata dal Sole che raggiunge l’atmosfera terrestre e quindi la sua superficie; si misura in kWh/m2.

STC Standard Test Conditions (o Condizioni di Prova Standard); temperatura di giunzione della cella: 25 °C; irraggiamento sul piano del dispositivo: 1 kW/m²; distribuzione spettrale di riferimento: AM 1,5.

Wp È l’unità di misura della potenza del dispositivo fotovoltaico (cella, modulo, impianto) alle condizioni di prova standard (STC).


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8

RSE SpA - Ricerca sul Sistema Energetico - sviluppa attività di ricerca nel settore elettro-energetico, con particolare riferimento ai progetti strategici nazionali, di interesse pubblico generale, finanziati con il Fondo per la Ricerca di Sistema. Fa parte del Gruppo GSE SpA, interamente a capitale pubblico.

RSE implementa attività congiunte con il sistema della pubblica amministrazione centrale e locale, con il sistema produttivo, nella sua più ampia articolazione, con le associazioni e i raggruppamenti delle piccole e medie imprese e le associazioni dei consumatori.

RSE promuove e favorisce lo sviluppo delle professionalità di domani promuovendo tutte le occasioni di supporto allo svolgimento di attività di formazione e divulgazione legate ai temi di ricerca svolti. L’attività di ricerca e sviluppo è realizzata per l´intera filiera elettro-energetica in un´ottica essenzialmente applicativa e sperimentale, assicurando la prosecuzione coerente delle attività di ricerca in corso e lo sviluppo di nuove iniziative, sia per linee interne sia in risposta a sollecitazioni esterne.

RSE dispone di un capitale umano che rappresenta un patrimonio unico di competenze ed esperienze, la cui difesa e sostegno rappresenta una condizione necessaria per consentire lo sviluppo di politiche di innovazione in un settore di enorme rilevanza per il Sistema Paese come quello energetico.

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9 788890 752766

ISBN 978-88-907527-6-6

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Fotovoltaico: power to the people?...Michele Benini. Laureato in Ingegneria Elettronica presso...

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