Guida alla valutazione di fattibilità tecnico-economica per un impianto fotovoltaico

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1 Pubblicato il 31/03/2008 Aggiornato al: 12/03/2009 Guida alla valutazione di fattibilità tecnico-economica per un impianto fotovoltaico di Andrea Castellini 1 Premessa Questo documento vuole fornire una guida per effettuare una valutazione preliminare su un impianto fotovoltaico, allo scopo di determinarne la sua convenienza economica e di conseguenza la sua fattibilità. L esempio presentato si riferisce ad un caso specifico, ma la valutazione può essere utilizzata come traccia per la realizzazione di analisi simili. In particolare, il documento presenta una valutazione comparativa atta a raffrontare sul piano tecnico ed economico un impianto fotovoltaico con generatore stazionario di potenza nominale 1 MWp ed un impianto fotovoltaico dotato di generatore dinamico ad inseguitore biassiale della stessa potenza. Va ricordato comunque che le valutazioni affrontate in questa analisi sono da considerare come puramente indicative e non definitive, soggette a variazioni, poiché fondate unicamente sulla base dei dati disponibili nella fase preliminare di un progetto. Solo in una fase di progettazione esecutiva si potrà procedere per meglio definire ogni aspetto tecnico ed economico. L analisi è stata condotta per una località europea fuori dal territorio italiano, ma ovviamente la stessa metodologia può essere seguita anche per altre località, anche sul suolo italiano (fatte alcune debite differenze come la rivalutazione annua degli incentivi sulla base del tasso di inflazione che per il momento è stata tolta dal conto energia italiano. Dapprima lo studio valuta l aspetto tecnico, ed ha inizio con l elaborazione dell analisi radiometrica del sito di installazione che permette di quantificare l energia elettrica annua mediamente prodotta dall uno e dall altro sistema (vedi il capitolo analisi radiometrica del sito di installazione ). Successivamente si valuta la superficie piana necessaria per disporre correttamente entrambi i sistemi, la quale viene poi commisurata con l area messa a disposizione per l impianto. Si quindi definisce il posizionamento dei componenti, le reciproche distanze e la disposizione dei moduli fotovoltaici (vedi capitolo analisi radiometrica del sito di installazione ). Si elabora poi un dimensionamento di massima della struttura di sostegno per il generatore stazionario e si valutano le caratteristiche tecniche sia della struttura statica sia di quella dinamica. Per terminare viene infine elaborata una valutazione tecnica preliminare al fine di comparare le risultanze delle valutazioni effettuate in relazione al duplice sistema esaminato (vedi capitolo valutazione tecnica preliminare ). Oltre all analisi tecnica, in fase di studio preliminare va valutato l aspetto economico come di seguito indicato. 1

2 2 Analisi dei costi Il costo di realizzazione di un impianto fotovoltaico dotato di generatore dinamico biassiale è certamente maggiore rispetto ad un sistema con generatore stazionario. Le tabelle seguenti offrono un idea dell ordine di grandezza di spesa prevista. GENERATORE DINAMICO INSEGUITORE COSTO* inseguitori solari biassiali coppie di profili in alluminio anodizzato sistemi di protezione da sovratensioni basamenti in calcestruzzo Assemblaggio completo di 181 inseguitori e moduli fotovoltaici TOTALE * prezzi indicativi (IVA esclusa) 2

3 GENERATORE STAZIONARIO (Disposizione verticale dei moduli fotovoltaici) STRUTTURA DI SOSTEGNO COSTO** binari morsetti morsetti tappi connettori viti bulloni angolari dadi basi binario Scavo, basamento e plinto di fondazione struttura di sostegno Assemblaggio completo struttura di sostegno e moduli fotovoltaici TOTALE * Struttura di sostegno in acciaio con zincatura a caldo di spessore 45 µm, dimensionata per resistere all azione eolica per velocità di vento fino a 150 Km/h ed 1 m di carico nevoso ** prezzi indicativi (IVA esclusa) 3

4 Al costo della struttura stazionaria o dinamica vanno aggiunti i seguenti costi: COMPONENTE COSTO* - Moduli fotovoltaici Inverter Quadri e componenti lato c.c Quadri e componenti lato c.a Progettazione, realizzazione e posa in opera * prezzi indicativi (IVA esclusa) Per cui, il costo finale complessivo presunto indicativo dell impianto fotovoltaico di potenza nominale 1 MWp per la località prescelta risulta: TIPOLOGIA DI IMPIANTO COSTO* - Impianto fotovoltaico con inseguitore biassiale Impianto fotovoltaico con generatore stazionario * prezzi indicativi (IVA esclusa) 4

5 In base alla normativa italiana l aliquota IVA per applicazioni fotovoltaiche è ridotta al 10% ai sensi del punto n. 127-quinquies, parte III della tabella A allegata al D.P.R. 633/72. Come si può notare il maggior costo della struttura ad inseguimento è parzialmente compensato dai più elevati costi di fondazione e di installazione della struttura stazionaria. Il divario economico complessivo tra i due sistemi si attesta attorno ai Euro. Oltre alla spesa per la realizzazione dell impianto, è inoltre necessario considerare il costo di gestione e manutenzione di entrambe i sistemi, indicativamente quantificato in 0,5% e 1% annuo del costo complessivo dell impianto rispettivamente per il sistema stazionario e dinamico. 5

6 3 Stima delle entrate Il beneficio economico derivante dagli introiti correlati alla produzione energetica è proporzionalmente commisurato alla tariffa riconosciuta all utente per la vendita dell energia elettrica prodotta dal proprio impianto fotovoltaico. In questo caso, risulta che l attuale prezzo di vendita dell energia elettrica prodotta da fonte solare fotovoltaica per la località indicata è pari a 448,11 /MWh ed è soggetto a rivalutazione annua sulla base del tasso di inflazione. Risulta pertanto evidente l importanza di stimare correttamente tale valore per gli anni futuri di vita operativa dell impianto, poiché da esso dipende il beneficio economico per l utente in termini assoluti. In assenza del dato sul tasso di inflazione medio annuo per la nazione europea dove avrà sede l impianto, si procede utilizzando il valore italiano a cui si riferisce la presente valutazione analitica e grafica (come indicato nella tabella sottostante). Tasso d'inflazione medio annuo in Italia calcolato dall'istat Anno Percentuale [%] , , , , , , , , , , , , ,7 6

7 Come si può osservare dalla tabella sovrastante, il tasso di inflazione medio annuo in Italia negli ultimi 10 anni si attesta circa al 2%. Tale valore viene quindi utilizzato come riferimento ai fini della valutazione. Il committente della valutazione riferisce che, all atto della stipula del contratto con il gestore di rete locale si stabilisce la durata temporale del medesimo e le modalità di erogazione della tariffa, la quale può essere riconosciuta anche a tempo indeterminato. Appare tuttavia ragionevole fondare la presente valutazione su una base ventennale. Per cui, la tariffa media annua su base ventennale (T) percepita dall utente rivalutata con un tasso inflazionistico costante pari al 2% diventa: Dove: T = tariffa media annua su base ventennale percepita dall utente con un tasso di inflazione al 2% Ti = tariffa attuale inizialmente percepita dall utente (al 1 anno di attività dell impianto) I = tasso di inflazione medio annuo ritenuto costante su base ventennale t = periodo mediano di vita operativa dell impianto a cui si riferisce questa analisi (10 anno) Dunque, la tariffa media annua su base ventennale erogata all utente e rivalutata alle condizioni specificate vale: 550 /MWh (incremento del 20 25% rispetto alla tariffa attuale). Determinata la tariffa media annua percepita dall utente, si tratta ora di quantificare il guadagno medio annuo correlato alla quantità di energia elettrica prodotta dal sistema, per cui: Dove: G = guadagno medio annuo dell utente derivante dalla vendita di energia elettrica T = tariffa media annua su base ventennale percepita dall utente al tasso di inflazione considerato E = quantità di energia elettrica prodotta in corrente alternata dall impianto fotovoltaico Quindi, in riferimento al generatore di tipo stazionario diventa: 7

8 Con riferimento invece all inseguitore biassiale: In sostanza, con un tasso di inflazione costante pari al 2%, il guadagno medio annuo su base futura ventennale derivante dalla vendita di energia elettrica prodotta dall impianto fotovoltaico si attesta a /anno per il generatore stazionario e /anno nel caso di inseguitore biassiale (entrambi di potenza nominale 1 MWp). 8

9 4 Ammortamento GENERATORE FOTOVOLTAICO STAZIONARIO Potenza nominale generatore fotovoltaico: 1 MWp Produzione media annua di energia elettrica in c.a.: MWh/anno Costo complessivo presunto dell impianto: Euro Costo di manutenzione e gestione: 0,5% annuo costo Euro/anno Euro in 20 anni Spesa totale in 20 anni: Impianto + manutenzione e gestione = Euro Guadagno energia prodotta: Energia Tariffa media = = Euro/anno Euro in 20 anni Ammortamento: Spesa in 20 anni / Guadagno annuo = / anni Utile decorsi 20 anni di esercizio: Guadagno Spesa = 12 6,6 = Euro INSEGUITORE BIASSIALE Potenza nominale generatore fotovoltaico: 1 MWp Produzione media annua di energia elettrica in c.a.: MWh/anno Costo complessivo presunto dell impianto: Euro Costo di manutenzione e gestione: 1% annuo costo Euro/anno Euro in 20 anni Spesa totale in 20 anni: Impianto + manutenzione e gestione = Euro Guadagno energia prodotta: Energia Tariffa media = = Euro/anno Euro in 20 anni Ammortamento: Spesa in 20 anni / Guadagno annuo = / ,4 anni Utile decorsi 20 anni di esercizio: Guadagno Spesa = 15 7,8 = Euro 9

10 5 Conclusione economica Come si può notare, la valutazione economica preliminare depone lievemente a favore dell impianto con inseguitore biassiale. Nel 1 caso (generatore stazionario), l'utente guadagna mediamente per la vendita di energia una somma stimata in /anno, a fronte di un investimento iniziale di per la realizzazione dell impianto. Nel 2 caso invece (inseguitore biassiale), l'utente guadagna mediamente dalla vendita di energia una somma stimata in /anno, a fronte di un investimento iniziale di per la realizzazione dell impianto. L impianto con generatore stazionario viene ammortizzato in circa 11 anni, mentre per quello ad inseguitore biassiale l ammortamento è stimato in 10,4 anni. La ragione di ciò risiede nella maggiore produttività del generatore dinamico. Dopo 20 anni di attività, si stima che l utente abbia ricavato un guadagno netto di circa Euro nel primo caso e Euro nel secondo. Nonostante la maggiore convenienza economica apparente tenda in prima istanza a far propendere per la scelta del sistema ad inseguimento, è altresì necessario rammentare che l utilizzo di tale apparato richiede una superficie 2 3 volte superiore rispetto al sistema stazionario e comporta maggiori rischi correlati ai presunti difetti indicati in analisi tecnica preliminare. 10

11 6 Analisi Radiometrica del sito di installazione 6.1 Premessa L intenzione è quella di realizzare un impianto fotovoltaico di potenza nominale 1 MWp. Tale potenza, per un generatore di tipo stazionario, richiede, nel presunto luogo di installazione una superficie disponibile di circa m 2 (2,5 ettari di terreno), per evitare l insorgere del fenomeno di mutuo ombreggiamento tra le file dei moduli. Come si evince dalla mappe del luogo, la superficie disponibile, quanto meno dalla visione delle carte, è sicuramente sovrabbondante rispetto al valore richiesto, per cui non sussistono problematiche connesse allo spazio occupato da un generatore fotovoltaico stazionario. Con riferimento invece ad un sistema a inseguimento, la valutazione della superficie occorrente è maggiormente complessa, in dipendenza della variabilità dell ombreggiamento prodotto non solo dalla posizione del sole nella volta celeste ma anche dal movimento mono o biassiale dei moduli fotovoltaici. Quindi, per valutare la superficie piana occupata da un generatore ad inseguimento, è necessario conoscere le singole caratteristiche degli apparecchi utilizzati, procedendo poi alla stesura della mappa delle ombre e determinando conseguentemente la reciproca distanza. In linea di principio comunque, la superficie piana occupata da un sistema ad inseguimento, disposto per evitare fenomeni ombreggianti, è sempre maggiore della superficie occupata da un generatore stazionario. Il primo passo nell espletamento dello studio di fattibilità, è certamente il reperimento dei dati radiometrici del sito di installazione. A tal proposito viene consultato come documento ufficiale l Atlante Europeo della radiazione solare, a cui sono riferiti i dati e le valutazioni di cui sotto. Non essendo reperibili sull Atlante di cui sopra i dati radiometrici per la località del presunto sito di installazione, si utilizzano i dati disponibili per la città adiacente (la più vicina), le cui coordinate geografiche sono: Latitudine: Nord 47 56' 15" Longitudine: Est 18 7' 1" La città adiacente dista soltanto 6 km in linea d aria dalla località prescelta, motivo per cui, data la vicinanza, i dati radiometrici delle due località sono pressoché identici (non si commettono errori metodologici). 11

12 Fig. 1 La crocetta indica la posizione geografica della località prescelta per l installazione dell impianto fotovoltaico 12

13 6.2 Radiazione globale sul piano orizzontale E* Il primo dato di ingresso necessario sia per l analisi radiometrica sia per la progettazione preliminare è la densità energetica media annua associata alla radiazione solare globale agente sul piano orizzontale, o più semplicemente radiazione globale sul piano orizzontale (di seguito denominata Gor), la cui unità di misura di uso comune è KWh/m 2 anno. La Gor per la località oggetto della presente analisi vale KWh/m 2 anno. La sottostante tabella riporta i valori mensili di radiazione come media giornaliera. Mese Radiazione globale (KWh/m 2 gg) Piano orizzontale Gen 0,926 Feb 1,631 Mar 2,782 Apr 4,272 Mag 5,277 Giu 5,776 Lug 5,931 Ago 4,900 Set 3,624 Ott 2,239 Nov 1,102 Dic 0,702 Media Annua 3,272 Tuttavia, la conoscenza del dato di radiazione sul piano orizzontale non è particolarmente significativa, poiché, come vedremo in seguito, il generatore deve essere disposto con un certo angolo di inclinazione rispetto al piano orizzontale al fine di massimizzare l energia captata dai moduli su base annua (e quindi massimizzare l energia prodotta dall impianto). 13

14 Il dato indicato di radiazione globale sul piano orizzontale permette comunque, tramite l utilizzo di complesse equazioni di ingegneria solare, di risalire alla radiazione captata dai moduli fotovoltaici in base agli effettivi angoli caratteristici del generatore. Si ricorda che, la radiazione globale captata da una superficie è la somma delle tre componenti fondamentali: 1) Radiazione diretta componente della radiazione globale che colpisce direttamente il generatore fotovoltaico in una giornata di sole. 2) Radiazione diffusa componente della radiazione globale che non colpisce direttamente i moduli ma viene diffusa da fenomeni rifrattivi dell atmosfera terrestre. Presenta la sua massima intensità in giornate di pioggia o comunque nuvolose. Il generatore è in grado comunque di captare la componente di radiazione diffusa e convertirla in energia elettrica. 3) Radiazione riflessa componente della radiazione globale che colpisce gli elementi circostanti al generatore (per esempio il terreno) e viene poi riflessa e captata dai moduli. L apporto energetico di tale componente è di norma trascurabile e dipende dalla riflettività dell ambiente circostante (ad es. la neve presenta un coefficiente di riflessione del 75-80%). Il rapporto tra il valore di radiazione diffusa e quella globale, valutato mensilmente sul piano orizzontale per la località prescelta di installazione, è espresso nella seguente tabella: 14

15 Mese Radiazione diff./globale Gen 0.67 Feb 0.61 Mar 0.56 Apr 0.49 Mag 0.49 Giu 0.48 Lug 0.44 Ago 0.47 Set 0.46 Ott 0.52 Nov 0.65 Dic 0.73 Anno 0.50 Come si può ben notare, l apporto energetico di radiazione diffusa su base annua sul piano orizzontale equivale al 50% della radiazione complessiva (globale), ed è ovviamente maggiore nei mesi invernali a basso irraggiamento, quando cioè sono maggiormente frequenti giornate nuvolose o di maltempo. 15

16 6.3 Angoli caratteristici del generatore stazionario Un generatore fotovoltaico di tipo stazionario si contraddistingue con due angoli caratteristici: a) Angolo di Azimut angolo di orientamento dei moduli rispetto al punto geografico Sud b) Angolo di Tilt angolo di inclinazione dei moduli fotovoltaici rispetto al piano orizzontale Per quanto riguarda il primo, l orientamento ottimale del generatore è sempre verso Sud (Azimut = 0 ) per qualsiasi località terrestre e tipologia di impianto. Infatti, l orientamento dei moduli verso Sud permette di captare la radiazione solare per l intero arco della giornata, massimizzando così l energia prodotta dal sistema. Diversa e più complessa è invece la valutazione dell angolo di tilt, il cui valore ottimale dipende dalla tipologia di impianto e dalla posizione geografica del sito di installazione. Con riferimento ad impianti fotovoltaici connessi in rete (come appunto il caso di specie), l angolo di tilt ottimale è quello che consente al generatore di captare, su base annua, la maggior quantità di energia possibile associata alla radiazione solare globale. Il valore ottimale dell angolo di Tilt di un generatore stazionario per la località in esame vale 35. La tabella sottostante riporta i valori ottimali dell angolo di tilt su base mensile. 16

17 Mese Angolo inclinazione ottimale (gradi) Gen 63 Feb 57 Mar 45 Apr 32 Mag 19 Giu 14 Lug 18 Ago 28 Set 43 Ott 55 Nov 61 Dic 63 Anno 35 L angolo di Tilt ottimale su base mensile (dato comunque irrilevante ai fine della presente analisi) dipende dall altezza solare media nel mese di riferimento, come si rileva dal grafico sottostante: 17

18 18

19 6.4 Radiazione globale captata dal generatore stazionario Come già detto, l effettiva quantità energetica di radiazione solare captata dai moduli fotovoltaici dipende dagli angoli caratteristici del generatore. Avendo la possibilità, nel caso concreto, di disporre il medesimo generatore con valori di angoli di tilt 35 e azimut 0, ossia ottimali, la radiazione globale sul piano dei moduli (di seguito denominata G), è nettamente superiore rispetto a quella agente sul piano orizzontale. Con angoli caratteristici ottimali nella località in oggetto la G vale KWh/m 2 anno. La tabella seguente riporta la radiazione globale captata dal generatore su base mensile disposto con angoli caratteristici ottimali. Mese Radiazione sul piano dei moduli (KWh/m 2 gg) Tilt =Azimut = 0 Gen 1,462 Feb 2,351 Mar 3,510 Apr 4,790 Mag 5,338 Giu 5,600 Lug 5,905 Ago 5,301 Set 4,514 Ott 3,216 Nov 1,692 Dic 1,083 Media Annua 3,737 19

20 Dal raffronto dei parametri è possibile notare un incremento di circa il 14% su base annua di energia associata alla radiazione globale captata dal generatore fotovoltaico disposto in maniera ottimale (per effetto degli angoli di tilt e azimut introdotti) rispetto alla medesima radiazione incidente sul piano orizzontale, come indicato nei dati sotto riportati: Mese Incremento di G rispetto a Gor Gen + 58% Feb + 44% Mar + 26% Apr + 12% Mag + 1% Giu - 3% Lug - 0,5% Ago + 8% Set + 25% Ott + 44% Nov + 53% Dic + 54% Media Annua + 14% 20

21 Dalla tabella si evidenzia chiaramente come, il maggiore beneficio dell angolo di tilt (35 ) e dell angolo di azimut (0 ) così introdotti, sia attribuibile soprattutto ai mesi invernali a basso irraggiamento, quando cioè l altezza solare è inferiore. Viceversa invece, nel periodo estivo, quando cioè l altezza solare è maggiore, l angolo di tilt introdotto è addirittura controproducente e determina una riduzione di energia captata rispetto al piano orizzontale. Infatti, la massima intensità di energia solare incidente sul piano dei moduli si verifica quando la direzione della radiazione incidente è ortogonale al piano del generatore (principio di funzionamento di un sistema inseguitore) E utile comunque ricordare che, l angolo di tilt introdotto a 35 ha la funzione di massimizzare la quantità di energia solare captata dal generatore fotovoltaico su base annua (e non su base mensile). 21

22 6.5 Radiazione globale captata dal generatore dinamico Il generatore di tipo dinamico (cosiddetto inseguitore solare) permette di aumentare la quantità di energia radiante incidente sul piano dei moduli (G) poiché l inseguitore biassiale dispone costantemente l elemento captante in maniera perpendicolare alla radiazione solare incidente (tramite il meccanismo di rotazione di cui è dotato), adeguando costantemente gli angoli caratteristici all effettiva necessità del momento. Per un inseguitore biassiale posizionato nella località prescelta, la G vale KWh/m 2 anno che equivale ad un incremento energetico di radiazione solare globale captata del 32% rispetto al generatore stazionario disposto in condizioni ottimali. La tabella seguente riporta la radiazione globale captata dal generatore dinamico biassiale su base mensile. Mese Radiazione sul piano dei moduli (KWh/m 2 gg) Inseguitore biassiale Gen 1,920 Feb 3,071 Mar 4,566 Apr 6,393 Mag 7,211 Giu 7,584 Lug 8,022 Ago 6,869 Set 5,820 Ott 4,182 Nov 2,205 Dic 1,408 Media Annua 4,938 22

23 Dal raffronto dei parametri è possibile notare appunto un incremento di circa il 32% su base annua di energia associata alla radiazione globale captata dal generatore fotovoltaico dinamico biassiale, rispetto alla medesima radiazione captata da un generatore stazionario disposto in maniera ottimale (con Tilt=35 e Azimut=0 ), come indicato nei dati sotto riportati: Incremento di G dell Mese inseguitore biassiale rispetto a G del generatore stazionario Gen + 31% Feb + 31% Mar + 30% Apr + 33% Mag + 35% Giu + 35% Lug + 36% Ago + 30% Set + 29% Ott + 30% Nov + 30% Dic + 30% Media Annua + 32% Il vantaggio dell inseguitore biassiale in termini di energia captante è inequivocabile rispetto al sistema stazionario seppur disposto in maniera ottimale. E possibile notare come, l inseguitore biassiale permetta di aumentare costantemente l energia radiante captata dal generatore, senza significative differenze percentuali tra i vari mesi dell anno (con un minimo scostamento tra i mesi estivi ed invernali e solo qualche punto percentuale di variazione). 23

24 7 Produzione elettrica del sistema Ultimata l analisi radiometrica relativa al sito di installazione dell impianto fotovoltaico, avendo pertanto cognizione dei valori energetici radianti influenti, si passa poi all esame della potenzialità elettrica produttiva del sistema, per concludere infine con la conseguente valutazione economica (già vista al capitolo 2) in merito alle due tipologie differenti di generatori sopra descritti (stazionario e dinamico). Si rammenta che il generatore fotovoltaico produce energia elettrica sotto forma di tensione in corrente continua, non utilizzabile dalla generalità delle utenze esistenti. Quindi, l energia elettrica effettivamente disponibile è quella prodotta unicamente in corrente alternata, a valle del gruppo di conversione (inverter). Pertanto, si stimerà unicamente la quantità di energia elettrica prodotta in corrente alternata dall impianto fotovoltaico (di seguito denominata Eca). Per stimare questo parametro, è necessario risalire alle perdite elettriche intermedie, ossia dei componenti interposti tra il generatore ed il punto di immissione in rete. Un metodo può essere il seguente, introducendo alcuni coefficienti di perdita: - K1 coefficiente di temperatura quantificato in 0,95. Parametro che considera le perdite del generatore dovute alla maggiore temperatura di esercizio rispetto al valore standard (25 C) - K2 coefficiente di usura 0,95. Parametro che considera il decadimento medio prestazionale del generatore nell arco della vita operativa. - K3 coefficiente di accoppiamento 0,95. Parametro che tiene conto delle perdite per accoppiamento dovute alla non perfetta identicità elettrica dei moduli utilizzati. - K4 coefficiente impianto 0,95. Parametro che quantifica le perdite presenti in tutti quei componenti elettrici posti tra il generatore e il punto di immissione in rete (cavi, componentistica, diodi, inverter ecc.) - K5 coefficiente consumo inseguitore 0,95. Parametro che stima l energia assorbita dal meccanismo di movimentazione dell inseguitore fotovoltaico A questo punto, introdotti e quantificati i rendimenti del sistema, è possibile stimare la quantità di energia elettrica prodotta in corrente alternata dall impianto fotovoltaico (Eca) nel caso di generatore stazionario e dinamico. 24

25 Eca = Pn G K1 K2 K3 K4 [K5] Dove: Pn = potenza nominale del generatore fotovoltaico [KWp] G = radiazione globale captata dal generatore [KWh/m 2 anno] Con riferimento ad un generatore stazionario da 1 MWp diventa: Eca = Pn G K1 K2 K3 K4 = , MW/h anno Considerando invece un inseguitore biassiale di medesima potenza: Eca = Pn G K1 K2 K3 K4 K5 = , MW/h anno Dunque, un generatore fotovoltaico stazionario di potenza nominale 1 MWp produce indicativamente nel luogo prescelto MW/h all anno di energia elettrica in corrente alternata mentre, un inseguitore biassiale di medesima potenza ne produce circa MW/h all anno (in assenza di fenomeni ombreggianti). Confrontando la produzione energetica media annua dell inseguitore con la produzione energetica media annua del generatore stazionario emerge che, l inseguitore apporta un incremento in termini di energia prodotta del 27% circa (l incertezza dei dati commisurati alla casistica reale è quantificabile all incirca nell intervallo ± 15%.. Energia elettrica prodotta annualmente in corrente alternata dal generatore stazionario e dall inseguitore biassiale di potenza nominale 1 MWp Generatore stazionario Inseguitore biassiale 25

26 Guida alla fattibilità tecnico economica di un impianto fotovoltaico 8 Dislocazione del generatore fotovoltaico stazionario S=2,5 he 26

27 SCALA 1:2000 Utilizzando il lotto superiore di superficie 2,5 ettari ( m 2 ) e sfruttando per intero l area disponibile come indicato nel disegno sovrastante, disponendo i moduli fotovoltaici in silicio policristallino con angolo di inclinazione 35, come specificato negli schemi sotto indicati al fine di evitare fenomeni di mutuo ombreggiamento, è possibile realizzare un generatore fotovoltaico di potenza nominale 1,2 MWp. 27

28 PROSPETTO LATERALE CON DISPOSIZIONE VERTICALE Volendo occupare l intera superficie disponibile del lotto da 2,5 ettari come indicato nel disegno sovrastante, il generatore fotovoltaico stazionario realizzato con disposizione verticale dei moduli 28

29 (con il lato di minore dimensione rivolto verso il terreno) si configura con 45 file aventi le caratteristiche sopra indicate, per una potenza complessiva di circa 1,2 MWp. PROSPETTO LATERALE CON DISPOSIZIONE ORIZZONTALE Volendo occupare l intera superficie disponibile del lotto da 2,5 ettari come indicato nel disegno sovrastante, il generatore fotovoltaico stazionario realizzato con disposizione orizzontale dei moduli 29

30 (con il lato di maggiore dimensione rivolto verso il terreno) si configura con 75 file aventi le caratteristiche sopra indicate, per una potenza complessiva di circa 1,2 MWp. 30

31 Guida alla fattibilità tecnico economica di un impianto fotovoltaico 9 Dislocazione dell inseguitore biassiale S=2,5 he 31

32 SCALA 1:2000 Utilizzando il lotto superiore di superficie 2,5 ettari ( m 2 ) e disponendo gli inseguitori come indicato nel disegno sovrastante al fine di evitare fenomeni di mutuo ombreggiamento, è possibile collocare all interno dell area 100 unità di potenza nominale 5,52 KWp cadauna (con le distanze indicate nello schema sotto specificato). Il generatore così configurato per il luogo prescelto, ha potenza nominale 0,55 MWp. In conclusione, l utilizzo di un generatore fotovoltaico dinamico biassiale per la località indicata richiede una superficie circa 2,2 volte superiore rispetto ad un generatore di pari potenza di tipo stazionario. 32

33 POSIZIONAMENTO INSEGUITORI BIASSIALI NELLA LOCALITA PRESCELTA SCALA 1:300 INSEGUITORE BIASSIALE La figura sottostante indica la disposizione dei moduli fotovoltaici all interno dell inseguitore solare biassiale. L inseguitore così configurato è formato da 24 moduli fotovoltaici ed ha potenza nominale 5, 52 KWp. Per realizzare un generatore fotovoltaico di potenza nominale 1 MWp è necessario predisporre 181 unità dinamiche come sotto per una superficie piana complessivamente occupata di circa m 2 (4,5 ettari). 33

34 Superficie captante inseguitore: 40,5 m 2 Potenza nominale inseguitore: 5, 52 KWp Stringa n 1 Stringa n 2 L elevata quantità di moduli presente per ogni apparecchio inseguitore, non consente la configurazione di una singola stringa, a causa delle eccessive tensioni di esercizio che verrebbero conseguentemente a prodursi. Per cui, si rende necessaria la realizzazione di 2 stringhe identiche connesse tra loro in parallelo per assicurare la corretta compatibilità con l inverter previsto (uno per ogni unità inseguitrice). Le due stringhe, ai fini di un idoneo accoppiamento, devono essere perfettamente identiche tra loro per caratteristiche tecniche e, ovviamente, costituite dalla medesima quantità di moduli. Per questo motivo, ogni apparecchio inseguitore deve essere composto da un numero di moduli pari, nella fattispecie 24, consentendo così di realizzare 2 stringhe da 12 moduli cadauna. 34

35 10 Valutazione tecnica preliminare Come già indicato precedentemente nell analisi radiometrica, la produzione elettrica in corrente alternata di un generatore fotovoltaico stazionario di potenza nominale 1 MWp nella località indicata, si attesta all incirca in MWh/anno mentre, per l inseguitore biassiale di medesima potenza la produzione si stima in MWh/anno (incremento del 30%). Analizzando la superficie piana occupata dall uno e dall altro sistema si evince che, per il primo (generatore stazionario) è necessario disporre di un area stimata in m 2 (2,05 ettari), mentre il secondo (inseguitore biassiale) occupa una superficie, variabile a seconda della geometria del terreno, di circa m 2 (4,5 ettari) se posizionato all interno di un area con caratteristiche simili a quella prevista nella documentazione allegata. Quindi, la potenza installata per unità di superficie piana occupata vale 49 Wp/m 2 e 22 Wp/m 2 rispettivamente per il generatore stazionario e dinamico. Per cui, a parità di potenza impiegata, l inseguitore biassiale indicato in oggetto, posizionato con le modalità previste in allegato, necessita di una superficie 2,2 volte superiore rispetto al sistema stazionario. La ragione di ciò risiede nella maggiore distanza presente tra i vari apparecchi inseguitori, indispensabile al fine di evitare l insorgere del fenomeno di mutuo ombreggiamento. L analisi e le valutazioni effettuate nei documenti allegati sono riferite all utilizzo di modulo fotovoltaico di potenza nominale 230 Wp. Quindi, per costituire un generatore di potenza 1 MWp è necessario disporre di circa unità. Con riferimento al sistema statico, in assenza di fenomeni ombreggianti la disposizione dei moduli fotovoltaici può avvenire indifferentemente in orizzontale ovvero in verticale, tenuto conto delle distanze tra le file. La distanza misurata tra la parte inferiore del modulo e il piano di appoggio della struttura di sostegno statica viene stimata in circa cm, al fine di assicurare un sufficiente margine di spazio libero per evitare coperture nevose ed al contempo assicurare l accessibilità diretta della scatola di giunzione posteriore per le operazioni manutentive. Tuttavia, ulteriori valutazioni sono necessarie in base all altezza massima del manto nevoso ed alle condizioni ambientali prevedibili. La configurazione delle stringhe del generatore stazionario nonché dell inverter è da valutarsi in sede di progettazione dell impianto. Appare tuttavia ragionevole la predisposizione di diverse sottostazioni di conversione al fine di assicurare selettività e indipendenza di esercizio. Per quanto riguarda invece il sistema ad inseguimento, esso si compone di circa 180 unità, di potenza nominale 5,52 KWp cadauna. Ciascuna unità viene composta da 24 moduli che configurano 2 stringhe identiche tra loro. I moduli presenti per ogni apparecchio inseguitore hanno disposizione unicamente verticale con formazione 8X3, come indicato in allegato. Per ogni unità inseguitrice si 35

36 pone a capo un inverter con trasformatore di isolamento e protezione + dispositivo di interfaccia incorporati. Le precipitazioni nevose influenzano in misura minore la produzione energetica del sistema ad inseguimento, in ragione della continua movimentazione dell apparato captante. Inoltre, per l inseguitore è necessario tenere in considerazione l energia assorbita dal meccanismo di movimentazione dell apparato che, nella caso di specie vale 80 KWh/anno per apparecchio. Detta energia, moltiplicata per il numero di inseguitori previsti (180) si attesta in MWh/anno, che corrisponde all 1% dell energia complessivamente prodotta dal sistema ad inseguimento (1.400 MWh/anno); valore quindi praticamente trascurabile. In aggiunta è da considerare la necessaria manutenzione ordinaria prevista per entrambe i sistemi, certamente maggiore per l apparato inseguitore in virtù dell elettronica di gestione del sistema e della meccanismo di movimentazione. Essa, può essere indicativamente quantificata nel valore 0,5% annuo del costo complessivo dell impianto per il sistema stazionario, mentre nel valore 1% annuo per l inseguitore biassiale. L inseguitore biassiale indicato è del tipo a programmazione astronomica. E inoltre necessario tenere conto della minore affidabilità dell apparato inseguitore, per effetto della delicata elettronica a microprocessore di gestione del dispositivo, assente nel sistema stazionario e soggetta a guasti di diversa natura, specie a causa di sovratensioni di origine atmosferica. La protezione avverso la fulminazione diretta per entrambe i sistemi verrà considerata unicamente in fase di progettazione operativa. Per finire, non si può trascurare la maggiore resistenza aerodinamica offerta dall inseguitore rispetto al sistema di tipo stazionario ed alle sollecitazioni meccaniche trasmesse alla struttura di sostegno ed al basamento dello stesso. Specialmente in zone particolarmente ventose, questo è un limite a volte invalicabile. Tuttavia, dai dati allo stato disponibili, non si registrano nella località prescelta per l impianto, oggetto della presente analisi, velocità di vento superiori a 100 Km/h. L inseguitore utilizzato è costruito e certificato per resistere all azione eolica con velocità di vento fino a 144 Km/h. ALLEGATI (in formato pdf): - Coefficienti di riflessione - Grafico ombreggiamento generatore stazionario - Mappa europea radiazione orizzontale - Radiazione - Grafici radiazione - Irraggiamento 36

37 - Produzione - Terminologia 37