Progetto Obiettivo Ambiente, Risparmio Energetico Ed Energie Alternative G.A.I.A.

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1 Progetto Obiettivo Ambiente, Risparmio Energetico Ed Energie Alternative G.A.I.A. Scenario tecnico ed economico sulla produzione di energia da Fonti Rinnovabili Relatore Ing. Francesco Matera Realizzato da: Fabiola Simi 1

2 Indice Introduzione 7 Capitolo 1: Il Solare Termico e Termodinamico Generazione elettrica da fonti rinnovabili La radiazione solare Aspetti fondamentali della concentrazione Impianti Solari Termodinamici per la produzione combinata di energia termica ed elettrica Collettore a Disco Parabolico Collettore Parabolico Lineare Sistema a Torre Centrale Impianto Solare Termico per utenza residenziale Dove può essere installato un impianto solare termico Come si dimensiona un impianto solare termico Il costo e gli incentivi Il progetto Archimede Nascita del progetto Caratterizzazione del sito e risorsa solare disponibile Schema generale di funzionamento Progettazione e soluzioni innovative Bilanci energetici e prestazioni Enea, al via il progetto di solare termodinamico in Egitto 46 Capitolo 2: Il Fotovoltaico L effetto fotovoltaico I semiconduttori Proprietà del silicio Proprietà ottiche Generazione-ricombinazione Il drogaggio Parametri caratteristici delle celle solari 62 2

3 2.8 Limiti per l efficienza delle celle solari I moduli I sistemi Tipologie di celle fotovoltaiche Celle fotovoltaiche in silicio monocristallino Celle fotovoltaiche in silicio policristallino Celle fotovoltaiche in silicio amorfo Celle fotovoltaiche in film sottile Celle fotovoltaiche microcristalline e microamorfe Celle fotovoltaiche CdTem (Telluriuro di Cadmio) Celle fotovoltaiche CIS (Copper Indium Seleneide) al diseleniuro di rame e di indio Celle ibride in cristallino/amorfo (HIT Heterojunction with Intrinsic Thin layer) Applicazioni del fotovoltaico Illuminazione stradale Regolamentazione del traffico Rete elettrica Convenienza economica Smaltimento e riciclaggio Costo e produzione del fotovoltaico Tipologia di impianto fotovoltaico Come funzionano gli incentivi statali Come si realizza un impianto Calcolo dei preventivi Impianto a Milano con i vecchi incentivi Impianto a Milano con i nuovi incentivi Impianto a Milano senza incentivi Impianto a Roma con i vecchi incentivi Impianto a Roma con i nuovi incentivi Impianto a Roma senza incentivi Impianto a Trapani con i vecchi incentivi Impianto a Trapani con i nuovi incentivi Impianto a Trapani senza incentivi Confronto solare termodinamico vs fotovoltaico 105 3

4 Appendice: Incentivi Quarto Conto Energia 106 Capitolo 3: L eolico L energia eolica Tipologia di generatori I generatori eolici ad asse verticale I generatori eolici ad asse orizzontale Come funziona un impianto eolico Le wind farm Gli impianti off shore Classificazione degli impianti Dove installare un impianto e come si forma il vento Come reagisce un impianto alle sollecitazioni del vento Quanta energia è contenuta nel vento Quanta potenza può produrre un generatore eolico Aspetti positivi Aspetti negativi Costi Il micro eolico Gli incentivi previsti La tariffa fissa omnicomprensiva Lo scambio sul posto I certificati verdi per impianti di taglia superiore ai 200 KW Gli strumenti di finanziamento e assicurazione Quali autorizzazioni occorrono Esempio di impianto da 3 KW 150 Capitolo 4: L Idroelettrico L energia idroelettrica Un po di storia Funzionamento Tipologie di centrali Centrali a serbatoio Centrali di pompaggio 157 4

5 4.4.3 Centrali ad acqua fluente La fisica di un impianto idroelettrico Classificazione Impianti mini-idro impianti micro-idro Le turbine per il micro-idro Microturbina Pelton Microturbina Turgo Microturbina a flusso radiale o incrociato Microturbina Francis Gli svantaggi dell idroelettrico Potenzialità mini idroelettrico in Italia Costo di un impianto mini idroelettrico Ricavi da incentivi e valorizzazione dell energia I Certificati Verdi per l idroelettrico L alternativa Tariffa Omnicomprensiva Chi è il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) 173 Appendice:Incentivi per l idroelettrico 174 Capitolo 5: Le Biomasse L energia da biomasse Differenza tra biomasse e termovalorizzatore Le biomasse emettono gas serra? Biomasse e il problema del trasporto Biomasse e teleriscaldamento Gli impianti a biomasse in Italia Impatto economico 182 Capitolo 6: Confronti con il nucleare Introduzione Energia nucleare nel mondo Storia del nucleare Funzionamento di una centrale nucleare Centrali a fissione nucleare 194 5

6 6.6 Scorie nucleari Costi energia nucleare Deficit energetico ed energia nucleare Vantaggi e svantaggi del nucleare Incidenti nucleari Il rischio della sicurezza Evoluzione del nucleare 204 Capitolo 7: Lo scenario attuale delle fonti rinnovabili Il contributo delle rinnovabili alla riduzione delle emissioni Lo scenario mondiale Lo scenario europeo Obiettivi 213 Bibliografia 220 Ringraziamenti 222 6

7 Introduzione La trattazione seguente ha lo scopo di illustrare il confronto tra le energie rinnovabili sia dal punto di vista tecnico, sia dal punto di vista economico. Per ciascuna fonte energetica rinnovabile se ne illustreranno le caratteristiche, il principio di funzionamento, il costo e gli eventuali incentivi statali ad essa rivolti. Nel capitolo 1 e 2 abbiamo effettuato un analisi tecnica approfondita rispettivamente sul solare termodinamico e sul fotovoltaico mettendo in evidenza i vantaggi e gli svantaggi di ciascuno. Per quanto riguarda il fotovoltaico in particolare si è considerato un preventivo per un impianto per utenza residenziale valutando i possibili guadagni ottenibili nel corso della durata dell impianto stesso con e senza incentivi statali. Nel capitolo 3 si è invece illustrata un altra importante fonte rinnovabile per la produzione di energia, l eolico, facendo particolare attenzione al principio di funzionamento e alle varie tipologie di impianti installate. Nel capitolo 4 viene analizzata la produzione di energia idroelettrica, che rappresenta una delle rinnovabili più sviluppate nel mondo, con una panoramica sui possibili impianti e la valutazione dei vantaggi da una parte e dei possibili danni ambientali dall altra. Nel capitolo 5 si parla dell ultima energia rinnovabile considerata, ossia quella ottenuta da biomasse con uno sguardo agli impianti attivi in Italia e all impatto economico. Infine per confronto, nel capitolo 6, abbiamo analizzato la forma più discussa di energia non rinnovabile, cioè il nucleare. Dopo una breve descrizione del processo di produzione si sono analizzati i problemi che tutti si pongono sullo smaltimento delle scorie radioattive, della sicurezza, dei rischi futuri etc.. A conclusione nel capitolo 7 viene mostrato un confronto sulle emissioni di CO 2 a livello mondiale da tutte le possibili fonti di energia rinnovabili e non rinnovabili (dati riportati dall IEA, International Energy nel Agency Renewables Information 2009). Seguono quindi una serie di grafici sulla percentuale di energia rinnovabile consumata e prodotta a livello mondiale, ma anche a livello europeo, ed infine una previsione sulle aspettative future. 7

8 Capitolo 1 Il solare termodinamico 1.1 Generazione elettrica da fonti rinnovabili Benché i consumi energetici mondiali siano cresciuti negli ultimi 150 anni a un tasso medio annuo intorno al 2,3%, ancora oggi un quarto della popolazione mondiale non ha a disposizione l energia elettrica e oltre un terzo, in gran parte concentrato nei paesi in via di sviluppo, fa ricorso quasi esclusivamente alla biomassa quale fonte di energia primaria. Figura 1 Centrale elettrica D altra parte, molti di questi paesi si trovano in zone dove la radiazione solare è considerevole e, se fosse possibile sfruttarla con tecnologie semplici ed economiche, potrebbe fornire un contributo determinante al loro crescente fabbisogno energetico. Si prevede infatti, per il solo settore dell energia elettrica, un raddoppio dei consumi mondiali nei prossimi 30 anni, principalmente dovuto al forte aumento della domanda che si avrà nei paesi in via di sviluppo e in quelli emergenti; questo settore rappresenta attualmente circa un terzo dell intero fabbisogno energetico mondiale, la cui crescita è prevista, nello stesso periodo, intorno al 75%. È evidente che, per far fronte a questo notevole incremento della domanda, nei prossimi decenni non si potrà più fare affidamento sulle sole fonti energetiche primarie tradizionali (principalmente carbone, petrolio e gas naturale). Andranno quindi utilizzate al meglio tutte le risorse energetiche disponibili, con particolare attenzione a quelle rinnovabili che, per la loro natura, non presentano il problema del progressivo esaurimento dei giacimenti in corso di sfruttamento. La Figura 2 8

9 mostra i contributi energetici teoricamente disponibili e quelli tecnicamente sfruttabili che le principali fonti rinnovabili potrebbero fornire a livello mondiale. Figura 2 Potenzialità delle principali fonti di energia rinnovabili (Solar Millennium AG, 2003) Queste considerazioni, unite alla maggiore consapevolezza delle conseguenze per i mutamenti climatici indotti su scala planetaria dalle emissioni di un numero crescente di impianti industriali, hanno determinato un rinnovato interesse per gli impianti termoelettrici solari da parte dei paesi più industrializzati, come pure da parte delle istituzioni internazionali che devono promuovere e sostenere lo sviluppo nei paesi tecnologicamente più arretrati. In tali impianti di generazione, la radiazione solare, per poter essere sfruttata adeguatamente, va convertita in energia termica ad alta temperatura; perché questa conversione sia possibile, la radiazione che arriva al suolo deve prima essere concentrata. Per concentrazione e conversione dell energia solare si intende l insieme delle tecnologie, dei sistemi e degli impianti che utilizzano questa energia come fonte di energia termica ad alta temperatura mediante la focalizzazione della radiazione solare su appositi ricevitori. Ciò comporta lo sfruttamento della sola componente diretta della radiazione e la perdita della sua componente diffusa. Pertanto le regioni della Terra da prendere in considerazione, al fine di un adeguato sfruttamento dell energia solare negli impianti termoelettrici, sono quelle in cui la radiazione diretta che arriva al suolo ha una potenza media 9

10 annua almeno pari a 200 W/m 2, corrispondente a una energia annua di kwh/m 2 ; nei siti ottimali si può anche arrivare a una potenza media di 320 W/m 2, corrispondente a una energia annua di kwh/m 2. Come mostra la Figura 3, le aree dove è possibile sfruttare la fonte solare mediante impianti a concentrazione si trovano in gran parte nei paesi emergenti o in via di sviluppo. In queste regioni, utilizzando le tecnologie solari a concentrazione oggi disponibili, ogni chilometro quadrato di superficie captante potrebbe consentire mediamente l immissione nella rete elettrica di un energia intorno a 300 GWh/a, equivalente alla produzione annua di un impianto termoelettrico tradizionale da 50 MW funzionante per circa h/a. Si potrebbe così ottenere un risparmio annuo di combustibile di quasi barili di petrolio e inoltre una riduzione delle emissioni di CO2 mediamente pari a t/a. Lo sfruttamento di meno dell 1% del potenziale energetico reso disponibile dalla tecnologia solare a concentrazione sarebbe sufficiente a soddisfare le raccomandazioni dell IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) per la stabilizzazione a lungo termine del clima planetario. Allo stesso tempo, lo sfruttamento dell energia solare diventerebbe economicamente competitivo rispetto a quello dei combustibili fossili. Figura 3 Mappa dell irraggiamento solare diretto (Solar Millennium AG, 2003) 10

11 1.2 La Radiazione solare Il sole è la fonte energetica più importante per la terra. La vita in tutte le sue forme, dipende dall energia del sole, che rappresenta il punto di partenza per le catene chimiche e biologiche sul nostro pianeta e allo stesso tempo costituisce la forma energetica più pulita dal punto di vista ambientale. Al centro del sole ha luogo un processo di fusione in cui due nuclei di idrogeno si fondono in un nucleo di elio. L energia viene così irradiata nello spazio sotto forma di onde elettromagnetiche. La Terra si trova a una distanza dal sole di 143 milioni di km e quindi riceve solo una piccola frazione di tale energia. Il Sole emette luce in un ampio intervallo di lunghezze d onda, di cui l occhio umano percepisce solo la frazione visibile. Nel 1900, M. Planck risolse le discrepanze tra le osservazioni sperimentali sullo spettro della radiazione elettromagnetica in equilibrio termico e la teoria classica del fenomeno, introducendo il concetto di quanto di energia. Successivamente A. Einstein (1905) evidenziò il comportamento corpuscolare della radiazione e legò l energia E del singolo fotone alla lunghezza d onda λ mediante la relazione, dove h, pari a, è la costante di Planck e c, pari a, è la velocità della luce nel vuoto. Nella descrizione quantistica della radiazione elettromagnetica intervengono aspetti ondulatori e corpuscolari (dualismo onda-corpuscolo). La distribuzione spettrale F(λ) della radiazione solare, trattata come l emissione da un corpo nero, è descritta dalla legge di Planck (densità di energia per unità di tempo e di lunghezza d onda): Dove è la costante di Boltzmann e T la temperatura termodinamica del corpo nero (nel caso del Sole la temperatura apparente della superficie è pari a circa K). L integrale della distribuzione spettrale su tutte le lunghezze d onda dà la densità di potenza H S emessa alla superficie del Sole: Dove, è la costante di Stefan- Boltzmann. 11

12 A una distanza D dalla superficie del Sole:, dove km è il raggio del Sole. La densità di radiazione vale al limite dell atmosfera terrestre. A parte piccole variazioni dovute all orbita ellittica della Terra intorno al Sole, tale valore è costante. Sulla superficie terrestre, invece, la radiazione risente di alterazioni dovute alle condizioni atmosferiche, alla latitudine e alle stagioni, oltre che all intermittenza giorno-notte. La densità di potenza della radiazione solare è minore di quella al limite dell atmosfera per gli assorbimenti dovuti alle molecole e al pulviscolo atmosferico e per la diffusione (di un 10% circa) da parte delle molecole dell atmosfera. La massima densità di radiazione solare diretta al suolo, in assenza di nubi, è intorno a (cui va aggiunta la componente diffusa). In generale ci si riferisce a un valore di irraggiamento convenzionale sulla superficie terrestre per poter confrontare le prestazioni di moduli e sistemi fotovoltaici tra loro, mentre ci si riferisce ai dati climatici locali, se disponibili, per dimensionare correttamente le installazioni reali. Viene così definito il cosiddetto Sole convenzionale in corrispondenza a una massa d aria globale 1,5 (o Air Mass, AM1,5; l Air Mass è relativa alla distanza percorsa dalla radiazione nell atmosfera ed è data dalla secante dell angolo tra la normale al suolo e la posizione del Sole, cioè, AM=1 se ), pari a (tenendo conto delle componenti sia diretta sia diffusa della radiazione). Il Sole convenzionale corrisponde al livello di irraggiamento sulla superficie della Terra a un angolo di circa 49. La radiazione al limite dell atmosfera corrisponde a massa d aria zero (AM0). Malgrado ciò, il sole offre più energia in un quarto d ora di quanta l uomo ne usi in un anno. In termini di cifre ogni anno il sole fornisce una quantità di energia pari milioni di miliardi di chilowattora all anno. Questa quantità di energia proveniente dal sole risulta pertanto volte superiore all attuale fabbisogno di tutto il pianeta. Nella pratica impiantistica il valore di massima radiazione al suolo viene assunto pari a 1000W/ m 2. In Figura 4 viene mostrata la radiazione solare sul territorio italiano e risulta evidente che l intensità aumenta spostandosi nelle zone meridionali, quindi avvicinandosi all equatore. 12

13 Figura 4 Radiazione solare in Italia La quantità di energia solare incidente sulla fascia esterna dell atmosfera terrestre nell unità di tempo può considerarsi, in prima approssimazione, costante. Tale irraggiamento, o intensità di radiazione riferita ad una superficie di area unitaria (perpendicolare alla radiazione stessa) viene detta costante solare. Il valore di tale costante subisce lievi oscillazioni dovute alla variazione dell attività del sole, nonché alle differenze nella distanza tra la terra e il sole durante il seguirsi delle stagioni. Queste irregolarità, che incidono meno del 5%, nel valore della costante solare sono riscontrabili soprattutto nel campo UV. Da diversi studi si è ricavato il valore medio della costante solare che è pari a 1360W/m 2. Come già anticipato la quantità di energia solare disponibile sulla terra è molto variabile perché dipende dalla località, dalla latitudini geografica, dal periodo dell anno, dall ora del giorno ed anche dalle condizioni atmosferiche. La radiazione solare che raggiunge la terra senza variazione di direzione (infatti parte della radiazione solare può essere riflessa, E rif, dalle diverse superfici o essere deviata, E dif, dalle nuvole) viene chiamata radiazione diretta E dir. La sommatoria delle tre radiazioni (diretta, riflessa e deviata) si dice radiazione globale E g. E g =E dir +E dif +E rif 13

14 Figura 5 Radiazione Quando il sole è posizionato verticalmente rispetto al piano dell orizzontale, la luce solare compie il percorso più breve possibile attraverso l atmosfera, quindi si avrà una maggiore intensità della radiazione al suolo. Al contrario l intensità sarà minore se il percorso è più lungo cioè avendo un angolazione minore della radiazione solare che colpisce la terra. La nuvolosità e lo stato del cielo rappresentano un fattore decisivo per determinare la disponibilità della radiazione solare. Quindi sia l irraggiamento che la quota di radiazione diretta e diffusa variano molto a seconda del grado di nuvolosità. Le osservazioni condotte in un arco di tempo di diversi anni hanno mostrato che, alle altitudini caratteristiche del centro Italia, la quota di radiazioni diffusa rappresenta nel corso dell anno il 30 35% della radiazione globale. Nei mesi invernali questa percentuale è maggiore. Il parametro portante per la progettazione di un impianto solare è il valore medio annuale della radiazione solare globale su un piano orizzontale, che varia con la latitudine; per esempio nella provincia di Bolzano è apri a 1220 kwh/m 2 mentre nella provincia di Trapani 1700 kwh/m 2. Ai fini della progettazione oltre che considerare la radiazione solare globale viene spesso fornito il numero di giorni sereni, esprimibili tramite le ore di sole all anno. In Italia questo valore varia tra 1300 e 1900 ore l anno. 1.3 Aspetti fondamentali della concentrazione solare Come già accennato, la concentrazione della radiazione solare è indispensabile quando viene richiesta energia termica a temperatura maggiore di quella che può essere raggiunta con l impiego di una superficie piana per la sua raccolta e conversione (collettore piano). Per ottenerla si utilizza un opportuno sistema ottico (il concentratore) che raccoglie e invia la 14

15 radiazione su un componente (il ricevitore) dove essa viene trasformata in energia termica ad alta temperatura. La raccolta della sola radiazione diretta comporta, inoltre, che il concentratore venga movimentato durante la giornata per inseguire il percorso del Sole nella volta celeste. Al fine di raggiungere alte temperature è necessario aumentare il flusso termico solare sul ricevitore, che quindi deve avere una superficie inferiore a quella di raccolta del concentratore, corrispondente alla sezione piana della sua superficie riflettente. Il parametro che caratterizza un sistema a concentrazione è il fattore di concentrazione C, definito come il rapporto tra l area A A della superficie di raccolta del concentratore, detta anche superficie captante, e l area A R della superficie del ricevitore: Un concetto strettamente legato al fattore di concentrazione è l angolo di accettazione (2 ), cioè l intervallo angolare entro il quale tutti o quasi tutti i raggi sono intercettati dal ricevitore. Il fattore di concentrazione massimo, per un sistema a due dimensioni che prevede un ricevitore di tipo lineare (come il collettore parabolico lineare), è pari a: mentre per un sistema a tre dimensioni con ricevitore di tipo puntuale (come il collettore a disco parabolico o il sistema a torre) è: Il minimo angolo di accettazione che consente di inviare al ricevitore tutti i raggi provenienti dal disco solare può essere calcolato in base a considerazioni geometriche. Il Sole ha un diametro di circa 1, km mentre la distanza media tra il Sole e la Terra è di circa km; dunque i raggi solari giungono sulla Terra con una divergenza pari a circa 0,25. In base alle relazioni precedenti, il fattore di concentrazione massimo per i sistemi a due dimensioni è di circa 215, mentre per i sistemi a tre dimensioni arriva a un valore di oltre In pratica, però, i fattori di concentrazione dei sistemi reali risultano assai inferiori a causa di una serie di limitazioni tecnologiche. La presenza di errori nell inseguimento del Sole e di imprecisioni nella forma del concentratore e nel posizionamento del ricevitore impone angoli di accettazione sensibilmente 15

16 maggiori della divergenza solare; inoltre, la scelta della soluzione costruttiva del ricevitore e del concentratore comporta un ulteriore riduzione del fattore di 2-4 volte rispetto al valore teorico. Il fattore di concentrazione effettivo che si vuole conseguire in un impianto solare una volta stabilita la sua tipologia implica dunque un compromesso tra prestazioni ottiche e termiche. Il ricevitore, infatti, deve essere scelto quanto più piccolo possibile per limitare le perdite termiche, ma un aumento delle sue dimensioni consente la raccolta di tutti i raggi solari anche in presenza di imperfezioni nel concentratore. Consideriamo, per esempio, il caso del collettore parabolico lineare; la Figura 6 mostra la sua sezione con un piano perpendicolare all asse focale. Figura 6 Fattore di concentrazione per i collettori parabolici lineari. La superficie riflettente del concentratore ha l andamento di una parabola di equazione: y=x 2 /4f e la radiazione viene focalizzata su un ricevitore cilindrico di raggio r posizionato sulla linea focale a una distanza f dal vertice della parabola. Se il raggio con la massima divergenza accettata dal sistema (la linea tratteggiata in figura) deve raggiungere il ricevitore, il fattore di concentrazione che si ottiene in questa configurazione è: dove è il semiangolo di vista della parabola dal suo fuoco e 2x A è l apertura del collettore. Dalla relazione si vede che in questo semplice sistema il fattore di concentrazione massimo, che si ha per =90, non può superare il valore di circa 70, anche senza prendere in considerazione angoli di accettazione maggiori della divergenza solare e ulteriori fonti di errore. Tenendo conto degli effettivi angoli di accettazione, degli errori di inseguimento, delle tolleranze nella realizzazione delle superfici riflettenti e di altre imprecisioni, i fattori di concentrazione nei 16

17 sistemi reali a 2D non superano il valore di 30. Spesso nei sistemi a 2D si considera come superficie del ricevitore cilindrico la sua sezione piana. In tal caso il fattore di concentrazione viene calcolato facendo riferimento al diametro del ricevitore, invece che alla sua circonferenza; i valori numerici risultano quindi moltiplicati per il fattore. Vi è comunque una classe di sistemi a concentrazione che riesce quasi a raggiungere il limite teorico: tali sistemi sono detti senza immagine (non imaging) in quanto, non mantenendo la direzione reciproca dei singoli raggi, non ricostruiscono fedelmente l immagine del disco solare. L accoppiamento di un sistema convenzionale, come quello parabolico lineare dell esempio precedente, con un sistema a concentrazione non imaging, utilizzato come secondo stadio, permette al fattore di concentrazione di avvicinarsi al valore limite teorico. All interno del ricevitore la radiazione solare concentrata viene trasformata in energia termica a temperatura tanto più elevata quanto maggiore è il fattore di concentrazione effettivo. Per formulare la legge di dipendenza della temperatura da questo fattore, si può considerare il bilancio energetico di un sistema a concentrazione. La potenza raggiante emessa dal Sole è proporzionale alla quarta potenza della sua temperatura termodinamica, per la legge di Stefan-Boltzmann. Solo una frazione di questa potenza, proporzionale al quadrato del seno dell angolo di divergenza solare ( ), raggiunge il suolo terrestre. La potenza raggiante incidente ( ) sull area di raccolta (A A ) risulta quindi proporzionale a: dove T S è la temperatura apparente del Sole, pari a circa K. La potenza perduta dal ricevitore ( ), nell ipotesi di considerare in prima approssimazione solo le perdite di tipo radiativo, è proporzionale a: avendo indicato con T R e A R rispettivamente la temperatura termodinamica e l area del ricevitore. Nell ipotesi che la potenza utile ( ) sia una frazione della potenza incidente, il bilancio termico del ricevitore può essere scritto come: 17

18 Dalle relazioni precedenti, ricordando che A A /A R =C, la temperatura operativa del ricevitore risulta proporzionale a: Nel grafico in Figura 7 è riportato l andamento della temperatura operativa massima del ricevitore ottenuto mediante la relazione precedente, utilizzando i valori usuali per i parametri che compaiono nella costante di proporzionalità e per l efficienza di ciascun sistema concentrazione. Figura 7 Dipendenza della temperatura operativa dal fattore di concentrazione. 1.4 Impianti solari termodinamici per la produzione combinata di energia termica ed elettrica Gli impianti solari termodinamici si differenziano dagli impianti solari termici in quanto destinati non solo alla produzione di energia termica ma anche a quella elettrica. Tali impianti possono utilizzare diverse tecnologie per la concentrazione della radiazione solare; in ogni caso è possibile identificare in essi le seguenti fasi del processo: a) raccolta e concentrazione della radiazione solare; b) conversione della radiazione solare in energia termica; c) trasporto ed eventuale accumulo dell energia termica; d) utilizzo dell energia termica. 18

19 La raccolta e la concentrazione della radiazione solare, che per sua natura ha una bassa densità di potenza, rappresentano alcune delle problematiche principali degli impianti solari. Esse vengono realizzate, come già detto, mediante l impiego di un concentratore, formato da pannelli di opportuna geometria con superfici riflettenti, normalmente comuni specchi di vetro. Tutti i concentratori presenti in un impianto solare, disposti ordinatamente sul terreno e opportunamente distanziati tra loro per non interferire nella raccolta della radiazione, costituiscono il campo solare. Il ricevitore, che ha svariate forme e che può essere unico per tutto il campo solare oppure accoppiato a ciascun concentratore, trasforma l energia solare in energia termica, ceduta poi a un fluido che viene fatto passare al suo interno. L energia termica asportata dal fluido termovettore, prima dell utilizzo nel processo produttivo, può essere accumulata in diversi modi: sfruttando il calore sensibile del fluido stesso posto in serbatoi coibentati, oppure cedendo il suo calore a materiali inerti a elevata capacità termica o a sistemi in cambiamento di fase. In questo modo l energia solare, per sua natura altamente variabile, può diventare una sorgente di energia termica disponibile per l utenza con continuità. Un parametro importante che caratterizza gli impianti solari a concentrazione è il solar multiple, o moltiplicatore solare, definito come il rapporto tra la potenza termica di picco del ricevitore e la potenza termica nominale utilizzata dal processo produttivo. In assenza di un sistema di accumulo termico tale parametro risulta uguale a 1 e tutta la potenza termica raccolta viene immediatamente utilizzata; valori superiori indicano la possibilità per l impianto di accumulare l energia termica in eccesso. L utilizzo di moltiplicatori solari maggiori di 2,5 consente il funzionamento continuativo del processo produttivo nell arco della giornata. Questo vantaggio implica comunque un incremento del costo di costruzione dell impianto, proporzionale alla capacità del sistema di accumulo termico. Il dimensionamento ottimale di questo sistema va quindi stabilito con un analisi di tipo economico; per esempio, stando alle valutazioni attuali, negli impianti termoelettrici solari la capacità ottimale per i sistemi di accumulo è quella che garantisce una produzione continuativa compresa tra 6 e 10 ore, a seconda della potenza elettrica nominale, in assenza dell irraggiamento solare. La Figura 8 mostra schematicamente le differenze tra impianti termoelettrici tradizionali e solari. Nel caso di sfruttamento della fonte solare per la produzione di energia termica, il sistema a concentrazione non comporta rischi o fastidi alle popolazioni eventualmente residenti nelle sue vicinanze. In regioni ad alta insolazione (potenza media annua superiore a 300 W/m 2 ) da un metro quadrato di superficie di raccolta è possibile ottenere annualmente un energia termica equivalente a quella derivante dalla combustione di un barile di petrolio, evitando inoltre l emissione in atmosfera di circa 500 kg di CO 2. Per ovviare alla variabilità della sorgente solare l energia termica può essere accumulata durante il giorno, rendendo il sistema più flessibile e 19

20 rispondente alle esigenze dei processi produttivi. In alternativa si può ricorrere all integrazione con combustibili fossili o rinnovabili quali olio, gas naturale e biomasse. La grande rivoluzione rispetto alle altre tecnologie solari (solare termico e fotovoltaico) è però la possibilità di produzione di elettricità anche in periodi di assenza della fonte energetica primaria durante la notte o con cielo coperto da nuvolosità grazie alla possibilità di accumulo del calore in appositi serbatoi, ponendo almeno parziale rimedio ai limiti fisici di continuità imposti da tale tipo di fonte energetica. Figura 8 Confronto tra un impianto termoelettrico tradizionale e uno alimentato da fonte solare. Come accennato, i sistemi a concentrazione sfruttano soltanto la radiazione diretta poiché non riescono a concentrare la radiazione diffusa; possono essere di tipo lineare o puntuale. I sistemi a 20

21 concentrazione lineare sono più semplici ma hanno un più basso fattore di concentrazione e quindi raggiungono temperature di funzionamento minori rispetto ai sistemi a concentrazione puntuale. In relazione alla geometria e alla disposizione del concentratore rispetto al ricevitore si possono distinguere tre principali tipologie di impianto: il collettore a disco parabolico, il collettore parabolico lineare e il sistema a torre centrale. 1.5 Collettore a disco parabolico Questo sistema utilizza un pannello riflettente di forma parabolica che insegue il Sole, con un movimento di rotazione attorno a due assi ortogonali, e concentra la radiazione solare su un ricevitore montato nel punto focale (Figura 9). Figura 9 Schema di principio di un disco parabolico L energia termica ad alta temperatura viene normalmente trasferita a un fluido e utilizzata in un motore, posizionato al di sopra del ricevitore, dove viene prodotta direttamente energia meccanica o elettrica. La forma ideale del concentratore è un paraboloide di rivoluzione; alcuni concentratori approssimano tale forma geometrica utilizzando un insieme di specchi con profilo sferico montati su una struttura di supporto. Il progetto ottico di questo componente e l accuratezza nella sua realizzazione determinano il fattore di intercettazione e di concentrazione 21

22 della radiazione solare. Il fattore di intercettazione è definito come la frazione del flusso solare riflesso che passa attraverso la finestra di ingresso del ricevitore ed è generalmente superiore al 95%, mentre il fattore di concentrazione è già stato definito. Il ricevitore, che è l elemento tecnologicamente più avanzato, assorbe l energia della radiazione riflessa dal concentratore e la trasferisce al fluido di lavoro. La superficie assorbente è generalmente posizionata dietro il fuoco del concentratore per limitare l intensità del flusso termico solare incidente a valori dell ordine di 75 W/cm 2. Applicazioni industriali di questo sistema forniscono valori del fattore di concentrazione superiori a Con tali valori si possono ottenere temperature di funzionamento molto alte e rendimenti di conversione dell energia solare in energia elettrica anche oltre il 30%, i più elevati tra tutte le tecnologie solari attualmente esistenti. Un concentratore di 10 m di diametro, per esempio, in presenza di un flusso solare diretto di W/m 2, è in grado di erogare circa 25 kwe. Per ragioni economiche, la dimensione del concentratore non va oltre 15 m di diametro, limitando quindi la sua potenza a circa kwe. La tecnologia è comunque di tipo modulare e permette la realizzazione di centrali di produzione di piccola potenza per utenze isolate. 1.6 Collettore parabolico lineare Il sistema a collettore parabolico lineare (Figura 10) è, tra le tecnologie solari termiche per la produzione di energia elettrica su larga scala, quella che ha raggiunto la maggiore maturità commerciale, come ampiamente dimostrato dall esperienza di esercizio degli impianti SEGS (Solar Electric Generating Systems). Infatti, come già ricordato, da metà degli anni Ottanta del 20 secolo sono in funzione in California, nel Deserto del Mojave, 9 di questi impianti per una potenza complessiva di 354 MW. Tale tecnologia utilizza un concentratore lineare a profilo parabolico, la cui superficie riflettente insegue il Sole ruotando su un solo asse; la radiazione viene focalizzata su un tubo ricevitore posizionato lungo il fuoco della parabola. L energia solare assorbita dal tubo ricevitore è trasferita ad un fluido di lavoro che viene fatto fluire al suo interno. L energia termica raccolta è utilizzata normalmente per la produzione di energia elettrica mediante i tradizionali cicli termodinamici acqua-vapore. Nel collettore la temperatura massima di funzionamento dipende essenzialmente dal fluido termovettore utilizzato; negli impianti attualmente in esercizio si arriva a circa 390 C. Il concentratore ha una struttura di supporto in acciaio, realizzata con una trave centrale e una serie di bracci per l ancoraggio dei pannelli riflettenti, che ne garantisce il corretto funzionamento sotto l azione del vento e degli altri agenti atmosferici. Il pannello riflettente è normalmente costituito da un comune specchio di vetro di adeguato spessore. In alternativa può essere impiegato un pannello in materiale composito 22

23 (honeycomb) con uno specchio sottile in vetro o una pellicola riflettente incollata sulla superficie esterna. Il collettore parabolico ha un apertura di circa 6 m e una distanza focale di poco inferiore a 2 m. Il fattore di concentrazione, riferito al diametro del ricevitore, risulta di circa 80. Inizialmente la sua lunghezza era di 50 m, successivamente è stata portata a 100 m e attualmente si stanno sperimentando strutture della lunghezza di 150 m. Al centro del collettore è presente il meccanismo che ne consente la rotazione per inseguire il percorso del Sole. Il fluido termovettore, muovendosi all interno del tubo ricevitore, si riscalda progressivamente; pertanto, affinché possa raggiungere in uscita la temperatura di esercizio richiesta, devono essere collegati in serie più collettori, disposti in genere su due file parallele per una lunghezza complessiva di circa 600 m, a costituire una stringa che rappresenta il modulo unitario dell impianto. Figura 10 Schema di principio si un sistema a collettori parabolici lineari Aggiungendo più moduli in parallelo si può aumentare a piacere la potenza termica prodotta. Le file di collettori devono essere distanziate tra loro per evitare fenomeni di ombreggiamento reciproco; normalmente il passo tra file contigue è di 2-3 volte l apertura del collettore. La loro disposizione sul terreno dipende essenzialmente dalla conformazione del sito. La disposizione classica è quella con l asse dei collettori orientato lungo la direzione nord-sud, quindi con inseguimento del Sole in direzione est-ovest, che consente di ottenere una migliore raccolta 23

24 dell energia solare, specialmente nei mesi estivi. L impianto per la produzione di energia elettrica è al centro del campo solare. L efficienza di questa tecnologia dipende dal rendimento ottico del concentratore (accuratezza della struttura e caratteristiche dei pannelli riflettenti) ma soprattutto dal rendimento di conversione del tubo ricevitore, che deve assorbire la massima energia solare concentrata e avere le minime dispersioni termiche. Il ricevitore, mantenuto in posizione lungo la linea focale dei concentratori, ruota rigidamente con questi durante l inseguimento del Sole ed è formato da elementi della lunghezza di circa 4 m, collegati in serie. Ciascun elemento è costituito da due cilindri concentrici: un tubo di vetro esterno di circa 12 cm di diametro e un tubo interno di acciaio di circa 7 cm di diametro, collegati tra loro con soffietti metallici per compensare le differenti dilatazioni termiche tra i due materiali. Sulla superficie esterna del tubo di acciaio viene depositato un opportuno rivestimento selettivo in grado di massimizzare l assorbimento della radiazione solare nello spettro visibile e minimizzare le emissioni di radiazione nell infrarosso, generate dall alta temperatura raggiunta dal tubo durante l esercizio. Nell intercapedine tra tubo e vetro viene fatto il vuoto per ridurre le dispersioni termiche convettive. Un evoluzione del collettore parabolico lineare, ancora in fase di sperimentazione, è rappresentata dal collettore lineare Fresnel (Figura 11), dove il concentratore è sostituito da segmenti di specchi parabolici disposti secondo il principio della lente Fresnel. Figura 11 Il sistema Fresnel In questo caso il tubo ricevitore è posizionato nel punto focale ed è fisso; a differenza del collettore parabolico lineare, la movimentazione riguarda quindi solo il concentratore. Ciò rappresenta un vantaggio in quanto, per far circolare il fluido termovettore, si evita l utilizzo di tubi flessibili nel collegamento tra i singoli collettori e tra questi e le tubazioni della rete di 24

25 distribuzione. Inoltre, non essendo presente l effetto ombra tra concentratori vicini, non è necessario distanziare le file di collettori, ottenendo così un migliore sfruttamento della radiazione che arriva sul terreno. Normalmente tale tipo di impianti utilizza l acqua come fluido termovettore, con produzione diretta di vapore all interno del tubo ricevitore. 1.7 Sistema a torre centrale Il sistema a torre con ricevitore centrale (Figura 12) utilizza pannelli riflettenti piani (eliostati) che inseguono il Sole con un movimento di rotazione su due assi, concentrando la luce solare verso un unico ricevitore; questo è montato sulla sommità di una torre e al suo interno viene fatto circolare un fluido per l asportazione dell energia solare. L energia termica che così si rende disponibile può essere sfruttata in vari processi, in particolare per la produzione di energia elettrica. Il principio di funzionamento è analogo a quello del sistema a disco parabolico, con il concentratore costituito però da un elevato numero di eliostati a formare una superficie di raccolta, o captante, che può arrivare a centinaia di migliaia di m 2. I raggi solari che colpiscono ciascun eliostato vengono riflessi su un punto unico, fisso nel tempo, che funge da punto focale. Figura 12 Schema di principio di un sistema a torre centrale L altezza, rispetto al suolo, del punto focale cresce all aumentare dell estensione del campo solare e può superare anche il centinaio di metri. Gli eliostati sono dislocati in modo da 25

26 circondare completamente la torre oppure sono posti a emiciclo verso nord; sono distanziati per evitare fenomeni di ombreggiamento e la loro distanza aumenta allontanandosi dalla torre. Sono state studiate diverse tipologie di eliostati per migliorare l efficienza ottica e il controllo dei sistemi di inseguimento del Sole, nonché per ottimizzare la struttura di supporto, rendendola più semplice e leggera. Ciò al fine di aumentare il rendimento dell impianto e ridurne i costi. La superficie captante di ciascun eliostato varia da circa 40 a 170 m 2 ; come materiale riflettente si utilizzano normalmente specchi di vetro, ma sono stati sperimentati anche materiali alternativi quali membrane riflettenti o fogli metallici. Il fattore di concentrazione di questi impianti risulta superiore a 700. L elevato fattore di concentrazione permette al fluido termovettore di raggiungere alte temperature di esercizio (maggiori di 500 C), con conseguenti alti rendimenti di trasformazione dell energia termica in energia elettrica. In genere la trasformazione avviene sfruttando l energia termica in un tradizionale ciclo termodinamico acqua-vapore. Le caratteristiche del vapore prodotto (temperatura e pressione) consentono anche di integrare i sistemi a torre negli impianti termoelettrici a combustibili fossili. Inoltre questi impianti a concentrazione hanno la possibilità di alimentare un sistema di accumulo termico per coprire in modo più soddisfacente la domanda di energia dall utenza. 1.8 Impianto Solare Termico per utenza residenziale Figura 13 26

27 Figura 14 Il principio di funzionamento di un collettore solare si basa sul riscaldamento dell'acqua all'interno dei tubi di un assorbitore, normalmente metallico, isolato termicamente sul retro ed ai lati con materiale coibente (che offre cioè resistenza al passaggio del calore), protetto superiormente con uno o due vetri. L'acqua riscaldata dal sole viene trasferita all'interno dell'accumulo (detto anche bollitore solare) tramite una pompa di circolazione o per circolazione naturale (accumulo integrato) sfruttando il principio del termosifone, per cui l'acqua più calda tende a salire e la fredda a scendere (in questo ultimo caso il serbatoio di accumulo deve essere collocato in posizione più alta rispetto ai collettori). Figura 15 Il collettore solare e lo scambiatore di calore 27

28 Nel caso della pompa di circolazione è necessaria una centralina di regolazione che fa partire la pompa solo quando la temperatura del collettore è maggiore della temperatura dell'acqua nell'accumulo. Quando l'acqua dell'accumulo è più calda del collettore, la centralina impedisce la circolazione, che altrimenti consentirebbe la dissipazione del calore accumulato verso l'esterno. Le tipologie sopra descritte (ad accumulo integrato ed a circolazione integrata) sono rappresentate nelle figure sopra con indicazione dei diversi componenti di impianto. I collettori solari possono essere di diversi tipi: collettori piani, collettori a tubo a vuoto (più costosi ma più efficienti), collettori ad accumulo integrato (oltre a riscaldare l'acqua hanno incorporato l'accumulo per l'acqua calda) Dove può essere installato un impianto solare termico I collettori solari possono essere collocati su qualsiasi pertinenza dell immobile di proprietà dell utente. La decisione in merito alla fattibilità tecnica si basa sull esistenza nel sito d installazione dei seguenti requisiti, che dovranno essere verificati dal progettista/installatore in sede di sopralluogo: disponibilità della superficie necessaria per installare i pannelli; corretta esposizione ed inclinazione della suddetta superficie. Le condizioni ottimali per l Italia sono: esposizione SUD (accettata anche SUD-EST, SUD-OVEST, con limitata perdita di produzione); in caso di fabbisogno costante di acqua calda durante l anno, l inclinazione consigliata è pari indicativamente alla latitudine del luogo (35-45 ); in caso di fabbisogno di acqua calda prevalentemente estivo, l inclinazione consigliata è pari alla latitudine del luogo diminuita di 15 (20-30 ); in caso di fabbisogno di acqua calda prevalentemente invernale, tipicamente per sistemi solari per il riscaldamento degli ambienti, l inclinazione consigliata è pari alla latitudine del luogo aumentata di 15 (50-60 ); assenza di ostacoli in grado di creare ombreggiamento. In ogni caso, per quanto riguarda i tetti a falda, poiché le differenze di prestazioni alle diverse inclinazioni non sono particolarmente significative, il posizionamento dei collettori parallelamente alla falda è sempre da preferire per una migliore resa estetica e per la semplicità d installazione. Le principali soluzioni tecniche e architettoniche per l installazione dei collettori sono: 28

29 Figura 16 Possibili soluzioni di installazione Come si dimensiona un impianto solare termico Il dimensionamento di un impianto solare termico è il risultato del bilancio tra l energia termica che può produrre l impianto e i fabbisogni di calore dell utenza. La produzione termica utile annua di un impianto solare, caratterizzato da una determinata superficie captante, può essere stimata abbastanza accuratamente attraverso un calcolo che tiene conto di: la radiazione solare annuale disponibile nel luogo d installazione; un fattore di correzione calcolato sulla base dell orientamento, dell angolo d inclinazione dei collettori solari ed eventuali ombre temporanee; le prestazioni tecniche dei pannelli solari, del serbatoio, degli altri componenti dell impianto e dell efficienza del sistema di distribuzione; il grado di contemporaneità tra produzione del calore e fabbisogno dello stesso da parte dell utenza. I fabbisogni termici dell utenza devono essere attentamente calcolati in relazione al tipo di applicazione: produzione di acqua calda sanitaria, integrazione al riscaldamento degli ambienti, riscaldamento piscina. Sulla base dell esperienza impiantistica degli ultimi decenni, ipotizzando un posizionamento dei pannelli ottimale per le latitudini italiane e in assenza di fenomeni d ombreggiamento, si può far riferimento alle seguenti tabelle per avere un indicazione di massima sul dimensionamento degli impianti. 29

30 Tabella 1 Dimensionamento di un impianto solare termico 1.9 Il costo e gli incentivi I costi dei collettori solari possono variare sensibilmente in funzione della tecnologia e del conseguente rendimento: si passa dai 400 euro per metro quadrato fino ad arrivare ai euro per metro quadrato. In particolare i costi e i benefici di un impianto installato dipendono dalla posizione geografica, dalle caratteristiche meteo-climatiche del sito, dalla tipologia di utenza da servire, dal tipo e dall'efficienza del collettore impiegato e dalla complessità generale del circuito. La tecnologia solare a concentrazione potrà giocare nei prossimi decenni un ruolo fondamentale nella produzione energetica mondiale, sfruttando calore ad alta temperatura da fonte solare per 30

31 produrre quantità significative di elettricità tramite conversione termodinamica (si parlerà in questo caso di solare termodinamico) - o di idrogeno tramite scissione dell acqua per via termochimica - con cicli completamente rinnovabili e senza emissione di gas serra, a costi competitivi. I principali vantaggi dell uso della tecnologia solare sono: Assenza di emissione di CO 2 Carburante gratuito Basso impatto paesaggistico rispetto all unica tecnologia alternativa che presenta gli stessi vantaggi, la eolica (non consideriamo la idroelettrica ovviamente) Facilità di reperimento di siti nel centro e sud Italia rispetto all unica tecnologia alternativa che presenta gli stessi vantaggi, la eolica Gli svantaggi sono: Necessità di grandi superfici di impianto Possibilità di installazione solo in zone a buon irraggiamento La sperimentazione in Italia è stata condotta da Enea e oggi si può considerare giunta ad un punto tale da poter avviare la fase di industrializzazione della stessa. L interesse verso tale tecnologia è attualmente particolarmente vivo poiché la fase sperimentale si può considerare terminata, il costo dei carburanti fossili sta aumentando come non era mai avvenuto nel passato e la tendenza non si invertirà nei prossimi anni, il recente (dicembre 2007) avvicinamento degli USA alle posizioni UE in termini di emissioni inquinanti porterà a percorrere sempre più la strada delle fonti rinnovabili e quindi a penalizzare sempre più la produzione di energia elettrica con fonti fossili o comunque tali da produrre CO 2 (attualmente i diritti di emissione si pagano a circa 30 euro/tonn). Tabella 2 Emissioni da fonti non rinnovabili evitate 31

32 Il 1 dicembre 2007 il Ministero dell ambiente ha reso noto i contenuti del piano per la diffusione del solare termodinamico a concentrazione che prevede incentivi per progetti pilota soprattutto nelle regioni Puglia,Calabria,Lazio (a tale proposito ricordiamo che la legge 388/2000 prevede un contributo fino al 40 % del costo complessivo di una centrale CSP). Aggiungiamo inoltre che a gennaio 2008 la UE ha ufficializzato l impegno verso l uso sempre più intenso delle fonti rinnovabili, fissando l obiettivo per l Italia di oltre il 17% di energia prodotta da fonti rinnovabili. Con il Nuovo Conto Energia è stato riconosciuto alla tecnologia solare a concentrazione finalmente un contributo pari al 55% (vedi appendice). L'agevolazione fiscale del 55% spetta anche per l'installazione di impianti termodinamici a concentrazione solare a condizione che questi ultimi siano utilizzati per la produzione di energia termica e per i quali sia rilasciata dal costruttore una certificazione di qualità conforme alla normativa europea EN12975 prevista per i pannelli solari. Se l'impianto termodinamico viene invece utilizzato per la produzione combinata di energia termica (agevolabile) ed elettrica (non agevolabile), la detrazione del 55% spetta solamente per la parte di energia termica prodotta. Lo ha precisato l'agenzia delle Entrate. La questione posta riguardava la possibilità di applicare la detrazione del 55% considerando questi impianti assimilabili ai pannelli solari. L'agenzia delle Entrate ha stabilito che gli stessi possono beneficiare della detrazione del 55% poiché assimilabili ai pannelli solari. La detrazione spetta, in base all'articolo 1 della legge 296/06, per l'installazione di pannelli solari per la produzione di acqua calda per usi domestici o industriali e per la copertura del fabbisogno di acqua calda in piscine, strutture sportive, case di ricovero e cura, istituti scolastici e università nel limite di 60mila euro. Il beneficio spetta interamente sugli impianti termodinamici se sono utilizzati solo per produrre energia termica (acqua calda). Per ottenere la detrazione devono ottenere la certificazione di qualità prevista per i collettori solari (EN12975). Se invece l'impianto termodinamico è utilizzato per la produzione combinata di energia termica/elettrica, la detrazione del 55% spetta solamente per la parte riferibile all'energia termica prodotta. Per determinare la percentuale di costo detraibile occorre rapportare l'energia termica prodotta con quella complessivamente sviluppata dall'impianto (termica + elettrica). Per gli impianti termodinamici a produzione combinata, se non si può ottenere una certificazione di qualità in base ai dettami normativi dei collettori solari (non è prevista una specifica normativa per la certificazione di questo tipo di impianti), è possibile utilizzare una relazione sulle prestazioni energetiche del sistema approvata dall'enea. 32

33 Per le spese sostenute fino al 31 dicembre 2011 la detrazione del 55% va ripartita in quote annuali costanti in un periodo di dieci anni (non più cinque). Ciò per effetto delle modifiche apportate dalla legge di stabilità per il Il beneficio La detrazione del 55% è applicabile agli impianti termodinamici per la produzione di energia termica. Se la produzione comprende anche l'energia elettrica la detrazione spetta in base al rapporto tra l'energia termica e quella complessiva I limiti L'impianto va dotato della certificazione di qualità per i collettori solari o di una dichiarazione sulle prestazioni energetiche ritenuta valida dall'enea. Le quote di costo detraibile sono ripartite su 10 rate annuali (spese sostenute fino al 31 dicembre 2011) Il progetto Archimede All inizio del 2007 è stato siglato un accordo di ricerca fra ENEA ed ENEL al fine di realizzare in Italia il primo impianto solare termodinamico a specchi lineari parabolici. L ENEA intende così sperimentare su scala industriale i risultati di anni di studio sul tema della concentrazione solare per usi di generazione elettrica. L ENEL da parte sua, estremamente interessata a questo sviluppo di energie rinnovabili che si inserisce nel piano strategico della propria ricerca e sviluppo ambientale, ha messo a disposizione il sito dell attuale impianto a ciclo combinato di Priolo Gargallo, in Sicilia, vicino a Siracusa, per una integrazione tecnologica di energia solare con la tradizionale generazione di energia da fonti fossili. Il progetto sarà sostenuto economicamente dall ENEL e se ne prevede l esercizio per il Non casualmente all impianto solare appena descritto è stato dato il nome di Archimede. Plutarco ( d.c.) nella sua opera Vite parallele ci narra, fra l altro, delle mirabolanti imprese tecnologiche di Archimede ( a.c.) durante l assedio di Siracusa da parte dei Romani nel corso della seconda guerra punica. Il grande scienziato siracusano, per cercare di contrastare l assedio che il console romano Marcello per due anni aveva posto attorno alla città di Siracusa, rea di essersi alleata con i Cartaginesi, creava e sperimentava diverse macchine belliche: pontoni marini, pulegge e catapulte, nonché i famosi specchi ustori con i quali si vuole che abbia incendiato la flotta romana alla fonda nella baia di S. Panagia, pochi chilometri a Nord di Siracusa. Nella stessa 33

34 baia, divenuta ai giorni nostri sede di un importante polo industriale, dopo oltre 22 secoli Archimede torna a far parlare di sé con un progetto tecnologico che, pur essendo altamente innovativo, riprende in fondo la vecchia idea di concentrare i raggi solari per produrre energia termica. Per uno strano gioco della storia, infine, nel terreno di proprietà dell ENEL, dove sorgerà la centrale solare che prende il nome dallo scienziato, si trova un rudere di epoca romana che la tradizione identifica come il monumento funerario del console Marcello, morto durante gli anni dell assedio di Siracusa. Le acque della baia di S. Panagia, nel tratto compreso fra Siracusa e l odierna Priolo Gargallo, sono sempre state importantissime nella storia di Siracusa e della Sicilia in generale: ancor prima della colonizzazione greca, a metà del secondo millennio a.c., lungo il lembo di terra che le racchiude lato Nord (penisola di Tapsos), si sviluppò la prima civiltà del bronzo e successivamente la stessa insenatura fu sede di importanti scali marittimi per il commercio con tutto il Mediterraneo. In questa baia, di fronte alla penisola di Tapsos, sorge l impianto termoelettrico di proprietà dell ENEL (ciclo combinato da 380 MW) destinato a essere integrato con l impianto solare Archimede a specchi parabolici. L idea che Archimede abbia realizzato effettivamente l impresa degli specchi ustori ha sempre affascinato la scienza già a partire dalle epoche antiche, come durante il Medioevo, quando Archimede veniva principalmente visto come un mago tecnologico. Sono seguiti nei secoli vari esperimenti da parte di grandi scienziati (Leonardo, Cavalieri, ecc) propugnatori della verità storica dell evento, ipotizzando varie macchine ustorie, spesso al limite della fantasia e della stravaganza. Solo nel XVIII e nel XIX secolo si arrivò alla realizzazione di qualche macchina termica solare basata sul principio della concentrazione solare: basti ricordare gli esperimenti del Conte di Buffon a Parigi (1747) e la caldaia solare per l azionamento di presse tipografiche esposta a Parigi nel 1878 da Augustin Mouchot. Ancora oggi l avventura di Archimede continua ad affascinare molti. Recentemente il Massachusset Institute of Technology, il famoso MIT, ha studiato l effettiva fattibilità dell impresa, concludendo che sarebbe stata teoricamente possibile collimando i raggi solari sulle navi mediante numerosi specchi piani Nascita del progetto In base alla legge n. 388 del 2000, l Ente per le nuove tecnologie, l energia e l ambiente (ENEA) ha ottenuto il compito di attuare un programma per la ricerca, lo sviluppo e la produzione dimostrativa di energia elettrica a partire dall energia solare, utilizzata come sorgente di calore ad alta temperatura. In tale contesto è nato il progetto Archimede, che si concretizza in 34

35 un attività di collaborazione tra ENEL Produzione S.p.A. ed ENEA: il fine è quello di studiare la possibilità di integrare gli impianti termoelettrici esistenti, specialmente quelli a ciclo combinato, con gli impianti solari a concentrazione a collettori parabolici lineari, che utilizzino le innovazioni tecnologiche (collettore solare, tubo ricevitore, fluido termico e accumulo termico) sviluppate dall ENEA. La centrale ENEL di Priolo Gargallo è risultata idonea per la realizzazione del progetto grazie ai valori di insolazione, alle caratteristiche morfologiche del sito e alla disponibilità di un area di circa 60 ettari per la sistemazione di un campo specchi. L impianto termoelettrico esistente è costituito da due gruppi combinati della potenza nominale di 380 MWe ciascuno, con GVR (Generatore di Vapore a Recupero) a tre livelli di pressione. Nel sito della centrale è disponibile un area di circa 60 ettari di terreno pianeggiante libero, di proprietà dell ENEL, utilizzabile per l installazione di un impianto solare integrativo al ciclo combinato, con tecnologia a collettori parabolici lineari, che attualmente è quella più matura nell ambito dei sistemi di produzione di energia elettrica su larga scala, per la raccolta e concentrazione della radiazione solare. Nel caso in esame, l energia solare raccolta dai collettori viene utilizzata per produrre vapore da inviare ai gruppi turbogeneratori della centrale esistente, in aggiunta a quello prodotto dai generatori di vapore a recupero, in modo da aumentarne la produzione elettrica totale a parità di combustibile consumato. Sulla base dei valori di insolazione e dell ampiezza di area disponibile si è potuta stimare preliminarmente una potenza elettrica aggiuntiva di picco, da fonte solare, di circa 30 MW. Il presente progetto prevede, però, a livello di primo impianto pilota sperimentale, la realizzazione di un campo specchi, e relativi macchinari, per la produzione di una potenza elettrica di circa 5 MW. La tecnologia per la captazione dell energia solare si basa sull utilizzo di collettori parabolici lineari, costituiti da un riflettore di forma parabolica che concentra continuamente, tramite un opportuno sistema di controllo, la radiazione diretta del sole su un tubo ricevitore disposto sul fuoco della parabola. All interno del tubo ricevitore viene fatto circolare il fluido per l asportazione dell energia solare. La Figura 15 visualizza lo schema concettuale secondo il quale sarà realizzata l integrazione del campo solare con i due gruppi a ciclo combinato. L energia raccolta e accumulata nel campo solare è impiegata per produrre vapore in un generatore convenzionalmente chiamato GVS (Generatore di Vapore Solare). L acqua che vaporizza nel GVS è prelevata dal secondo economizzatore di alta pressione dei due GVR. Il GVS genera vapore ad alta pressione e temperatura che, suddiviso in due portate, è idoneo per essere direttamente aggiunto ai flussi di vapore surriscaldato di alta pressione, uscenti dai due GVR. La disponibilità di vapore solare può 35

36 essere sfruttata o per soddisfare i picchi di richiesta da parte della rete, che superano i valori della potenza nominale producibile dai singoli gruppi combinati, o per risparmiare in consumo di gas combustibile nei casi in cui la richiesta da parte della rete sia inferiore al valore nominale dell impianto attuale. Figura 17 Schema concettuale semplificato dell impianto solare Archimede. A valle del generatore di vapore solare è schematizzato l attuale impianto a ciclo combinato dell ENEL che riceverà e utilizzerà il vapore prodotto attraverso le attuali turbine del ciclo termico esistente Caratterizzazione del sito e risorsa solare disponibile È fin troppo ovvio che il sito ideale per l installazione di un campo solare per l utilizzo è quello con la più alta insolazione media annuale e quindi, per il nostro territorio nazionale, da ricercarsi nelle zone meridionali o insulari della penisola. Il territorio italiano, compreso fra le latitudini di 36 e di 46 presenta mediamente valori di insolazione globale sul piano orizzontale variabili rispettivamente, fra Sud e Nord, da circa 4,8 a circa 3,4 kwh/m 2 giorno. Oltre alla latitudine devono, però, essere attentamente considerati altri fattori che possono risultare determinanti per la scelta di un tale sito. La scelta del sito di Priolo Gargallo (Siracusa), per il presente progetto, ottempera al pieno rispetto di tutti i fattori normalmente premianti per un utilizzazione dell energia termica solare, quali: configurazione orografica che porta, in assenza di massicci montuosi, a una stabilità atmosferica positiva per la componente diretta della radiazione; assenza di fronti atmosferici con bruschi e improvvisi cambiamenti di clima, nuvolosità e piovosità; 36

37 assenza di nebbia, foschie, fenomeni di ritenzione di vapore d acqua e altri aeriformi nell atmosfera; costanza delle condizioni climatiche fra un anno e l altro con notevole prevedibilità dei dati energetici di base; superfici pianeggianti, anche esposte a Sud, con conseguente semplicità per l installazione del campo specchi; scarsa intensità dei venti predominanti, con beneficio sull esercizio degli specchi e minimo rischio di fuori servizio e danneggiamenti vari. Infine, per la presenza dell attuale impianto a ciclo combinato ENEL, il sito prescelto è servito da efficienti infrastrutture, vie di comunicazione, fonti idriche per approvvigionamenti e raffreddamenti dei macchinari, reti elettriche di trasmissione, ecc. Il sito di Priolo Gargallo si trova in provincia di Siracusa, alla latitudine di Presenta un clima particolarmente mite con modesta ventosità (velocità non superiore a 6 m/s per l 89% del tempo su base annuale). Inoltre, le masse d aria provenienti da SSE (Scirocco) portano scarsa nuvolosità e piovosità in inverno e quasi nessuna perturbazione in estate. Il sito ha quindi caratteristiche climatiche favorevoli per l installazione di un impianto solare ed è inoltre presente un area pianeggiante e facilmente collegabile con le zone dove sorgono i macchinari e le infrastrutture della centrale. La scelta del sito di Priolo Gargallo, o almeno di un sito nella rispettiva provincia o comunque nella zona meridionale dell isola, è inoltre giustificata dall andamento, in quella zona, di un irraggiamento solare funzione quasi della sola latitudine, con un andamento delle linee isoradiative che ricopiano quello dei paralleli, sintomo di scarsa influenza sul clima da parte di fattori perturbanti. Inoltre, questo andamento si mantiene qualitativamente costante per tutti i mesi dell anno. Per un giudizio preliminare in merito alla bontà meteorologica del sito, piuttosto che avvalersi dei dati forniti da varie reti e banche dati nazionali o internazionali, volendo svolgere un progetto dettagliato a livello almeno orario per quanto riguarda la risorsa solare disponibile, ci si è avvalsi dei dati della stazione meteorologica locale ENEL e di una campagna di misure appositamente organizzate, iniziata nel 2002, per misurare e scindere la radiazione globale solare nelle sue componenti: diretta e diffusa. Attraverso l elaborazione statistica di questi dati è stato possibile ricostruire un anno meteorologico tipo, assunto come dato di partenza per il progetto Archimede. La disponibilità di radiazione solare è uno dei requisiti fondamentali per la fattibilità tecnica ed economica di impianti che utilizzano l energia solare. In particolare, per le tecnologie a concentrazione, dove la radiazione utile è solo quella proveniente direttamente dal disco solare, il dato fondamentale di progetto è il profilo di radiazione oraria diretta (DNI). 37

38 Dalle analisi effettuate, la radiazione diretta normale (DNI) è risultata di kwh/ (m 2 anno). Essendo i collettori parabolici lineari disposti con l asse orientato nella direzione Nord-Sud, inseguendo il sole nel suo movimento apparente da Est a Ovest, la radiazione incidente, decurtata per l inseguimento solare su un solo asse, è stata calcolata in kwh/(m 2 anno). Infine, mettendo in conto anche le leggere perdite dovute a ombreggiamenti reciproci fra le varie file di collettori nelle prime e nelle ultime ore della giornata, si è ricavato un valore netto utile di 1586 hwh/(m 2 anno) come riportato nella tabella seguente. Tabella 3 Sintesi dei valori di radiazione solare presi a riferimento per il progetto Archimede Le seguenti figure seguenti riportano, con passo orario, le reali misure dell irraggiamento globale orizzontale, diffuso e diretto, per il periodo a cavallo fra gli anni 2004 e 2005 che, per quanto detto, rappresenta il dato di partenza progettuale. Figura 18 Andamento orario, nell anno tipico di riferimento per il progetto Archimede, dell irraggiamento solare globale orizzontale e della sua componente diffusa. 38

39 Figura 19 Andamento orario, nell anno tipico di riferimento per il progetto Archimede, dell irraggiamento solare diretto normale. Figura 20 Andamento mensile, nell anno tipico di riferimento per il progetto Archimede, dell irraggiamento solare globale sull orizzontale, della sua componente diffusa e dell irraggiamento diretto normale. Nella figura seguente è visibile la disposizione del campo specchi rispetto all attuale impianto a ciclo combinato con i relativi collegamenti che porteranno il vapore prodotto dall energia solare 39

40 a lavorare nelle attuali turbine della centrale. Le stringhe dei collettori solari (ciascuna lunga 600 metri e formata da due percorsi paralleli da 300 metri) sono orientate con il loro asse longitudinale nella direzione Nord-Sud. I serbatoi di accumulo e il generatore di vapore solare sono posizionati accanto al campo. Figura 21 Planimetria dell area della centrale: a sinistra, il campo solare a specchi parabolici con accanto ai serbatoi di accumulo termico e il generatore di vapore; a destra, i macchinari dei due attuali gruppi a ciclo combinato la cui generazione elettrica sarà integrata dal vapore di provenienza solare. Nella figura seguente è riportata una ricostruzione fotografica del campo specchi. Figura 22 Campo di specchi Elaborazione fotografica del campo solare a specchi parabolici del progetto Archimede nella zona limitrofa a quella dei gruppi termoelettrici a ciclo combinato. 40

41 Schema generale di funzionamento Lo schema funzionale dell impianto solare Archimede è mostrato nella figura sotto: Figura 23 Schema funzionale del progetto Archimede: a sinistra la parte tradizionale termoelettrica preesistente, a destra l impianto solare propriamente detto (campo, accumulo termico, generatore di vapore). I principali elementi dell impianto solare sono: il campo solare; il sistema di accumulo; il generatore di vapore; i sistemi ausiliari per l'avviamento e il controllo dell'impianto. Il campo solare rappresenta il cuore dell impianto: in esso viene raccolta, concentrata e assorbita la radiazione solare e sostituisce il combustibile e il generatore di energia termica degli impianti convenzionali. Esso è costituito da collettori parabolici lineari disposti in file parallele, ciascuna delle quali è formata da più elementi collegati in serie a costituire il singolo modulo o stringa. Il campo solare presenta quindi una struttura di tipo modulare: il numero di moduli determina l energia termica raccolta e quindi la potenza dell impianto. I collettori sono costituiti da un riflettore di sezione parabolica che raccoglie e concentra continuamente, tramite un opportuno sistema di controllo, la radiazione diretta del sole su un 41

42 ricevitore lineare disposto sul fuoco della parabola, al cui interno viene fatto circolare un fluido per l asportazione dell energia solare. Nel progetto il fluido termico utilizzato è una miscela binaria di sali fusi costituita da nitrato di potassio (KNO3) e nitrato di sodio (NaNO3) con percentuali in peso, rispettivamente, del 40% e del 60%. Il sistema di accumulo ha il compito di immagazzinare l energia termica assorbita dal campo solare e renderla disponibile con continuità indipendentemente dalla variabilità della sorgente solare. Il sistema è costituito da due serbatoi che operano a due diverse temperature. Il sistema di accumulo è collegato al campo solare tramite una rete di distribuzione che consente il trasporto dell energia termica dai collettori solari ai serbatoi di accumulo. In presenza di radiazione solare, infatti, il fluido termico, prelevato dal serbatoio freddo alla temperatura di circa 290 C, viene fatto circolare attraverso la rete di collettori dove si scalda fino alla temperatura di 550 C e inviato quindi al serbatoio caldo a costituire l accumulo dell energia termica. La portata dei sali nella rete di distribuzione viene regolata in funzione dell intensità della radiazione solare in modo da mantenere costante la temperatura dei sali in ingresso al serbatoio caldo. Il generatore di vapore costituisce il sistema di utilizzo dell energia termica accumulata ed è composto da una serie di scambiatori a superficie nei quali il calore sensibile del fluido di processo è trasferito all acqua in modo da produrre vapore surriscaldato idoneo all utilizzo nelle turbine della centrale termoelettrica. Quando è richiesta la produzione di energia elettrica, i sali del serbatoio caldo vengono inviati allo scambiatore di calore, dove viene prodotto vapore ad alta pressione e temperatura utilizzato nel ciclo termico della centrale ENEL, e successivamente vengono rimessi nel serbatoio freddo. I principali sistemi ausiliari dell impianto solare sono quelli relativi alla preparazione del fluido di processo, alla sua circolazione nell impianto, al riscaldamento delle tubazioni e dei componenti e al movimento dei collettori solari. La centrale termoelettrica dispone di servizi di stabilimento quali acqua, aria compressa, energia elettrica di emergenza, officine di manutenzione, supporto logistico ecc, adeguatamente dimensionati anche per le esigenze dell impianto solare. La disposizione dei collettori sul campo solare può, in generale, avvenire secondo diversi orientamenti. Le disposizioni classiche sono quelle con l asse dei collettori orientato secondo la direzione Nord-Sud oppure Est-Ovest, ma sono possibili anche orientamenti intermedi. La scelta dipende principalmente dall ampiezza e dalla conformazione del sito, dalla latitudine della località e dal tipo di funzionamento previsto per l impianto. 42

43 Per l impianto di Priolo i collettori sono stati disposti con l asse orientato secondo la direzione Nord-Sud, in quanto ciò consente una più agevole sistemazione degli elementi nell area a disposizione e un incremento dell energia solare annua raccolta. I collettori utilizzati per il campo solare sono di tipo innovativo rispetto a quelli attualmente disponibili sul mercato: sono stati sviluppati dall ENEA e provati in condizioni di esercizio in un apposita struttura sperimentale realizzata nel Centro Ricerche della Casaccia (Roma). La lunghezza del collettore elementare è di 100 m mentre l apertura è di 5,90 m. Ciascuna stringa di collettori è lunga 600 m e quindi è costituita da 6 sezioni di 100 metri ciascuna. Ogni sezione di 100 metri è dotata di un proprio sistema di movimentazione Est-Ovest per l inseguimento solare. La distanza tra le varie file di collettori è stata fissata pari a due volte l apertura del collettore. Questo valore è stato scelto in modo da ottimizzare l occupazione di area cercando di ridurre l effetto delle ombre tra i collettori e garantire il passaggio per le operazioni di montaggio e di manutenzione. La scelta dei sali fusi come fluido termovettore nel circuito primario e come mezzo di accumulo del calore è una delle principali innovazioni tecnologiche introdotte dall ENEA nel progetto dell impianto solare a collettori parabolici lineari. L impiego dei sali, infatti, come già evidenziato, consente di aumentare la temperatura all interno dei collettori fino a 550 C, con un guadagno nell efficienza di conversione del calore, e di realizzare un accumulo termico capace di garantire continuità alla produzione d energia elettrica. Di fronte agli indubbi vantaggi sono da curare con molta attenzione gli aspetti relativi alla gestione dei sali fusi in questa tipologia d impianti. Le grandi quantità in gioco richiedono un attento studio dei processi di approvvigionamento, di fusione, di stoccaggio, di mantenimento e di dismissione di queste sostanze. L origine dei nitrati di potassio e di sodio può essere naturale o sintetica: nel primo caso si fa riferimento ai sali estratti dalle miniere del Cile o del Mar Morto, successivamente raffinati e granulati, mentre le sostanze sintetiche sono prodotte a seguito di reazioni chimiche che coinvolgono essenzialmente acido nitrico, soda caustica o carbonato di sodio, per il nitrato di sodio, e acido nitrico, cloruro di potassio e ossigeno, per il nitrato di potassio Progettazione e soluzioni innovative Rispetto agli impianti attualmente in esercizio, che sfruttano l energia solare a concentrazione con collettori parabolici lineari, l impianto solare Archimede utilizza una tecnologia altamente innovativa che si avvale anche di prodotti sviluppati e brevettati recentemente dall ENEA. 43

44 Le principali innovazioni riguardano: la struttura del collettore solare, dove avviene la raccolta, la concentrazione e l assorbimento della radiazione solare, completamente rinnovato rispetto a quelli attualmente in commercio, con un impiego ottimale dei materiali e con un disegno che minimizza le fasi di fabbricazione e di montaggio in situ; il tubo ricevitore, posto sul fuoco del collettore parabolico, munito di un rivestimento selettivo di ultima generazione (del tipo CERMET: ceramico metallico) in grado di differenziare notevolmente l assorbanza alle lunghezze d onda solari in ingresso e l emittanza in uscita nel campo dell infrarosso alla temperatura di esercizio prevista intorno a 550 C. Caratteristica di questo rivestimento è, inoltre, la sua resistenza meccanica e stabilità chimica alle temperature citate; il fluido termico utilizzato nel circuito per l asportazione del calore solare. Attualmente impianti simili utilizzano un olio minerale altamente infiammabile e costoso, con il rischio di incidenti rilevanti in caso di fuoriuscita alle temperature di esercizio ( C). Questo fluido, nel progetto Archimede, è stato sostituito da una miscela di sali, nitrati di sodio e di potassio (alla base dei comuni fertilizzanti), largamente utilizzati nell industria, stabili fino a 600 C senza nessun problema di corrosione, tossicità o infiammabilità, consentendo di ottenere temperature di esercizio più elevate, con conseguente aumento di efficienza del ciclo termico utilizzatore del calore solare; l accumulo termico, che consente di immagazzinare l energia solare e renderla quindi disponibile per la generazione elettrica, quando essa non è naturalmente presente (durante periodi di nuvolosità, sia temporanea che completa, o di notte), trasformando l energia solare, per sua natura altamente variabile, in una sorgente di energia disponibile con continuità. In molti impianti attuali, a base di olio diatermico, l accumulo termico è notevolmente ridotto, o addirittura assente, per la pericolosità e il costo del fluido di lavoro, per cui è spesso necessario fare ricorso a sistemi di soccorso e integrazione con combustibili fossili Bilanci energetici e prestazioni La sintesi dei dati progettuali e delle prestazioni globali dell impianto solare Archimede, così come descritto e integrato al ciclo combinato ENEL di Priolo Gargallo, è riportata nella tabella sottostante. I valori si riferiscono all energia, rendimenti, ecc della produzione esclusivamente da fonte solare, da intendersi aggiuntiva a quella del normale funzionamento dell impianto alimentato da gas naturale. 44

45 Tabella 4 Dati generali dell impianto solare Archimede e prestazioni globali su base annua. Ponendo uguale a 100 l energia solare diretta di riferimento per il sito, a livello annuale, le varie trasformazioni energetiche dalla raccolta nel campo solare fino alla corrispondente energia elettrica netta in rete, possono essere schematizzate come nella figura seguente dove, in corrispondenza a ogni blocco elementare, sono evidenziate le perdite considerate e il conseguente rendimento parziale. 45

46 Figura 24 Schema a blocchi del processo energetico di trasformazione da energia solare (sotto forma di DNI) a energia elettrica netta in rete. Ogni blocco del disegno riporta il proprio rendimento di conversione, avendo evidenziato le perdite considerate nei relativi calcoli. I valori si riferiscono a un bilancio con base temporale annua (8.760 valori orari) Enea, al via il progetto di solare termodinamico in Egitto In Egitto verrà costruito un nuovo impianto da 22 mln di euro che dissalerà anche l'acqua. Il presidente dell ENEA, Luigi Paganetto e il presidente dell Accademia della Ricerca Scientifica e Tecnologica - ASRT dell Egitto, Tarek Hussein, hanno firmato un accordo di collaborazione per la realizzazione in territorio egiziano di un impianto solare termodinamico con la tecnologia sviluppata dall Enea. Lo comunica in una nota l'ente per le nuove tecnologie, l'energia e l'ambiente, spiegando che si tratta di un progetto pilota che vede lavorare congiuntamente Enti di ricerca italiani ed egiziani e partner industriali italiani per la realizzazione degli impianti e per il necessario sviluppo tecnologico richiesto per l adattamento della tecnologia alle esigenze locali. Figura 25 Nell'arco di 42 mesi e per un valore complessivo di circa 22 milioni di euro - di cui 12,5 stanziati dalla Commissione Europea nell ambito del 7 Programma Quadro - verrà realizzato in Egitto da Enea il progetto MATS (Multipurpose Applications by Thermodynamic Solar). Si tratta della costruzione di un impianto solare termodinamico, in grado di produrre elettricità, calore, raffreddamento e acqua dissalata, utilizzando l energia solare integrata con altre fonti energetiche localmente disponibili. 46

47 Tecnologia La tecnologia di riferimento, sviluppata da Enea e già utilizzata nell'impianto Archimede dell'enel a Priolo Gargallo (SR), prevede l utilizzo di sali fusi alla temperatura massima di 550 C e di un sistema di accumulo termico che permette di distribuire energia anche in assenza di fonte solare. Inoltre, l integrazione dell impianto solare con generatori alimentati a combustibili alternativi (preferenzialmente biomasse) rende l intero sistema ancora più flessibile, garantendo una maggiore continuità nella produzione di energia. Fasi progettuali Tre le fasi del progetto. Nella prima, ogni singolo componente dell'impianto verrà sviluppato mediante sperimentazione sperimentazione e modellazione numerica. Nella seconda, si provvederà alla costruzione dell impianto completo all interno del Campus universitario della Città della Scienza e Tecnologia di Borg-el-Arab, vicino Alessandria d Egitto. Mentre l'ultima fase sarà dedicata alla dimostrazione sperimentale dell'impianto, che avrà la capacità di cogenerare 1 MW di energia elettrica e 4 MW di energia termica per alimentare apparecchiature di climatizzazione di edifici e un dissalatore da 250 metri cubi al giorno. Chi partecipa Oltre all'enea, il progetto vede la partecipazione di altri enti di ricerca, quali il francese CEA, il tedesco ISE del centro Fraunhofer e gli egiziani ASRT e NREA; di università (la britannica University of Cranfield) e di partner industriali nazionali (Tecnimont KT, Ronda Group e Archimede Solar Energy) ed egiziani (Orascom Construction Industries e Delft Environment). 47

48 Capitolo 2 Il Fotovoltaico 2.1 L effetto fotovoltaico L effetto fotovoltaico consiste nell insorgere di una forza elettromotrice in un mezzo elettricamente eterogeneo investito da radiazioni elettromagnetiche. La denominazione deriva dal fatto che il fenomeno fu scoperto da Edmond Becquerel nel 1839 in una cella elettrolitica o voltaica. Il fenomeno è tipico delle giunzioni semiconduttore - metallo o semiconduttore-semiconduttore; se la giunzione è illuminata in essa si creano coppie elettrone lacuna a spese dell energia dei fotoni incidenti: la barriera di potenziale localizzata nella giunzione spinge le lacune verso la zona a potenziale minore e gli elettroni in verso opposto e si genera così una forza elettromotrice (dell ordine di qualche decimo di volt); se la giunzione fa parte di un circuito chiuso, si ha il passaggio di una corrente elettrica. Tale effetto trova applicazione nella conversione diretta (indicata come energia fotovoltaica, elettricità solare o, più brevemente, fotovoltaico) di energia luminosa solare in energia elettrica a opera di opportuni dispositivi detti celle solari. Le singole celle solari vengono collegate tra loro elettricamente per formare dei moduli, sigillati per resistere in ambiente esterno per molti anni. I moduli possono essere utilizzati singolarmente o connessi elettricamente in campi cosiddetti fotovoltaici. I sistemi fotovoltaici sono di vari tipi: ad accumulo mediante parchi di batterie di accumulatori, direttamente collegati alla rete elettrica, o per uso su piccole utenze. L elettricità solare ha molti aspetti positivi: è a basso impatto ambientale, è rinnovabile, è modulare e può essere utilizzata direttamente sul luogo di produzione. Di contro è una fonte di energia costosa, intermittente e a bassa densità. Inoltre il rendimento, o efficienza, di conversione della radiazione solare in energia elettrica è piuttosto modesto, di circa il 15% per le celle solari industriali, il che implica la necessità di coprire grandi superfici. Il mercato fotovoltaico, grazie soprattutto a incentivi governativi volti a favorire l uso di fonti rinnovabili a basso impatto ambientale, è in forte crescita a partire dalla fine degli anni Novanta (Figura 26). Tuttavia, perché questa possa diventare una fonte di energia significativa a livello mondiale, occorrono un notevole progresso tecnologico e una forte riduzione del costo. Le attività in corso nel mondo, in termini di ricerca e sviluppo, sono volte a questi obiettivi. 48

49 Figura 26 Previsione di crescita regionale e totale del mercato al I semiconduttori I materiali con i quali realizzare celle fotovoltaiche sono numerosi e con caratteristiche anche molto differenti tra loro. Per esempio vi sono i semiconduttori inorganici allo stato solido, tra i quali il silicio è di gran lunga il più utilizzato, analogamente a quanto accade per le tecnologie elettroniche; tra gli altri citiamo il germanio e composti tra elementi del III e del V gruppo (GaAs, InP) o del II e del VI (CdTe, CdS) della tavola periodica degli elementi, come anche composti a tre o più elementi (InGaN, GaInP). Tra i materiali usati per celle del tipo Becquerel vi è il biossido di titanio (TiO2) con alcuni additivi coloranti, mentre per celle organiche vengono usate nanostrutture quali il fullerene (C60) o i polimeri coniugati. Altri materiali sono allo studio, tra cui le nanostrutture di silicio. 2.3 Proprietà del silicio Elemento del IV gruppo, il silicio ha 4 elettroni di valenza che, nella forma cristallina ideale, formano altrettanti legami covalenti con altri atomi di silicio, ovvero legami in cui ogni atomo mette in comune uno dei propri elettroni di valenza con i primi vicini, raggiungendo così la configurazione elettronica stabile (ottetto). 49

50 Figura 27 Particolare del reticolo cristallino del silicio Il silicio non esiste in forma pura in natura, pur essendo il secondo elemento più abbondante sulla Terra dopo l ossigeno. Si trova invece sotto forma di vari minerali, quali la silice (biossido di silicio), e per essere trasformato in cristalli della purezza desiderata necessita di particolari lavorazioni. In un semiconduttore quale il silicio, nello stato legato e allo zero termodinamico, non vi sono elettroni disponibili per la conduzione elettrica e il solido si comporta come un isolante. A temperature diverse dallo zero, invece, l agitazione termica permette ad alcuni elettroni di liberarsi, anche se il loro numero è molto piccolo. Molti più elettroni si possono liberare se il silicio viene illuminato con una radiazione luminosa i cui fotoni abbiano energia sufficientemente elevata, come per esempio si ha per parte dello spettro solare. La parte di spettro solare a più elevata energia tende però a interagire con gli strati più interni degli atomi, senza contribuire all effetto fotovoltaico. L energia di legame degli elettroni del silicio è circa 1,12 ev, che corrisponde a fotoni di una radiazione con una lunghezza d onda di nm (vicino infrarosso). Il fenomeno fotovoltaico, e molte altre proprietà dei semiconduttori in genere, si possono spiegare in maniera completa con la teoria delle bande elettroniche nei solidi. Mentre in un atomo esiste solo un insieme di livelli energetici discreti occupabili dagli elettroni, quando molti atomi vengono avvicinati per formare un solido, i livelli si fondono per dare luogo a delle bande di livelli energetici ammessi, separate da zone vuote (nel caso di solidi ideali; Figura 28). L ampiezza delle zone con livelli non ammessi è detta banda proibita (band gap) e corrisponde alla minima energia necessaria per portare elettroni da una banda interamente occupata, e quindi senza possibilità di movimento (banda di valenza), a una non occupata (banda di conduzione), tenendo in considerazione che gli elettroni occupano prima gli stati a minore energia. Questa rappresentazione è equivalente al passaggio dallo stato covalente legato a uno libero (all interno del solido) per uno degli elettroni più esterni degli atomi di silicio. 50

51 Figura 28 Schematizzazione semplificata della formazione di bande di livelli energetici di un semiconduttore al diminuire della distanza tra gli atomi. La distanza d rappresenta il semiconduttore in equilibrio. In realtà, le bande energetiche hanno andamenti più complessi, legati alla struttura tridimensionale dei cristalli, alla temperatura e alle proprietà di simmetria dei reticoli cristallini e del tipo dei legami tra gli atomi. Generalmente, l ampiezza della banda proibita non è costante e in particolare, nel caso del silicio, il minimo della banda di conduzione non corrisponde al massimo della banda di valenza (si dice, in tal caso, che il semiconduttore ha gap indiretto). La forma e la natura della banda proibita influenzano profondamente le proprietà dei semiconduttori, particolarmente per quanto riguarda l interazione con la radiazione elettromagnetica. Oltre al band gap, un altra grandezza significativa è il livello di Fermi EF, ovvero l energia al di sotto della quale tutti gli stati risultano occupati e al di sopra vuoti. In assenza di impurezze e imperfezioni reticolari, il livello di Fermi è al centro della banda proibita (Figura 29). 51

52 Figura 29 Diagramma a bande semplificato è il bordo della banda di valenza, è il bordo della banda di conduzione, è il band gap, è l affinità elettronica Il modello a bande permette di spiegare con relativa semplicità il meccanismo di funzionamento delle celle solari. Quando un elettrone viene portato in banda di conduzione in seguito all assorbimento di un fotone sufficientemente energetico, lascia in banda di valenza una mancanza (o vacanza) di un elettrone, detta lacuna, in grado di muoversi nel semiconduttore e che si comporta come una pseudoparticella con la stessa carica dell elettrone ma di segno opposto. La conduzione elettrica nei semiconduttori, quali il silicio, è dovuta a un flusso di elettroni in direzione opposta a quello delle lacune. Tuttavia il silicio puro ha una bassa densità di portatori liberi, anche in presenza di una radiazione luminosa. È una pratica comune quella di inserire quantità controllate di alcuni elementi, ovvero drogare il semiconduttore per migliorarne le proprietà di trasporto elettrico. Gli elementi solitamente usati per il silicio di uso fotovoltaico sono il fosforo pentavalente e il boro trivalente. Tali elementi vengono inseriti in quantità utili per aumentare il numero di portatori, senza alterare significativamente le proprietà optoelettroniche del silicio. Nel caso del fosforo, l azione di questi elementi è quella di dare la disponibilità di un elettrone libero aggiuntivo rispetto alla simmetria tetravalente del silicio, dotandolo in tal modo di un eccesso di portatori negativi. Nel caso del boro si ha una lacuna 52

53 aggiuntiva e il materiale ha un eccesso di portatori positivi. Si dice convenzionalmente che il silicio drogato con boro è di tipo p mentre il silicio drogato con fosforo è di tipo n. Figura 30 Utilizzando le tecniche di drogaggio, si riesce ad aumentare anche di volte la densità di elettroni (o lacune) dal livello di del silicio intrinseco a cm -3 nel caso tipico del boro, il più utilizzato nella fabbricazione di cristalli per uso fotovoltaico. In genere gli strati con drogaggio in fosforo hanno densità ancora maggiori. Questo permette di approssimare la densità di portatori in eccesso a temperatura ambiente con la densità di tale drogante. Dal punto di vista dello schema a bande, le specie droganti hanno l effetto di introdurre dei livelli energetici in prossimità dei bordi (della banda di valenza nel caso di boro e della banda di conduzione nel caso di fosforo) e quindi di spostare il livello di Fermi in prossimità dei bordi opposti, rendendo disponibile una maggiore quantità di livelli energetici. Figura 31 Struttura di una cella fotovoltaica 53

54 Se i due strati, appunto detti n (negativo) e p (positiva) vengono sovrapposti si ottiene una giunzione detta p-n. Figura 32 Particolare dello strato p-n Industrialmente le celle vengono realizzate sovrapponendo vari strati orizzontalmente. Sopra una lamina di metallo che rappresenta uno dei due contatti viene adagiato il silicio, quindi l'altro tipo di silicio a formare la giunzione e sopra di questo una griglia metallica che raccoglie gli elettroni fungendo così da secondo contatto metallico. La forma di questa seconda griglia rappresenta un compromesso tra un buon contatto elettrico e una trasparenza della superficie poiché se si ricoprirebbe troppo fittamente la superficie con il metallo si avrebbe un contatto a bassa resistenza ma si oscurerebbe la cella dalla luce abbassando drasticamente l'efficienza della conversione. Figura 33 Struttura di una cella fotovoltaica 54

55 La cella è caratterizzata quindi dalla presenza, su entrambe le superfici posteriore ed anteriore, di contatti metallici con la funzione di accogliere il flusso di elettroni, e convogliarli all estremità superiore della cella stessa, dove viene misurata la tensione. Se il circuito è aperto, ovvero la cella non è collegata ad alcun carico elettrico, quella che si misura è la tensione di circuito aperto (V ca ); diversamente, se il circuito è chiuso può circolare la corrente I. In alcuni casi gli elettroni non riescono a raggiungere i contatti metallici, e si dirigono direttamente verso la lacuna di segno opposto (fenomeno di ricombinazione). Si definisce quindi distanza di diffusione il tratto che deve essere percorso all interno del cristallino da un elettrone per potersi legare ad un atomo. All aumentare di questa distanza, aumenta la probabilità che le cariche che circolano liberamente nella banda di conduzione raggiungano i contatti metallici dando luogo ad un effetto utile. Figura 34 Funzionamento del fotovoltaico Gli elettroni in eccesso originati dall assorbimento della luce sono separati dalle rispettive lacune per mezzo del campo elettrico, il quale spinge gli elettroni verso la zona n e le lacune verso la zona p. Questa concentrazione di cariche positive da una parte e di cariche negative dall'altra rappresenta una differenza di potenziale che genera una corrente elettrica. Connettendo la giunzione p-n con un conduttore si ottiene nel circuito esterno un flusso di elettroni dallo strato n a potenziale maggiore allo strato p a potenziale minore. L elettricità 55

56 fluisce con regolarità sottoforma di corrente continua fino a quando la cella è investita dalla radiazione luminosa. 2.4 Proprietà ottiche La capacità dei semiconduttori di assorbire la radiazione non è costante su tutto lo spettro. Per ogni materiale, infatti, si ha un coefficiente di assorbimento α, una proprietà ottica che deriva anch essa dalla struttura a bande del semiconduttore ed è funzione della lunghezza d onda. Infine ogni materiale ha un coefficiente di riflessione e si avranno componenti trasmesse, riflesse e assorbite, differenti a seconda della lunghezza d onda. Non tutta la luce incidente può essere assorbita dal materiale e non tutta la luce assorbita partecipa in uguale misura alla creazione di portatori, dato che l intensità I della radiazione diminuisce nel mezzo, secondo la legge: (dove è l intensità della radiazione incidente e x lo spessore del materiale attraversato), che implica, dato l andamento al variare della lunghezza d onda del coefficiente di assorbimento, che la radiazione più energetica venga assorbita negli strati più superficiali della cella solare, mentre quella meno energetica venga assorbita più in profondità. Ne segue che esistono dei valori di spessore ottimali per ciascun tipo di semiconduttore, in base alle proprietà ottiche del materiale. Nel caso del silicio tali spessori variano da pochi micron a circa 300 micron (3/10 di millimetro). 2.5 Generazione-ricombinazione Il tasso di generazione di coppie di portatori è legato alla capacità del materiale di assorbire efficacemente la luce incidente, ovvero alla capacità di creare una coppia elettrone-lacuna per ogni fotone incidente. Tale capacità è misurata da una grandezza chiamata risposta spettrale (SR, Spectral Response), data dal rapporto fra la corrente generata e la potenza incidente e pari a dove QE (efficienza quantica) è il rapporto tra fotoni incidenti e coppie di portatori generate, è la lunghezza d onda ed e il valore assoluto della carica dell elettrone. In particolare, per il caso di celle solari al silicio, QE assume la forma riportata in Figura

57 Figura 35 Efficienza quantica di una cella solare e meccanismi di perdita rispetto alla trasformazione ideale di un fotone in una coppia elettrone-lacuna. Si vede chiaramente come la cella solare non sia in grado di utilizzare tutta la radiazione solare. Inoltre la cella non assorbe con la stessa efficacia tutti i fotoni con E > EG, perché quelli più energetici creano coppie di portatori presso la superficie, dove si ha forte ricombinazione per la presenza di livelli energetici nella banda proibita dovuti alla discontinuità materiale-aria; d altra parte, i fotoni più prossimi alla soglia della banda proibita vengono assorbiti a una distanza considerevole dalla superficie illuminata e, se la qualità del materiale non è adeguata, i portatori si ricombinano prima di essere utilizzati. Inoltre, la quantità totale di fotoni assorbiti dipende dalla frazione di radiazione riflessa dalla superficie. L integrale sulle lunghezze d onda di QE è legato alla corrente di corto circuito. I fotoni con energia inferiore all ampiezza della banda proibita non vengono assorbiti; perciò al disotto della soglia energetica, QE è nullo. Ciò è vero anche se l energia dei fotoni è sensibilmente più elevata di quella del band gap. Anche l assorbimento dovuto a portatori già nella banda di conduzione non ha effetto sui meccanismi di trasporto dell energia elettrica delle celle, ma è di fatto un ostacolo alla generazione fotovoltaica. Tale fenomeno si verifica tipicamente in materiali molto drogati, o può essere significativo presso i bordi delle bande e non va incluso nel calcolo di α(x). Nel caso di dispositivi elettrochimici o basati su materiali polimerici, l assorbimento della radiazione luminosa crea coppie elettrone-lacuna in uno stato eccitato (eccitoni oppure orbitali molecolari eccitati), che tendono a ritornare molto velocemente allo stato iniziale a causa dell elevata attrazione elettrostatica (i tempi di ricombinazione sono dell ordine di s). In questo caso, la possibilità di generare una fotocorrente è legata alla capacità di separare gli elettroni dalle lacune molto 57

58 velocemente, attraverso soluzioni redox o per mezzo di materiali carichi che accettino le cariche foto generate convogliandole in un circuito elettrico. I portatori fotogenerati tendono a ricombinarsi, e tale processo è più rapido se nel materiale esistono dei difetti che catturano i portatori. Poiché è inevitabile che vi siano difetti nei materiali, dati da impurezze quali altre specie atomiche, da distorsioni nel reticolo cristallino o da effetti superficiali, la capacità di sfruttare al meglio i portatori fotogenerati dipende dalle proprietà del materiale. La qualità del semiconduttore viene generalmente espressa in termini di grandezze quali il tempo di vita τ e la lunghezza di diffusione dei portatori minoritari, definiti rispettivamente come il tempo medio necessario perché un portatore fotogenerato si ricombini e il percorso medio di tale portatore prima di ricombinarsi. Le due grandezze sono legate tra loro. Nel caso del silicio per uso fotovoltaico, valori tipici per τ sono dell ordine di qualche decina di microsecondi e per di qualche centinaia di micron. La ricombinazione nei semiconduttori può avvenire in vari modi. Di essi, quello di gran lunga più importante per le celle solari realizzate praticamente è la ricombinazione attraverso difetti. Tale meccanismo lega le proprietà di ricombinazione del materiale alle sue caratteristiche di purezza e perfezione cristallografica. 2.6 Il drogaggio Perché si generi energia elettrica è necessario realizzare un dispositivo che permetta la separazione effettiva delle polarità e lo stabilirsi di una forza elettromotrice che provochi il fluire della corrente elettrica in un circuito esterno. Il requisito fondamentale per la generazione di energia elettrica è che vi sia un eterogeneità elettronica nella struttura del materiale. Il dispositivo elettronico più diffuso per la realizzazione delle celle solari,come già anticipato, è la giunzione p-n, analoga a quella impiegata nei diodi a stato solido. Elettroni e lacune generate da un fotone vengono separati dal campo elettrico della barriera alla giunzione p-n e convogliati nel circuito esterno. Nel caso del silicio, la giunzione è realizzata tra parti drogate in maniera differente. Si immagini ora di avvicinare due parti di silicio, l una drogata p e l altra drogata n. Prima del contatto, sul lato destro avremo un eccesso di elettroni e sul lato sinistro un eccesso di lacune. Quando i due semiconduttori vengono in contatto, si stabilisce per diffusione un flusso di portatori per riequilibrare i gradienti di concentrazione, che lascia scoperto, all interfaccia tra i due diversi materiali, un doppio strato elettrico formato da cariche positive e negative. Tale doppio strato, detto anche regione di svuotamento, crea un campo elettrico che si oppone alla diffusione che lo ha generato (Figura 36). 58

59 Figura 36 Formazione della regione di svuotamento In assenza di uno stimolo esterno non vi è passaggio di corrente. Una giunzione è efficacemente rappresentata ricorrendo alle bande, nel caso di una giunzione p-n, dalla Figura 37 in cui si vede che il doppio strato forma uno scalino energetico per il passaggio di cariche, tranne le poche che riescono a oltrepassarlo per agitazione termica. Lo scalino è tale che, all equilibrio, i livelli di Fermi dei due materiali coincidono perché un sistema all equilibrio può avere un solo livello di Fermi. Figura 37 Schema a bande della giunzione p-n all equilibrio Lontano dalla regione di giunzione, le bande rimangono imperturbate (piatte). Quando sopraggiunge uno stimolo esterno, quale un fotone di energia superiore a quella del band gap, si creano coppie elettrone-lacuna in entrambi i lati della giunzione schematizzata in Figura

60 Figura 38 Giunzione p-n in non equilibrio e generazione di coppie elettrone-lacuna. Le cariche minoritarie foto-generate in prossimità della giunzione lasciano scoperti ioni che neutralizzano in parte la carica del doppio strato, diminuendone l altezza. Questo meccanismo è chiamato iniezione dei portatori minoritari: i portatori fotogenerati sul lato dello scalino energetico possono più agevolmente superarlo, con l effetto di mettere la giunzione in conduzione diretta. La giunzione non è invece evidentemente una barriera per gli elettroni in banda di conduzione e per le lacune in banda di valenza sulla sommità dello scalino. Nella condizione di illuminazione non si è più in equilibrio ed è improprio parlare di livelli di Fermi: le concentrazioni dei portatori sono variate, e con esse la corrispondente distribuzione statistica. Poiché la variazione dall equilibrio non è grande, si possono definire puntualmente dei livelli energetici che rappresentano tale deviazione e che assumono valori diversi in parti diverse del dispositivo. Tali livelli vengono chiamati convenzionalmente quasi-livelli di Fermi o Imref e corrispondono ai potenziali chimici di non equilibrio. I quasi-livelli di Fermi, schematizzati in figura 32, sono molto importanti nel comportamento delle celle solari, in quanto determinano qual è la massima forza elettromotrice ottenibile, ovvero l entità dell effetto fotovoltaico. La descrizione matematica del trasporto di carica nelle celle solari si effettua a partire dalle equazioni di continuità, che assicurano la conservazione della carica totale, e dall equazione di Poisson, che connette il potenziale elettrico alla densità di carica. In generale si considerano 60

61 alcune semplificazioni, quali l assenza di campo elettrico nelle regioni attive (nel caso dell esempio, la regione p) e la costanza dei quasi-livelli di Fermi nella regione di svuotamento. Inoltre si assume che la concentrazione dei portatori minoritari sia sempre molto inferiore a quella dei portatori maggioritari e che lo spessore della cella sia molto maggiore della lunghezza di diffusione dei portatori minoritari. In condizioni ideali, quando i meccanismi di generazione e ricombinazione non dipendono dalle correnti fotogenerate, vale il principio di sovrapposizione per cui la corrente della cella è data dalla somma algebrica della corrente del diodo e della corrente fotogenerata (negativa). La sovrapposizione ha l effetto di traslare la curva caratteristica del diodo in modo che occupi un area del quarto quadrante del piano tensione corrente I-V (Figura 39), ovvero di dare al dispositivo una caratteristica di generatore di potenza (in quanto la potenza assorbita è negativa). Figura 39 Effetto del principio di sovrapposizione sulla caratteristica I-V di una cella solare a giunzione p-n. La caratteristica del dispositivo illuminato assume la forma 61

62 dove è la corrente di saturazione inversa, o di buio, è la corrente fotogenerata ed n un fattore di merito, o idealità, che vale 1 nel caso di un diodo ideale ed è maggiore di 1 in presenza di difetti. 2.7 Parametri caratteristici delle celle solari Dalla curva caratteristica si estraggono i parametri elettrici significativi di una cella solare, ovvero: a) la corrente di corto circuito Isc; b) la tensione a circuito aperto Voc, che corrisponde alla compensazione massima possibile della barriera elettrostatica da parte delle cariche fotogenerate in corrispondenza di luce piena; c) il punto di massima potenza Pmax (vedi Figura 40); d) il cosiddetto fattore di riempimento FF (Fill Factor) della curva caratteristica. Il significato di tali parametri è illustrato in Figura 40, dove la curva caratteristica sotto illuminazione per una cella solare è riportata convenzionalmente ribaltata nel primo quadrante, cambiando di segno alla corrente. Figura 40 Parametri caratteristici di una cella solare (il IV quadrante è stato ribaltato per comodità). 62

63 L efficienza è definita come il rapporto Pmax/Pincidente ed inoltre è importante il parametro FF=Pmax/IscVoc. Poiché la corrente di corto circuito è direttamente proporzionale all area della cella, in genere per confrontare celle di area diversa si ricorre alla densità di corrente Jsc; questa dipende direttamente dal numero e dal tipo di fotoni incidenti, cioè dall intensità della radiazione e dal suo spettro e dalle proprietà ottiche del materiale e, infine, dipende fortemente dalle proprietà di ricombinazione, ovvero dal grado di purezza e perfezione del materiale. Per le celle solari al silicio, valori tipici della densità di corrente di corto circuito sono ma/cm 2. Un espressione per la tensione di circuito aperto si trova ponendo a zero il termine della corrente nell equazione del diodo: Questa importante espressione mostra come la tensione a circuito aperto di una cella solare dipenda, oltre che dalla temperatura e dalla corrente fotogenerata, dalla corrente di saturazione inversa, direttamente legata alla qualità del materiale. La cella solare ideale descritta dall equazione caratteristica di cui sopra, non è praticamente realizzabile e in particolare il dispositivo risente degli effetti di resistenze parassite. Nel diagramma seguente è rappresentata la caratteristica di una cella fotovoltaica in corrispondenza di valori diversi della radiazione solare che investe la cella. Come si può vedere al variare dell irraggiamento incidente sulla cella la tensione V varia di poco mentre la corrente I varia in maniera proporzionale alla radiazione. 63

64 Figura 41 Curva caratteristica in funzione della radiazione Anche per bassi valori della radiazione solare la tensione a vuoto assume valori molto vicini a quelli di tensione massima per cui per evitare la presenza di tensione ai morsetti di un generatore fotovoltaico bisogna oscurarne totalmente la superficie captante. Analizzando la figura che segue si può notare che le prestazioni di una cella sono influenzate anche dalla temperatura della cella. Si evince infatti che all aumentare della temperatura si ottiene una diminuzione della tensione a vuoto V OC e un aumento della corrente di corto circuito I SC. Questa variazioni possono essere prese come riferimento nell'intervallo di temperatura 0 60 C. Tenendo conto delle due influenze opposte che hanno l irraggiamento e la temperatura sulle prestazioni di una cella possiamo concludere che la combinazione dei due fenomeni comporta una diminuzione della potenza massima del 6 7% per ogni aumento di 10 C della temperatura delle celle. Figura 42 Curva caratteristica in funzione della temperatura (diverse condizioni di illuminazione) Per cui mentre la temperatura influenza la tensione, l'irraggiamento determina la corrente del dispositivo fotovoltai 64

65 2.8 Limiti per l efficienza delle celle solari L efficienza (o rendimento) di una cella solare non può essere pari al 100%. Studi su quale sia il limite teorico per il rendimento di una cella (o convertitore) solare e quali siano i limiti praticamente ottenibili proseguono tutt oggi. I motivi di tale bassa efficienza sono molteplici e possono essere raggruppati in quattro categorie: riflessione: non tutti i fotoni che incidono sulla cella penetrano al suo interno, dato che in parte vengono riflessi dalla superficie della cella e in parte incidono sulla griglia metallica dei contatti; fotoni troppo o poco energetici: per rompere il legame tra elettrone e nucleo è necessaria una certa energia, e non tutti i fotoni incidenti possiedono energia sufficiente. D'altra parte alcuni fotoni troppo energetici generano coppie elettrone-lacuna, dissipando in calore l'energia eccedente quella necessaria a staccare l'elettrone dal nucleo. ricombinazione: non tutte le coppie elettrone-lacuna generate vengono raccolte dal campo elettrico di giunzione e inviate al carico esterno, dato che nel percorso dal punto di generazione verso la giunzione possono incontrare cariche di segno opposto e quindi ricombinarsi; resistenze parassite: le cariche generate e raccolte nella zona di svuotamento devono essere inviate all'esterno. L'operazione di raccolta viene effettuata dai contatti metallici, posti sul fronte e sul retro della cella. Anche se durante la fabbricazione viene effettuato un processo di lega tra silicio e alluminio dei contatti, resta una certa resistenza all'interfaccia, che provoca una dissipazione che riduce la potenza trasferita al carico. Nel caso di celle al silicio policristallino, l'efficienza è ulteriormente diminuita a causa della resistenza che gli elettroni incontrano ai confini tra un grano e l'altro e, ancor più nel caso di celle al silicio amorfo, per la resistenza dovuta all'orientamento casuale dei singoli atomi. Per un dispositivo a singola giunzione al silicio, il limite teorico raggiungibile con illuminazione di un Sole è circa del 30% (33% se si considera lo spettro AM1,5), considerando il materiale come ideale. Il 30% circa della radiazione solare incidente è perso, in quanto non sufficientemente energetico, e circa un altro 30% viene dissipato in calore perché troppo energetico. L ulteriore 10% circa viene perso per meccanismi di ricombinazione (solo radiativi 65

66 nel caso ideale). Tuttavia, il rendimento delle celle solari realmente ottenibile è più basso, dato che il materiale non è ideale (la mobilità dei portatori non è infinita), e quindi occorre considerare altri meccanismi di ricombinazione e che vi sono perdite ottiche, per conduzione laterale, effetti di superficie e contatti metallici non ideali. La migliore cella di laboratorio realizzatati finora su silicio monocristallino ha un efficienza pari al 24,7% contro un valore di poco superiore al 20% per la cella al silicio multicristallino, mentre i migliori dispositivi commerciali hanno valori intorno al 20%. I valori medi di efficienza delle celle commerciali più diffuse sono invece ancora inferiori, 14-16%. Si ritiene comunque che il limite praticamente ottenibile per le celle solari al silicio sia intorno al 26%. I dispositivi attualmente con rendimento più elevato sono quelli realizzati con più giunzioni in serie di materiali differenti. In particolare il dispositivo GaInP/InGaAs/Ge raggiunge il 32% a 1 Sole e circa il 39% sotto luce concentrata. I valori massimi ottenuti si riferiscono a superfici molto piccole, in genere intorno a 1 cm 2. Le celle commerciali sono attualmente realizzate su superfici tra 100 e 400 cm I moduli La quasi totalità dei moduli disponibili commercialmente per applicazioni terrestri è realizzata con celle solari al silicio, mono- o multi-cristallino. Poiché per questo tipo di celle la tensione al punto di lavoro è intorno a 0,5 V e la corrente generata dalle celle tipicamente 30 ma/cm 2, normalmente si usano connessioni in serie mediante saldatura di bandelle di rame stagnato. In tal modo si ottengono moduli con tensioni di uscita in grado, tipicamente, di caricare una batteria di accumulatori al piombo a sei elementi (12 V nominali). L area delle singole celle varia tra 50 e 225 cm 2, il che implica la possibilità di lavorare con correnti anche molto elevate, dell ordine di qualche ampere. È importante utilizzare, per la formazione dei moduli, celle di caratteristiche elettriche simili, per limitare le perdite dette di accoppiamento, dato che per celle connesse in serie domina il dispositivo a corrente minore e per celle in parallelo quello a tensione minore. Le stringhe di celle interconnesse elettricamente vengono inglobate in materiali impermeabili che ne permettono il funzionamento per diversi anni in condizioni ambientali anche estreme. In particolare, il modulo deve poter resistere per almeno vent anni ad agenti atmosferici come polvere, sale, sabbia, vento, neve, umidità e grandine, oltre a dover mantenere le caratteristiche elettriche dopo prolungate esposizioni ai raggi ultravioletti. La tecnica più diffusa è quella di inglobare le celle in un polimero trasparente (EVA, Etil-Vinil-Acetato), proteggendo il fronte con un vetro temperato e il retro con un altro vetro o un foglio plastico, generalmente a più strati 66

67 per garantire l impermeabilità. Il processo con cui viene realizzata questa struttura è nella maggior parte dei casi una laminazione a caldo. Infine, il modulo viene dotato di una struttura di supporto, generalmente una cornice di alluminio che ne permette il montaggio su una struttura adatta a resistere al vento, e di una scatola di terminazione dei contatti per permettere la connessione dei moduli tra loro per formare stringhe. La scatola deve consentire la connessione e garantire impermeabilità e indeformabilità lungo l arco di vita del modulo. Inoltre, all interno della scatola vengono montati in genere dei diodi di by-pass, che proteggono il modulo in caso di malfunzionamento di una delle celle o stringhe, per esempio a causa di ombreggiamento parziale. Esistono degli standard di certificazione, sviluppati nel corso degli anni da istituti accreditati in base a estensive prove sperimentali e a un numero di standard esistenti per la durabilità dei dispositivi. I moduli sono sottoposti a protocolli di test accelerati di invecchiamento che simulano condizioni di esposizione prolungate ed estreme. Lo standard europeo di riferimento per i moduli terrestri piani basati su celle al silicio è lo EN/IEC 61215, che prevede tra l altro cicli termici in condizioni di elevata umidità, di esposizione a dosi elevate di radiazione UV e di impatto con biglie di ghiaccio sparate da appositi cannoncini. Per i moduli che superano questi severi test è ragionevole aspettarsi una vita stabile di anni. Il condizionale è d obbligo perché i dati sperimentali relativi a moduli con quest età non sono molto ampi, ancorché confortanti. Occorre comunque considerare che nell arco degli ultimi vent anni la tecnologia dei materiali si è molto evoluta, per cui alcuni dei problemi riscontrati in passato si sono molto attenuati. La scelta dei materiali è fondamentale per garantire la durata nel tempo delle caratteristiche del modulo ed è inoltre una delle voci di costo più onerose dopo quella della fetta. Il vetro frontale, per esempio, deve avere elevate prestazioni ottiche quali elevata trasmittanza e bassa riflettanza, che si ottengono grazie a un basso contenuto in ferro, deve possedere una testurizzazione chimica o meccanica per permettere l intrappolamento della luce e deve essere infine temperato e poter resistere alla grandine e agli urti. Lo strato di plastica posteriore, generalmente polivinile fluorurato (Tedlar), ha degli strati barriera di poliestere e/o alluminio per aumentare la sua impermeabilità all ossigeno. L EVA contiene additivi che ritardano l ingiallimento dovuto ai raggi UV. Anche le condizioni operative del processo di laminazione hanno un notevole effetto sull affidabilità dei moduli I sistemi I moduli fotovoltaici possono essere utilizzati singolarmente o connessi in vario modo (sistemi) per soddisfare i requisiti delle utenze da elettrificare. Si distinguono principalmente in sistemi ad accumulo (stand alone), che caricano delle batterie, e sistemi connessi alla rete elettrica primaria 67

68 (grid connected), che cedono alla rete l elettricità nell ora del picco di produzione, ovvero di giorno. La natura modulare dei componenti fotovoltaici permette la realizzazione di sistemi da pochi watt (per calcolatrici, orologi, giocattoli) a qualche megawatt, come nel caso delle grandi centrali dimostrative dell inizio degli anni Novanta, delle quali l esempio più grande è l impianto italiano di Serre (Salerno) da 3 MW, e di quelle più recenti in Giappone e Germania, spesso sui tetti di costruzioni (come il Palazzo dei congressi di Monaco da 1 MW). Il mercato grid connected, legato agli incentivi governativi, è quello in più rapida crescita, mentre i sistemi stand alone hanno usi più dedicati quali le telecomunicazioni o l elettrificazione di siti remoti, la segnaletica stradale o marina, camper o barche o l elettrificazione di sistemi di pompaggio dell acqua in villaggi nei Paesi in via di sviluppo. Per quanto riguarda i sistemi connessi alla rete, le problematiche maggiori riguardano aspetti tecnici e normativi legati ai dispositivi di interfaccia tra il sistema fotovoltaico e la rete elettrica, in termini sia di efficienza sia di sicurezza. In tali sistemi, inoltre, è necessario utilizzare dei convertitori da corrente continua a corrente alternata. Nel caso dei sistemi ad accumulo si può utilizzare l elettricità così come generata, cioè in continua. Le problematiche nel caso dei sistemi ad accumulo sono per lo più legate alla durata e al costo delle batterie, che incide sul costo dell impianto iniziale e sulla manutenzione. Per entrambi i tipi di configurazione, ogni elemento del circuito ha una propria resa (connessioni, dispositivi elettronici, moduli, ecc.); inoltre, nel dimensionamento dei sistemi fotovoltaici occorre tenere conto del sito, dell esposizione, delle necessità di alimentazione. Tenuto conto di ciò, si utilizzano opportuni coefficienti di sicurezza per il calcolo dell energia totale attesa dall impianto. Nonostante l elevato costo, in alcune applicazioni il fotovoltaico è già competitivo: questo è in generale vero per le applicazioni stand alone, specialmente in siti remoti. Il costo dell elettricità prodotta dai sistemi fotovoltaici connessi alla rete varia invece tra 0,3 e 0,6 /kwh in funzione della quantità di radiazione incidente, ovvero del sito, ed è sceso del 4-5% annuo negli ultimi vent anni, ma deve competere con il costo inferiore dell elettricità convenzionale, considerando che presumibilmente gli incentivi tenderanno a diminuire. Le previsioni degli analisti del settore indicano il raggiungimento della piena competitività con le fonti convenzionali possibile nel lungo termine, a fronte però di un aumento di efficienza dei dispositivi e di forti riduzioni nei costi dei materiali. Una menzione a parte meritano i sistemi basati sulla concentrazione della luce solare su celle molto efficienti (quali, per esempio, le triple giunzioni GaInP/InGaAs/Ge) di piccola area, ovvero fino a circa 1 cm 2. I sistemi a concentrazione hanno lo scopo di sfruttare al meglio la capacità di queste celle di generare elettricità, delegando a sistemi di lenti la copertura superficiale. In questo modo ci si attende di poter aumentare l efficienza delle celle e del sistema e di ridurne i costi per effetto delle piccole quantità di semiconduttore utilizzato e dell impiego di altri materiali, quali lenti e strutture 68

69 plastiche o metalliche di basso costo. I sistemi a concentrazione, data la geometria complessa delle lenti, sono necessariamente a inseguimento del Sole, per puntare sempre la superficie esposta perpendicolarmente alla radiazione. La componente diffusa, inoltre, non contribuisce alla generazione di elettricità, perciò le applicazioni sono favorite nelle località in cui la componente diffusa è minima. I sistemi a concentrazione sono più complessi e sofisticati di quelli statici basati sui moduli piani e richiedono anche una certa quantità di energia per movimentare l apparato di inseguimento. Non sono disponibili produzioni in grande serie, ma vi sono diverse iniziative di ricerca e sviluppo in corso, al fine di sviluppare prodotti stabili e con prospettive di industrializzabilità. Per quanto si è detto in precedenza, la concentrazione diventa una opportunità per la produzione di elettricità solare utilizzando celle a elevato rendimento (>30%) Topologie di celle fotovoltaiche Celle fotovoltaiche in silicio monocristallino Una cella di un modulo al silicio monocristallino è costituita da un singolo cristallo di silicio, il che garantisce una massima conducibilità dovuta al perfetto allineamento degl' atomi di silicio allo stato puro. Maggiore è la purezza del materiale, maggiore è il rendimento. Sono costituite dallo stesso materiale impiegato per la produzione della componentistica elettronica, per questo il prezzo di tale materia resta elevato. Le celle in silicio monocristallino presentano il grado maggiore di purezza garantendo quindi le migliori prestazioni in termini di efficienza anche se a prezzo elevato. I moduli in commercio hanno un efficienza variabile tra il 14 e il 17% anche se le loro prospettive sembrano migliorare tali valori. Si presentano come celle circolari o ottagonali con diametro di cm e spessore di 0,2 0,3 mm, di colore blu scuro uniforme. Figura 43 Modulo fotovoltaico monocristallino 69

70 Celle fotovoltaiche in silicio policristallino Figura 44 Modulo fotovoltaico policristallino Le celle sono ottenute dal riciclaggio del materiale scartato dalla produzione di componentistica elettronica, rifuso per ottenere una tessitura cristallina compatta. La struttura rimane però meno ordinata rispetto al silicio monocristallino circostanza che comporta una diminuzione dell efficienza attestata tra l 11 e il 14%. Le celle sono generalmente quadrate o ottagonali, con spessore e dimensione analoghi alle celle al silicio monocristallino, ma la struttura policristallina conferisce loro un caratteristico color blu intenso cangiante. Sia il costo (inferiore al monocristallino), che la gradevolezza estetica del color rende questo materiale più usato nell integrazioni architettoniche. 70

71 Celle fotovoltaiche in silicio amorfo Figura 45 Modulo in silicio amorfo Rappresenta l elemento della tecnologia della cella fotovoltaica di nuova generazione, alternativa alla tecnica del silicio cristallino. Consiste nella deposizione di uno strato sottile di silicio cristallino (1-2µm) su superfici di altro materiale, ad esempio il vetro o supporti di plastica. In questo caso non si parla più di celle in quanto possono essere ricoperte di superfici anche consistenti in modo continuo. L efficienza di questa tecnologia è sensibilmente più bassa, dell ordine del 5 6,8% ed è soggetta a un decadimento consistente (-30%) che impone quindi un sovradimensionamento della superficie installata, in modo da consentire comunque in fase di esercizio la produzione di energia elettrica preventivata in sede di progetto. Anche l attendibilità di vita della superficie in silicio amorfo è sensibilmente ridotta rispetto al silicio cristallino, e corrisponde a circa 10 anni. Vi sono diversi fattori che rendono interessante i fronti di ricerca più promettenti: risparmio di materiale pregiato: lo spessore di silicio necessario nella tecnologia amorfa è decisamente concorrenziale. Il procedimento di deposizione consente inoltre di riciclare il materiale di scarto della tecnologia cristallina; costi finali sensibilmente ridotti: risparmiare materiale significa avere un prodotto finale economicamente competitivo; soluzioni non ottenibili con la tecnologia cristallina: la deposizione del silicio può essere realizzata su materiali di diversa natura allo scopo di ottenere prodotti particolari, come 71

72 superfici traslucide (deposizione su vetro), o moduli flessibili (deposizione su superfici polimeriche flessibili). Il silicio amorfo è destinato a riservarsi delle nicchie particolari del mercato, per le quali queste applicazioni possono essere interessanti. Per quanto riguarda le prospettive in campo architettonico, il silicio amorfo si è dimostrato particolarmente adatto per l uso come materiale da rivestimento per coperture, grazie al colore scuro uniforme e alla facile realizzazione con questo materiale di vere e proprie tegole fotovoltaiche, con modalità di posa in opera analoghe alle tegole canadesi. Figura 46 Moduli di tegole canadesi fotovoltaiche Si possono quindi evidenziare ulteriori aspetti di questa tecnologia: possibilità di sovrapporre diversi strati caratterizzati da assorbimento differenziato rispetto allo spettro solare, in grado di aumentare l efficienza complessiva. Le superfici ottenute con questa metodologia hanno dato prova di rendimenti competitivi e durata nel tempo delle prestazioni; rendimento indipendente dalle variazioni di temperatura. Al di là del decadimento prestazionale che si verifica nel primo mese di vita, le celle non subiscono variazioni sensibili dell efficienza dovuto all aumento delle temperature di esercizio. 72

73 Celle fotovoltaiche in film sottili Figura 47 Esempio di film sottili Le celle a film sottile, a partire dagli anni 90, sono diventate una realtà di grande interesse nel campo del fotovoltaico. Le celle sono formate da strati sottili di semiconduttori applicati ad un substrato di altro materiale (spesso vetro o ceramica). La deposizione dello strato sottile può avvenire tramite un processo di vaporizzazione, di spruzzamento catodico o tramite un bagno elettrolitico. I semiconduttori più utilizzati sono silicio amorfo, diseleniuro di rame e di indio (CIS) e telluri uri di cadmio (CdTe). A causa dell elevata capacità di assorbire la radiazione solare da parte di queste sostanze, per le celle a film sottile è richiesto un impiego di materiale fotosensibile molto ridotto: tale strato, teoricamente, può arrivare ad avere uno spessore di mm. Gli aspetti che rendono questa tecnologia di particolare interesse in rapporto alle celle in silicio cristallino sono molteplici. La temperatura di processo è compresa tra i 200 C e i 500 C; inoltre, il processo di produzione è automatizzato e consente un grande risparmio di energia e di materiale. Per quanto riguarda la forma delle celle, non esistono particolari vincoli poiché il substrato può essere facilmente sagomato. Diversamente, la porzione di cella elettrica attiva deve avere una forma quanto più possibile regolare (rettangolare) per agevolare l interconnessione in serie di celle. Mentre ogni singola cella in silicio cristallino è collegata elettricamente ad una cella adiacente mediante una interconnessione esterna, le celle in silicio amorfo sono collegate tra loro in modo strutturale. Tra una cella e l altra esiste un sottile interspazio trasparente impercettibile all occhi umano. Per esigenze di architettoniche, le dimensioni di tale interspazio possono essere 73

74 aumentate al fine di ottenere degli elementi strutturali semitrasparenti alla luce. I contatti elettrici sul retro della cella consistono in una copertura metallica uniforme. La superficie anteriore della cella è invece ricoperta da uno strato di ossidi di metallo altamente trasparenti (TCO Trasparent Conductive Oxide) come ad esempio l ossido di zinco (ZnO), ossido di stagno (SnO 2 ) e ossido di titanio e indio (ITO Indium Tn Oxide). Le particolari caratteristiche della tecnolgia Thin Film sembrano molto adatte ad applicazioni spaziali. I pannelli solari costruiti con tecnologia Thin Film sono una valida alternativa ai pannelli in silicio, con il vantaggio di essere leggeri e flessibili. Ad esempio, nell'uso satellitare, i pannelli vengono arrotolati e stipati in luogo sicuro durante il lancio, per poi essere srotolati ed aperti, una volta giunti nello spazio Celle fotovoltaiche microcristalline e microamorfe Una soluzione promettente nel campo del fotovoltaico è data dalle celle a film sottili con silicio cristallino. Questa tecnologia consente di sfruttare i vantaggi derivati dall impiego del silicio cristallino, e nel contempo la semplicità realizzativa che risiede alla base del processo di produzione delle celle a film sottili. Ad oggi sono stati identificati due processi di produzione di queste celle: film sottile di silicio ad alto grado di purezza depositato su un substrato di materiale non pregiato che avviene alle temperature di C, e consente di ottenere una struttura macrocristallina simile a quella delle celle in silicio policristallino; avviene alle basse temperature C; consiste nel depositare uno strato sottile di silicio con struttura micro-cristallina su un substrato di vetro, metallo o plastica attraverso un procedimento del tutto analogo a quello impiegato per la produzione di silicio amorfo. 74

75 Celle fotovoltaiche CdTem (Telluriuro di cadmio) Figura 48 Rappresentazione cella CdTe Il telluriuro di cadmio (CdTe) ha un gap di energia tra banda di conduzione e banda di valenza di circa 1,45 ev, è quindi un materiale particolarmente adatto ad assorbire la luce solare. Inoltre è un semiconduttore a gap diretto, il che significa, di fatto, che l assorbimento è molto più efficiente di quanto non avvenga nel silicio. Le celle di CdTe hanno un substrato in vetro e i contatti frontali sono realizzati tramite uno strato trasparente solitamente in ossido di indio e titanio (ITO). I processi produttivi impiegati in genere sono lo stampaggio, la deposizione galvanica e lo spruzzo. Nei processi sottovuoto, la deposizione dei due strati di CdS e CdTe avviene a circa 700 C. Attraverso un processo in atmosfera contenente cloro il doppio strato CdS/CdTe viene reso attivo. Lo strato CdS assorbe solo una piccola frazione della radiazione solare, lasciando che il resto penetri fino allo strato CdTe, come nel caso delle CIS, esiste un margine considerevole per la riduzione dei costi di produzione. Un aspetto che potrebbe limitare l affermarsi di questa tecnologia è la tossicità del cadmio allo stato gassoso. Il composto di cadmio e tellurio è molto stabile: il cadmio, invece si presenta in forma gassosa soltanto durante il processo di produzione delle celle ed è in questa fase che potrebbe manifestarsi delle criticità. 75

76 Celle fotovoltaiche CIS (Copper Indium Seleneide) al diseleniuro di rame e di indio Il materiale semiconduttore delle celle CIS è il diseleniuro di rame e indio. In alternativa si ha CIS anche con gallio (CIGS) e/o zolfo. Inizialmente, attraverso un processo catodico, la superficie posteriore del vetro che funge da substrato viene ricoperta da un sottile strato di molibdeno che svolge la funzione dei contatti. Lo strato p viene prodotto in questa stessa fase attraverso un processo di vaporizzazione sottovuoto del rame, dell indio e del selenio ad una temperatura di 500 C. I contatti frontali sono realizzati in ossido di zinco drogato con alluminio (ZnO:Al), trasparente alla radiazione solare. Diversamente dalle celle in silicio amorfo, le celle CIS non subiscono alcun degrado a seguito dell esposizione alla luce solare, ma sono sensibili al calore e all umidità; per questo è necessario che siano ben sigillati. Se confrontate con le altre celle a film sottili, le CIS hanno efficienza più alta; inoltre sfruttando adeguatamente le economie di scala derivanti da una produzione in serie, si dovrebbero raggiungere costi di produzione inferiori a quelli delle celle in silicio cristallino. Infine, il pericolo derivante dall impiego di selenio può essere trascurato in virtù del modesto contenuto di questo elemento nelle celle CIS Celle ibride in cristallino/amorfo (HIT Heterojunction with Intrinsic Thin layer) Figura 49 Esempio di cella HIT: costituita da un sottile wafer di silicio monocristallino circondato da un film di silicio amorfo ultrasottile 76

77 Costituiscono una delle frontiere più recenti e promettenti della ricerca nel settore. Sono realizzate mediante la deposizione di uno strato di silicio amorfo su un substrato di silicio mono cristallino ad alto rendimento. Principale caratteristica di queste celle è rappresentata dalla sezione perfettamente simmetrica che consente la generazione di corrente attraverso l esposizione di entrambi i lati della cella. Questo, aggiunto alla necessità di spessori minori e alla minore sensibilità alle alte temperature rispetto alle tecnologie cristalline, rende particolarmente promettente questa nuova tecnologia. La sua efficienza di conversione è superiore al 17%, fattori tra i più elevati reperibili nel mercato. La possibilità di captazione sui due lati della cella apre inoltre ottime prospettive nelle applicazioni architettoniche, ossia in tutte quelle condizioni non ottimali in cui possa essere particolarmente conveniente sfruttare delle componenti di riflessione dal contesto Applicazioni del fotovoltaico Illuminazione stradale Figura 50 Esempio di un lampione alimentato in modo alternativo Per la caratteristica dell impianto, il modulo fotovoltaico trasforma la radiazione solare in energia elettrica che viene accumulata, durante il giorno, in una batteria che nelle ore notturne e nelle giornate grigie accenderà il lampione. Naturalmente, in maniera assolutamente autonoma, il lampione si accenderà quando l illuminazione esterna sarà molto bassa e si spegnerà all alba Regolamentazione del traffico 77

78 Figura 51 Esempio di un semaforo alimentato da fotovoltaico Oltre alla illuminazione stradale vengono progettati segnalazioni semaforiche dotate di moduli fotovoltaici che consentono di abbattere i costi energetici. Ogni pannello di segnaletica verticale può essere reso molto più visibile durante la notte con l utilizzo di moduli fotovoltaici. Un segnalatore tipo barriera, per esempio, è basato sulla ricarica di una batteria long - life; un sensore crepuscolare posto all interno del dispositivo provvede all accensione automatica del led. Le segnalazioni luminose con ottiche lampeggianti sono possibili con sistemi elettronici programmabili. È possibile anche intervenire sulla programmazione del consumo energetico in maniera tale da consentire un eccellente lampeggio durante le ore diurne (con elevati margini di sicurezza stradale) e una buona resa durante la notte. Sono studiati anche sistemi di regolamentazione della carica dell accumulatore salvaguardandone il funzionamento e contrastando l eccessiva ricarica, nelle giornate ad alta irradiazione solare e, viceversa, impedendone la scarica completa al di sotto di una determinata soglia, nelle ore notturne Rete elettrica Ad eccezione dei sistemi fotovoltaici stand alone, gli altri devono essere connessi alla rete in maniera opportuna con appositi inverters che convertono la corrente continua generata dalle celle solari in corrente alternata con la quale vengono alimentate le apparecchiature. In maniera completamente automatica l inverter gestisce il flusso di corrente dalle celle verso la rete e, viceversa, dalla rete verso l apparecchio utilizzatore a seconda che ci sia un surplus o una carenza di energia fotovoltaica. 78

79 2.13 Convenienza economica L impiego di sistemi fotovoltaici integrati nell edilizia è ormai una scelta di distinzione, risparmio ed abbattimento di inquinamento. È importante studiare e realizzare soluzioni solari esteticamente accettabili e con elevato grado di affidabilità ai fini della resa energetica. È possibile installare impianti fotovoltaici sovra tetto e complanari al rivestimento su coperture inclinate, a tetto-luce (impianto parzialmente trasparente), sovra solaio a sviluppo completo o parziale su coperture piane, a sviluppo completo o parziale su coperture curve, a sviluppo completo o parziale su facciate verticali o inclinate, direttamente su pannelli di rivestimento verticali o inclinati, su frangisole, lucernari, balaustre, fioriere, pensiline, padiglioni, coperture parcheggi, impianti di illuminazione o segnalazione, barriere antirumore. L impianto fotovoltaico, indipendentemente dalla sua collocazione sull edificio, è costituito da un insieme di componenti meccanici, elettrici ed elettronici che captano e trasformano l inesauribile energia solare in energia elettrica. Indipendentemente dal suo utilizzo o dalla taglia di potenza, può essere isolato (stand alone) o connesso alla rete Enel (grid connected). È indispensabile per l ottimale riuscita di un impianto fotovoltaico uno studio preventivo (presenza o meno di ombre, vegetazione, costruzioni, alture, nebbia, foschia, nevosità, ventosità). È necessario valutare scrupolosamente le potenziali superfici per la collocazione dei pannelli per l orientamento ottimale verso il sole. È essenziale calcolare la resa energetica dell impianto in funzione della localizzazione geografica del sito per garantire una stima corretta della produzione elettrica annua. È importante calibrare le varie componenti dell impianto per evitare che un malfunzionamento di una parte dei pannelli, comprometta il funzionamento dell intero sistema. Dalle precedenti considerazioni può dedursi l estrema importanza di una accurata progettazione e di una esecuzione a regola d arte dell impianto e quindi la certezza di un sicuro e longevo investimento. Il costo di un impianto fotovoltaico dipende dal contesto in cui viene realizzato (condizioni locali, normative, irraggiamento, aree disponibili); pertanto oscilla in atto, fra i sei e gli otto mila euro per ogni kwp di potenza installata Smaltimento e riciclaggio Il genere, tutte le tecnologie utilizzate nei processi produttivi di moduli fotovoltaici implicano alcune ricadute ambientali che solo adeguati provvedimenti tecnici riescono a mitigare. Una grande varietà di materiali, che risultano potenzialmente tossici e pericolosi, sono usati nell industria fotovoltaica quali ad esempio rame, gallio, indio, selenio, cadmio e tellurio. È evidente che il rilascio nell ambiente di questi materiali è un evento prevedibile solo come 79

80 risultato di un guasto o di un funzionamento anomalo della linea di produzione e che comunque aggiunge un rischio limitato per la salute pubblica. Lo stesso rischio che l ambiente e l uomo corre negli stabilimenti chimici dove sono utilizzate analoghe miscele tossiche o esplosive. La sostenibilità ambientale dell utilizzo del fotovoltaico deve essere valutata non solo per le indubbie peculiarità non inquinanti ma anche sulla eco-compatibilità dello smaltimento a fine vita utile. Questo problema si inserisce in uno ben più ampio che riguarda da un lato il riciclo e lo smaltimento di tutti i metalli che fanno parte della tecnologia fotovoltaica e dall altro in un bilancio ambientale che vede, per esempio, il mercurio delle lampade fluorescenti valutato complessivamente in un modo positivo. Per il fotovoltaico, è questo un problema che risulta ancora aperto e non esistono ancora oggi metodi standardizzati espressamente pensati per i moduli fotovoltaici; la complessità per il fotovoltaico deriva dal fatto che il modulo è formato da moltissimi elementi ci cui solo alcuni si presentano distinti e separabili con facilità. Mentre da un lato i volumi di produzione di moduli fotovoltaici ed il conseguente uso di materiali potenzialmente difficili da smaltire risultano ancora ridotti, dall altro la nuove tecnologie che troveranno in futuro un mercato sempre maggiore hanno un contenuto di metalli più accentuato. Per citare solo un esempio di difficoltà, ricordiamo le indagini compiute dagli Stati Uniti in merito alla presenza di cadmio nelle celle CdTe in relazione alla sua tossicità. L indagine ha preso in considerazione tutto il percorso di vita delle celle CdTe a partire dai rischi di rilascio durante il processo produttivo a quelli durante la vita (es. incendio) nonché il recupero e lo smaltimento alla fine della stessa. Per esempio, i test mirati a evidenziare la pericolosità potenziale del prodotto CdTe in caso di decomposizione e successivo rilascio nell atmosfera a seguito di incendio hanno fornito risultati confortanti constatando che vetro e substrato di materia attiva (Cd) si fondono prima della decomposizione della cella riducendo al minimo i rischi di rilascio. Occorro comunque ricordare che i rischi derivanti dall incendio risultano comunque ben più importanti di quelli che riguardano il rilascio. In conclusione si mostra una tabella riassuntiva riguardo alla ricadute ambientai nell utilizzo dell energia solare fotovoltaica. 80

81 POTENZIALI RICADUTE AMBIENTALI Rilascio di elementi e sostanze tossiche o pericolose per la salute personale durante il processo di fabbricazione delle celle o durante la vita del sistema Occupazione del terreno e disturbo all'ecosistema nelle aree di terreno occupate dagli impianti Impatto visivo con disturbo dell'armonia naturale SOLUZIONI MIGLIORATIVE - Adozione di tutte le precauzioni previste dalla vigente in materia di salute personale - Ricerca di nuove soluzioni tecnologiche costruttive che mitighino i rischi potenziali - Scelta ecologica delle aree di posa con possibilità di ricostruzione all'ecosistema locale - Uso polifunzionale del fotovoltaico: occupazione di superfici marginali (tetti, facciate, terrazzi, ecc.) - Integrazione architettonica del fotovoltaico in edifici, arredo urbano, ecc - Rafforzamento del concetto di generazione distribuita Tabella 5 Principali ricadute ambientali del fotovoltaico e soluzioni migliorative 2.15 Costo e produzione del fotovoltaico Quanta elettricità produce un impianto fotovoltaico? Un parametro che si usa per descrivere sinteticamente la producibilità di un impianto è il rapporto tra l energia prodotta annualmente (kwh) e la potenza nominale dell impianto (kw). Tale parametro può essere visto come numero di ore equivalenti di funzionamento dell impianto alla potenza nominale. Il numero di ore equivalenti di funzionamento di un impianto fotovoltaico dipende ovviamente in primis dall insolazione media di un sito (e quindi dalla latitudine) e poi da altri fattori quali l efficienza dell impianto. A Milano le ore equivalenti sono circa ore/anno (ovvero un impianto da 1 KW produce mediamente KWh/anno), a Roma 1.450, a Trapani Qual è il costo di un impianto fotovoltaico? Sul sito del Ministero dell ambiente e della tutela del territorio sono indicati valori orientativi che vanno da euro per kw per gli impianti di taglia fino a 10 kw a poco meno di euro a kw per impianti di taglia superiore ai 300 kw. Quanto spazio occupa un impianto fotovoltaico? Facendo riferimento soprattutto alle piccole applicazioni (tetti fotovoltaici), un valore indicativo di occupazione di superficie è di circa 8 mq per kw di potenza nominale installata. 81

82 2.16 Tipologia di impianto fotovoltaico Esistono sostanzialmente due tipi di impianti solari fotovoltaici: Impianto a moduli fotovoltaici con connessione alla rete elettrica Enel (grid connected) questi tipi di impianti solari fotovoltaici producono corrente elettrica che viene immessa, una volta convertita in corrente alternata a 220 Volt, nella rete Enel, per essere usata nella città. Questo avviene attraverso un contatore speciale installato dall'enel: in questa maniera non necessitiamo di costose batterie per conservare l'energia elettrica prodotta, ma la possiamo riprendere dall'enel in qualsiasi momento, pagando solo la differenza tra quella prodotta e quella consumata. Scambiare corrente con l'enel ha un costo di circa 30 Euro l'anno, perché questo è il costo per il noleggio del contatore di acquisto dell'energia prodotta dai moduli fotovoltaici. Quindi come soluzione non è molto dispendiosa, se si considera che invece fornirsi di batterie può costare facilmente anche Euro, oltre alle problematiche di usura delle batterie stesse che hanno una vita di circa anni. Dotarsi di batterie è abbastanza sconsigliato anche perché purtroppo le batterie saranno cariche al massimo durante i mesi estivi, quando magari non necessitiamo di molta energia elettrica, o siamo in vacanza, mentre faranno fatica a caricarsi durante i mesi invernali, proprio quando serve più energia nell'abitazione. Impianto a moduli fotovoltaici per utenze isolate (stand alone) questi tipi di impianti solari fotovoltaici producono corrente elettrica, che viene utilizzata per caricare delle batterie, normalmente a Volt, in modo da poter utilizzare l'energia elettrica, prodotta dai moduli fotovoltaici, in un qualsiasi momento della giornata. Normalmente questi tipi di impianti sono usati laddove l'enel non arriva con i propri cavi, quindi baite di montagna, o case in campagna, oppure nel caso ci si voglia staccare completamente o parzialmente dall'enel. Anche se in realtà, staccarsi completamente dall'enel, può creare seri problemi nel momento in cui ci siano guasti, o giornate particolarmente nuvolose, oltre al fatto che comunque in linea di massima, da un punto di vista ecologico e pratico è più conveniente cedere l'energia prodotta direttamente all'enel, piuttosto che conservarla in batterie costose e che una volta in disuso diverranno materiale altamente inquinante. Si possono utilizzare lampade, frigoriferi o apparecchiature speciali che, funzionando a Volt, non necessitano dell'inverter per funzionare. Altrimenti, se è indispensabile usare corrente elettrica a 220 Volt, è necessario anche installare un inverter, il cui compito è di trasformare la corrente delle 82

83 batterie in corrente alternata a 220 Volt. Occorre tenere in considerazione, in questo caso, che non è più necessario acquistare un inverter di tipo professionale (che richiede l'enel), ma ne basta un modello abbastanza economico Come funzionano gli incentivi statali Il dimensionamento ideale dell impianto si ha quando la produzione di energia copre i consumi annui senza eccederli. Occorrono circa 8 m 2 di superficie libera orientata a sud e non in ombra per ogni 1000KWh di consumi all anno. Figura 52 Schematizzazione degli incentivi La produzione di energia elettrica con impianti fotovoltaici è incentivata dallo Stato attraverso il GSE (Gestore Servizi Elettrici). La legislazione è complessa e comprende molti casi diversi, tuttavia per quel che riguarda i privati lo schema di gran lunga più interessante è quello dello scambio sul posto che funziona nel modo descritto di seguito. L energia viene incentivata attraverso in due meccanismi: Un contributo proporzionale all energia prodotta. Il contributo dura per 20 anni e dipende da quando l impianto è entrato in funzione e dalla sua potenza. Attualmente, per gli impianti fino a 3 KWp vale 0,44 per KWh prodotto (Vecchio Conto Energia). Questo contributo viene pagato direttamente dal GSE senza altre considerazioni: tanto si produce, tanto si incassa. Il secondo meccanismo invece è lo scambio sul posto propriamente detto e che funziona così: siccome la produzione di elettricità dell impianto fotovoltaico avviene di giorno, cioè quando i consumi sono mediamente bassi, mentre la maggior parte del consumo avviene prevalentemente 83

84 di sera quando l impianto non produce, lo scambio sul posto fa sì che si pagherà solo il saldo netto tra l energia immessa in rete e quella prelevata. Di fatto durante il giorno produrrà più energia di quella che serve e tutta l energia elettrica immessa in rete verrà accreditata. Di sera non produrrà nulla, ma verrà di fatto restituita quella che avrà immesso durante la giornata. Se produce di più di quello che viene consumato il credito di energia rimane a favore e può essere pagato dal GSE. Rimane il fatto che in realtà non conviene produrre di più di quello che si consuma, infatti l energia che si produce al netto dei consumi viene pagata meno, dunque la convenienza massima sta nel dimensionare l impianto in modo che copra i consumi e non vada oltre. Fotovoltaico: confronto tra scambio sul posto e cessione in rete Volendo realizzare un impianto fotovoltaico e beneficiare degli incentivi del Conto Energia prima di passare alla progettazione è necessario scegliere tra l opzione dello scambio sul posto e quella della cessione in rete. In base a tale scelta, oltre a cambiare le tariffe dell incentivo erogato dal sistema Conto Energia, cambia infatti anche il tipo di impianto da realizzare. Nel caso dello scambio sul posto l impianto fotovoltaico non deve essere sovradimensionato rispetto ai reali bisogni perché in tal caso verrebbe persa tutta l energia in eccedenza essendo l incentivo relativo solamente all energia autoconsumata. Scegliendo l opzione della cessione in rete, invece, il maggior guadagno si ha producendo la maggior quantità possibile di energia. Oltre a scegliere tra l opzione dello scambio sul posto e la cessione in rete è importante anche la scelta del tipo di modulo fotovoltaico che si decide di installare. In commercio attualmente sono presenti tre varietà di celle al silicio con efficienze che vanno dal 5% al 17% circa: celle al silicio monocristallino, costano di più e richiedono una maggiore quantità di energia per produrle ma hanno un'efficienza che può arrivare al 17%; celle al silicio multicristallino (o policristallino) con un'efficienza fino al 14 %; moduli al silicio amorfo, costano meno e richiedono meno energia per la produzione ma hanno efficienze minori (dal 5% al 10%). Tipologia modulo e costo medio di un impianto per kwp (Italia) Monocristallino Policristallino Amorfo La variabilità del prezzo dipende inoltre dalle dimensioni dell impianto. All aumentare della potenza installata il prezzo scende. 84

85 2.18 Come si realizza un impianto Un impianto fotovoltaico converte la radiazione solare in energia elettrica. È composto da 4 elementi principali: Alcuni pannelli solari, che convertono l energia del sole in corrente continua. Un inverter, che converte la corrente continua prodotta dai pannelli in corrente alternata adatta all'uso domestico. Un contatore che misura l'energia prodotta dall'impianto, prima che venga usata o immessa in rete. Un contatore di energia bidirezionale: sostituisce il vostro contatore attuale perché è in grado anche di immettere energia nella rete (oltre che prelevarla, come fa il contatore che avete già). 1-Modulo in silicio: è il pannello che trasforma i raggi solari in energia elettrica 2-Inverter: converte l energia prodotta dai pannelli in corrente elettrica a 220 V 3-Contatore in entrata: misura la quantità di energia prodotta con il fotovoltaico 4-Contatore bidirezionale: misura l energia in entrata(prelevata dalla rete elettrica) e quella in uscita (immessa dall impianto nella rete elettrica) Figura 53 Componenti di un impianto fotovoltaico 85

86 L inverter E l elemento più importante dell impianto, perché controlla e massimizza la produzione di energia dei moduli fotovoltaici, questa funzione prende il nome di MPPT, un acronimo di origine Inglese che sta per Maximum Power Point Tracce, in questo modo l inverter è in grado di prelevare dal modulo la massima energia di picco istante per istante massimizzando il valore di potenza elettrica prodotto. Inoltre consente la trasformazione dell energia elettrica da corrente continua (12V,24V,48V) prodotta nei pannelli in corrente alternata (220 V) richiesta per la rete elettrica e dall utenza. L importanza dell inverter dipende dal fatto che un generatore fotovoltaico fornisce valori di tensione e corrente variabili in funzione dell irraggiamento e della temperatura nell atmosfera, mentre il carico (gli apparecchi utilizzatori e il gestore della rete ) necessita, solitamente, di un valore costante della tensione di alimentazione. Figura 54 L'installazione di un inverter e la scelta comporta il fatto essenziale di evitare il danneggiamento per sovraccarico, si dovrebbe insomma cercare di farlo lavorare nel modo più comodo!. Ciò vuol dire che i parametri da considerare sono la potenza di picco erogata dal pannello e il sito di installazione, oltre che le specifiche di irraggiamento e temperatura del punto preciso dove si decide di installarlo. La scelta può essere fatta autonomamente in modo tabellare, qualsiasi tecnico può comunque guidare agevolmente il cittadino privato nella scelta più adatta. Per interfacciarsi con la rete si necessita di un dispositivo con lo scopo di fare in modo che la forma dell onda dell energia elettrica immessa in rete abbia caratteristiche compatibili con quelle richieste dal fornitore locale di energia. 86

87 Il contatore di energia misura l energia prodotta dall impianto fotovoltaico durante il suo periodo di funzionamento. In questo modo l utente può verificare le ipotesi fatte sul rendimento in fase di progettazione e tener sotto controllo il buon funzionamento del suo impianto. Solitamente questi sistemi sono integrati nello stesso inverter e i dati possono essere letti mediante display digitali. La potenza di un impianto si misura in KWp (Kilo Watt di picco) ed esprime la potenza massima che l impianto è in grado di produrre in condizioni ideali. In pratica le condizioni variano a seconda di come le definisce il produttore dei pannelli, ma in sostanza si intende quando il pannello è completamente investito dalla radiazione solare ed ad una temperatura intorno ai 25 (all aumentare della temperatura infatti i pannelli rendono meno). Tenendo conto del fatto che ovviamente le condizioni non sono sempre ottimali (di notte non produce, durante la giornata l irraggiamento solare varia, durante l'inverno le giornate sono più corte ed in media più nuvolose, etc ) si ottengono questi valori medi di energia prodotta in un anno da un impianto di 1 KWp: Figura 55 Valori medi di energia prodotta in un anno Questi valori si riferiscono al caso di pannelli inclinati di 30 ed esposti a sud. Se invece ci si allontana da queste condizioni ideali il rendimento cala: ad esempio nel caso di pannelli esposti a sud-est invece che a sud è ragionevole aspettarsi che il rendimento cali di circa il 7%. 87

88 Tabella 6 Nella tabella in alto (Fonte: Phébus) sono riportati i fattori di correzione per inclinazione ed orientamento diversi da quelli ottimali alle latitudini italiane. I riquadri colorati indicano posizioni da evitare, a meno di vincoli architettonici imposti Calcolo dei preventivi Di seguito vuene riportato il piano finanziario di un Impianto Fotovoltaico 3KWp su tetto inclinato a Milano realizzato dalla Blueman. Si tratta di un impianto per utenza residenziale, tipo villetta Impianto a Milano con vecchi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, ,00 installazione, collaudo e spese di progettazione) DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,440 88

89 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (3.600x0,18) 648,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 1.584,00 sul Posto (3.600x0,44) Totale Profitto Annuale /Anno 2.232,00 Totale Profitto Mensile /Mese 186,00 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.232,00-150,00) /anno 2.082,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.082,00/12) /Mese 173,50 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 2.232,00) anni 8 mesi 7 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (173,50-153,08) 20,42 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (186,00-153,08) 32,92 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi 186,00 89

90 più energia prodotta (186,00) Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00/12) 54,00 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(20,42x12x12) 2.940,48 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(32,92x12x3) 1.185,12 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (2.232,00x5) ,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00x5) 3.240,00 Totale guadagni in 25 anni ,60 I conti svolti si riferiscono agli incentivi del Vecchio Conto Energia, di seguito vengono riportati gli stessi conti facendo riferimento al Nuovo Conto Energia del 2011, in cui le tariffe incentivanti sono state ridotte (vedi Appendice). Si considererà quindi una tariffa annua incentivante richiesta per KWh prodotta dall impianto non più di 0.44 /kwh (impianto fotovoltaico parzialmente integrato installato entro la fine del 2007) ma pari a /kwh supponendo di installare un impianto fotovoltaico su un edificio con entrata in funzione nel mese di Ottobre dello stesso anno Impianto a Milano con i nuovi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, ,00 installazione, collaudo e spese di progettazione) 90

91 DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,345 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (3.600x0,18) 648,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 1.242,00 sul Posto (3.600x0,345) Totale Profitto Annuale /Anno 1.890,00 Totale Profitto Mensile /Mese 157,50 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (1.890,00-150,00) /anno 1.740,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (1.740,00/12) /Mese 145,00 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 1.890,00) Anni 10 mesi 3 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. GUADAGNI MENSILI 91

92 Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (145,00-153,08) -8,08 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (157,50-153,08) 4,42 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (157,50) 157,50 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00/12) 54,00 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(-8.08x12x12) ,52 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(4,42x12x3) 159,12 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (157,50x12x5) 9.450,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00x5) 3.240,00 Totale guadagni in 25 anni , Impianto a Milano senza incentivi Vediamo cosa accadrebbe se non ci fossero gli incentivi statali: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 0 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, collaudo e spese di progettazione) ,00 DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (3.600x0,18) 648,00 92

93 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio sul Posto 0 (3.600x0) Totale Profitto Annuale /Anno 648,00 Totale Profitto Mensile /Mese 54,00 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (648,00-150,00) /anno 490,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (490,00/12) /Mese 41,50 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 648,00) anni 30 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (41,50-153,08) -111,58 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (54,00-153,08) -99,08 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (54,00) 54,00 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00/12) 54,00 93

94 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(-111,58x12x12) Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(-99,08x12x3) ,52 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (648,00x5) ,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (648,00x5) ,00 Totale guadagni in 25 anni ,04 Risulta evidente quindi che se si hanno gli incentivi statali installare un impianto fotovoltaico risulta molto vantaggioso sia per quanto riguarda l impatto ambientale, sia dal punto di vista economico, ma senza tali incentivi il risparmio per l energia non prelevata dalla rete non riesce a coprire la spesa per il finanziamento effettuato. I conti finora svolti si riferiscono ad un impianto fotovoltaico installato nella provincia di Milano in cui l efficienza è piuttosto bassa. E utile quindi andare a vedere cosa accade per un impianto dello stesso tipo installato nella città di Roma e di Trapani in cui si ottengono valori medi di energia prodotta in un anno da un impianto di 1 KWp pari rispettivamente a 1450 KWh e 1650 KWh Impianto a Roma con i vecchi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, ,00 collaudo e spese di progettazione) DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 94

95 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,440 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.350x0,18) 783,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 1.914,00 sul Posto (4.350x0,44) Totale Profitto Annuale /Anno 2.697,00 Totale Profitto Mensile /Mese 224,75 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.697,00-150,00) /anno 2.547,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.547,00/12) /Mese 212,25 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 2.697,00) anni 7 mesi 2 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. 95

96 GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (212,25-153,08) 59,17 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (224,75-153,08) 71,67 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (224,75) 224,75 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (783,00/12) 65,25 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(59,17x12x12) 8.520,48 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(71,67x12x3) 2.580,12 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (224,75x12x5) ,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (65,25x12x5) 3.915,00 Totale guadagni in 25 anni , Per impianto a Roma con i nuovi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, ,00 collaudo e spese di progettazione) DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,345 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.350x0,18) 783,00 96

97 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 1.500,75 sul Posto (4.350x0,345) Totale Profitto Annuale /Anno 2.283,75 Totale Profitto Mensile /Mese 190,31 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.283,75-150,00) /anno 2.133,75 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.133,75/12) /Mese 177,81 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 2.283,75) anni 8 mesi 6 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (177,81-153,08) 24,73 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (190,31-153,08) 37,23 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (190,31) 190,31 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (783,00/12) 65,25 97

98 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(24,73x12x12) 3.561,12 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(37,23x12x3) 1.340,28 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (190,31x12x5) ,60 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (65,25x12x5) 3.915,00 Totale guadagni in 25 anni , Impianto a Roma senza incentivi DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 0 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, collaudo e spese di progettazione) ,00 DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,440 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.350x0,18) 783,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 0,00 sul Posto (4.350x0,00) Totale Profitto Annuale /Anno 783,00 Totale Profitto Mensile /Mese 65,75 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 98

99 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (783,00-150,00) /anno 633,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (633,00/12) /Mese 52,75 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 783,00) anni 24 mesi 9 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (52,75-153,08) -100,33 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (65,25-153,08) -87,83 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (65,25) 65,25 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (783,00/12) 65,25 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(-100,33x12x12) ,52 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(-87.83x12x3) ,88 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (65,25x12x5) ,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (65,25x12x5) ,00 Totale guadagni in 25 anni ,40 99

100 Impianto a Trapani con i vecchi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, ,00 collaudo e spese di progettazione) DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,440 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.950x0,18) 891,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 2.178,00 sul Posto (4.950x0,44) Totale Profitto Annuale /Anno 3.069,00 Totale Profitto Mensile /Mese 255,75 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (3.069,00-150,00) /anno 2.919,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.919,00/12) /Mese 243,25 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 3.069,00) anni 6 mesi 4 100

101 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (243,25-153,08) 90,17 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (255,75-153,08) 102,67 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (255,75) 255,75 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (891,00/12) 74,25 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(90,17x12x12) ,48 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(102,67x12x3) 3.696,12 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (255,75x12x5) ,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (74,25x12x5) 4.455,00 Totale guadagni in 25 anni , Impianto a Trapani con i nuovi incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno]

102 Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 20 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, ,00 collaudo e spese di progettazione) DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,345 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.950x0,18) 891,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio sul Posto (4.950x0,345) 1.707,75 Totale Profitto Annuale /Anno 2.598,75 Totale Profitto Mensile /Mese 216,56 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE ( 2.598,75-150,00) /anno 2.248,75 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (2.248,75/12) /Mese 204,06 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 2.598,75) anni 7 mesi 5 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 102

103 Note 1) Si noti che gli incentivi statali hanno una durata garantita di 20 anni e la garanzia dell'impianto fotovoltaico è di 25 anni. In genere questo tipo di sistemi, non avendo parti in movimento, hanno una vita media di 25 o più. 2) Si vuole, inoltre, sottolineare che per le aziende l'iva sull'impianto è una partita di giro, quindi alla fine dell'anno può essere scaricata rendendo l'investimento ancora più vantaggioso. GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (204,06-153,08) 50,98 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (216,56-153,08) 63,48 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (216,56) 216,56 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (891,00/12) 74,25 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(50,98x12x12) 7.341,12 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(63,48x12x3) 2.285,28 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (216,56x12x5) ,36 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (74,25x12x5) 4.455,00 Totale guadagni in 25 anni , Impianto a Trapani senza incentivi: DATI TECNICI Potenza Impianto kwp 3 Produzione di energia per kwp kwh/kwp Energia elettrica annua prodotta [kwh/anno] Numero di anni di funzionamento dell'impianto anni 25 Numero di anni incentivo statale - CONTO ENERGIA anni 0 Superficie occupata dall'impianto (Tetto Inclinato) mq 27 COSTO IMPIANTO FOTOVOLTAICO DA 3 kwp (comprensivo di Iva, materiali, installazione, ,00 collaudo e spese di progettazione) 103

104 DATI ECONOMICI Valore medio dell'energia elettrica prelevata dall'impianto fotovoltaico (incluso Iva) /kwh 0,18 Tariffa annua incentivante richiesta per kwh prodotto dall'impianto /kwh 0,440 Profitto derivante dal costo energetico da rete evitato (4.950x0,18) 891,00 Profitto medio annuo derivante dalle tariffe statali che riguardano l'incentivazione della produzione di energia da fonti fotovoltaiche in Regime di Scambio 0,00 sul Posto (4.950x0,00) Totale Profitto Annuale /Anno 891,00 Totale Profitto Mensile /Mese 74,25 COSTI DI MANUTENZIONE Costo di manutenzione annua per 12 anni (per riacquistare l'inverter) /anno 150,00 RICAVI ANNUALI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (891,00-150,00) /anno 741,00 RICAVI MENSILI AL NETTO DELLA MANUTENZIONE (741,00/12) /Mese 61,75 Tempo di Ammortamento dell' Impianto con capitali propri (19.500,00 / 891,00) anni 21 mesi 9 DATI FINANZIAMENTO BANCARIO 15 ANNI Importo Finanziato ,00 Periodicità della rata (1: mensile; 3: trimestrale; 6: semestrale; 12: annuale) 1 Durata del Finanziamento anni 15 Durata del Finanziamento mesi 180 Tasso applicato (annuo) % 5,00 Tasso di periodo rata % 0,407 Numero di Rate 180 Rata Mensile 153,08 Rata su base Annua 1.836,96 GUADAGNI MENSILI Guadagni mensili nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta (61,75-153,08) -91,33 Guadagni mensili nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta (74,25-153,08) -78,83 Guadagni mensili nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (74,25) 74,25 Guadagni mensili nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (891,00/12) 74,25 104

105 GUADAGNI TOTALI IN 25 ANNI Guadagni nei primi 12 anni di incentivi più energia prodotta(-91,33x12x12) ,52 Guadagni nei successivi 3 anni di incentivi più energia prodotta(-78,83x12x3) ,88 Guadagni nei successivi 5 anni di incentivi più energia prodotta (74,25x12x5) 4.455,00 Guadagni nei rimanenti 5 anni di energia prodotta dall' impianto (74,25x12x5) 4.455,00 Totale guadagni in 25 anni , Confronto solare termodinamico vs fotovoltaico Gli impianti termodinamici sono diversi dai pannelli fotovoltaici o dai pannelli solari. L'impianto termodinamico sfrutta sì la rifrazione solare ma il sole viene utilizzato per "scaldare" un apposito composto liquido interno all'impianto stesso ed è quest'ultimo che, opportunamente riscaldato, produce acqua calda ed eventualmente anche energia elettrica. In comune con i pannelli solari quindi gli impianti termodinamici hanno solo la stessa fonte rinnovabile: il sole. Si allega un sintetico confronto tra le due tecnologie ove i valori indicati sono da considerare come medie di riferimento. Solare a concentrazione Fotovoltaico Utilizzo in zone a bassa insolazione No Si Dimensione impianti Medio grandi Piccoli o medi Personale per l esercizio Si No Cogenerazione Si No Stoccaggio energia Si No Energia annua ottenibile riferita alla sup. captante KWh/mq 180 KWh/mq 105

106 Investimento per Mw di potenza di picco (compresi oo.ff.) Investimento per MWh prodotto (compresi oo.ff) in 25 anni /MWh 215 /MWh Incidenza annua costi esercizio 2,5% 1% Risulta evidente quindi che il solare a concentrazione per funzionare correttamente richiede un maggiore irraggiamento rispetto al fotovoltaico,cioè occorre valutare attentamente il sito dell installazione dell impianto. Di contro però l energia annua ottenibile riferita alla superficie captante da un impianto solare a concentrazione risulta di gran lunga superiore a quella ottenibile da fotovoltaico. Rispetto a quest ultimo inoltre, l investimento per MWh prodotto risulta essere meno della metà. Appendice: Incentivi Quarto Conto Energia Decreti di riferimento: Decreto 5 Maggio 2011 pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n 109 del 12/5/11 Decreto 19 Febbraio 2007 pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n 45 del 23/2/07 Dal sito seguente sono state tratte le tabelle per i nuovi incentivi definiti dal decreto del 5 Maggio 2011: calcolo-enel-forum-guida-al-decreto-5-maggio-2011-pubblicato-su-gazzetta-ufficiale-109-del html 106

107 Il "quarto conto energia" è legge: cosa cambia Il Quarto Conto Energia (relativo al Decreto 5 maggio 2011 pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n 109 del 12/5/11, e dunque legge dello Stato) stabilisce i criteri per incentivare la produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici, rimpiazzando - a partire dal 1 giugno il precedente "Terzo Conto Energia" del 24/08/10, le cui tariffe incentivanti sono state rese applicabili solo fino alla data del 31 maggio 2011 (anziché fino al 2013, come era previsto dal suo testo) dal "Decreto Romani sulle rinnovabili" del 3/3/11. Il Quarto Conto Energia prevede un progressivo decalage delle tariffe incentivanti e alcune novità illustrate di seguito. Va altresì detto, però, che pure i prezzi di materiali e impianti - sia grazie alle nuove tecnologie sia per il fatto che i costi dei pannelli tradizionali erano in realtà tenuti "artificialmente" alti dai produttori - tendono a calare, adeguandosi ai nuovi incentivi, per cui si ritiene che la convenienza a investire nel fotovoltaico rimarrà elevata. Le vecchie e nuove tipologie di impianti previste Il Quarto Conto Energia, sulla falsariga del precedente Conto Energia, di fatto distingue gli impianti fotovoltaici innanzitutto nelle 5 seguenti grandi tipologie piuttosto diverse fra loro: (1) Impianti con caratteristiche innovative integrati negli edifici (in pratica, vetri fotovoltaici, moduli per facciate, tegole fotovoltaiche, coperture in film sottile, etc.); (2) Impianti a concentrazione; (3) Impianti su edifici (cioè su facciate, tetti, etc.), ma non integrati negli stessi o non "innovativi"; (4) Impianti su serre, pensiline, tettoie o pergole; (5) Impianti a terra. In aggiunta, il Quarto Conto Energia introduce, per gli impianti di tipo (3), (4) e (5), la distinzione tra "piccoli" e "grandi" impianti: sono definiti piccoli impianti quelli realizzati su edifici che hanno una potenza non superiore a 1 MW, e tutti gli impianti di tipo (4) e (5) con potenza non superiore a 200 kw operanti in regime di "scambio sul posto", nonché gli impianti di potenza qualsiasi realizzati su edifici ed aree di Amministrazioni pubbliche; sono grandi impianti gli altri. Gli incentivi: quali sono le varie nuove tariffe Le tariffe previste dal Quarto Conto Energia variano a seconda delle classi di impianti, quindi abbiamo 5 tipi di tariffe diverse. Di conseguenza, si riportano gli incentivi e i premi aggiuntivi per ciascuna tipologia. Si noti che le tariffe per impianti su serra, pensiline, tettoie e pergole sono date - come recita il decreto legge - dalla media delle tariffe per gli impianti su edifici e di quelle per gli "altri impianti" (cioè, in pratica, gli impianti a terra). Come nei precedenti Conto Energia, le tariffe incentivanti sono riconosciute per un periodo di 20 anni, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell'impianto, e sono costanti in moneta corrente per tutto il periodo di 107

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111 metalliche), costituite da un sandwich dotato di uno strato termicamente isolante-tipicamente sotto forma di guaina- che funge da strato coibentante di una copertura piana o inclinata di un edificio (ma lo strato deve essere in metallo se usato in sostituzione di una copertura metallica); (3) pannelli FV per facciate da integrare nell involucro dell edificio e in possesso di requisiti meccanici nonché di isolamento termico e dall acqua; (4) vetri fotovoltaici cristallini o in film sottile per coperture, facciate o finestre. Premi aggiuntivi per uso efficiente dell energia Gli impianti fotovoltaici con caratteristiche innovative integrati negli edifici possono beneficiare di un premio aggiuntivo (che non può in ogni caso eccedere il 30% della tariffa incentivante) qualora nell edificio o nell unità immobiliare in cui è stato realizzato l impianto fotovoltaico si eseguano interventi migliorativi delle prestazioni energetiche, avendo cura di dotarsi di un attestato di certificazione energetica prima e di nuovo dopo tali interventi. Il premio, riconosciuto per gli interventi che conseguano una riduzione di almeno il 10% di entrambi gli indici di prestazione energetica estiva e invernale dell edificio, consiste in una maggiorazione percentuale della tariffa riconosciuta alla data di entrata in esercizio dell impianto fotovoltaico in misura pari alla metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita: se ad es. miglioro le prestazioni energetiche dell edificio del 50%, il premio è del 25%, e viene riconosciuto per tutto il periodo residuo di diritto alla tariffa incentivante. 2)Gli impianti a concentrazione Anche il "Quarto Conto Energia" prevede appositi incentivi per gli innovativi sistemi fotovoltaici a concentrazione, che già nel precedente Conto Energia erano così definiti: "un impianto di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l'effetto fotovoltaico; esso è composto principalmente da un insieme di moduli in cui la luce solare è concentrata, tramite sistemi ottici, su celle fotovoltaiche". Limitatamente al periodo 1/06/11-31/12/11 ed a tutto l anno 2012, si applicano per tali impianti le tariffe incentivanti illustrate dalle tabelle 2 e 3. Per gli anni dal 2013 al 2016, invece, il superamento dei costi indicativi - o "tetti" annui - definiti dalla Tabella 1 riportata qui sotto (la quale mostra anche i relativi obiettivi indicativi di potenza) non limita l accesso alle tariffe incentivanti, ma determina soltanto una riduzione aggiuntiva delle stesse per il periodo successivo, calcolata dal GSE sulla base di un'opportuna formula matematica. 111

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