GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

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1 GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI Federazione Italiana per l uso Razionale dell Energia

2 Indice Introduzione 3 Tecnologie fotovoltaiche 4 Tipologie di impianti 11 Rilevanza economica e ambientale 14 Riciclo o rifiuto? 21 Modelli di riciclo 24 Analisi del ciclo di vita 29 Fattibilità e processi allo stato dell arte 33 Leggi e documenti di riferimento 42 GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 2

3 Introduzione L energia solare fotovoltaica ha conosciuto uno sviluppo straordinario a livello globale e, in particolare, europeo nel corso degli ultimi anni. Anche nel nostro paese è sempre più frequente vedere impianti piccoli e grandi variamente integrati in contesti urbani, industriali e rurali. Come per ogni tecnologia che si diffonde in modo massiccio, diventa rilevante chiedersi che ne sarà di tali impianti alla fine del loro ciclo di vita, cioè quando avranno esaurito la loro capacità produttiva. L importanza del tema è molteplice, in quanto impatta su varie dimensioni di valenza economica e ambientale, come il riciclo e riuso dei materiali, che servono a ridurre i consumi di materia prima e di energia, e come le condizioni di riutilizzo dei terreni e/o dei fabbricati. Una gestione oculata del fine vita consente di migliorare ulteriormente l impronta ambientale del fotovoltaico estesa su tutto il ciclo di vita e, pro quota, quella dell intero sistema energetico. Se si considera che la durata in servizio degli impianti fotovoltaici è di almeno anni e che la maggior parte di essi è stata installata negli ultimi 5 anni, risulta evidente che siamo nella fase giusta per capire come affrontare questo problema e per mettere in atto le tecnologie e i processi necessari allo scopo. In tale contesto la presente guida si propone come uno strumento di orientamento per tutti coloro, industrie, enti pubblici e privati cittadini che, a vario titolo vogliono approfondire il quadro delle opzioni disponibili. Image: Salvatore Vuono / FreeDigitalPhotos.net GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 3

4 Tecnologie fotovoltaiche Le tecnologie di celle fotovoltaiche diffuse sul mercato appartengono alle seguenti tipologie: Grazie alla minore quantità di materiale attivo utilizzato presentano in prospettiva potenzialità rilevanti di riduzione dei costi. Silicio cristallino Film sottile Mono-cristallino Poli-cristallino Nastro Silicio amorfo Tellururo di cadmio Diseleniuro/Disolfuro di rameindio/gallio Multi-giunzione Le classificazione si basa sulla tipologia di materiale semiconduttore attivo, ma differenze fondamentali derivano anche dal processo di produzione delle celle. Silicio monocristallino Le celle sono ricavate da un lingotto costituito da un mono-cristallo di silicio, che viene prodotto a partire da silicio fuso attraverso un processo di ricristallizzazione denominato Czochralsky. scarti e sfridi Estrazione e Raffinatura Wafering Lavaggio, Essiccatura SiO2 Riduzione Taglio mg-si lingotto Riciclo Si policristallino Processo UCC Processo Czochralsky eg-si Le celle al silicio cristallino utilizzano come semiconduttore il silicio e sono di gran lunga le più diffuse sul mercato (circa 80% secondo EPIA). Etching, Texturing celle Sono costituite da fette di silicio molto sottili denominate wafer e il processo di produzione del silicio determina le differenze tra un tipo e l altro di cella. Le celle a film sottile utilizzano differenti materiali semiconduttori (silicio, diseleniuro di rame-indio, tellururo di cadmio, arseniuro di gallio). Vengono realizzate tramite deposizione di uno strato molto sottile di materiale attivo su substrati di varia natura. Il silicio metallurgico ha una purezza compresa tra 98 e 99%, mentre il silicio per la produzione delle celle può essere raffinato fino al 99,9999%. Il silicio mono-cristallino possiede una struttura molecolare regolare che facilita il transito degli elettroni, ma deve essere dopato per diventare effettivamente fotovoltaico. Un primo drogaggio (di tipo -p) viene realizzato aggiungendo boro al silicio fuso. Dopo il taglio, i wafer vengono lavati e portati in un forno a diffusione dove sono esposti a vapori di fosforo su uno dei lati per creare il drogaggio di GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 4

5 990 tipo -n e quindi la differenza di potenziale (p-n) tra le due facce. contatto metallico cornice cella Successivamente viene applicato uno strato superficiale antiriflesso che aumenta la capacità di cattura della luce solare e conferisce alle celle il tipico colore blu. Lo step successivo è l applicazione di contatti metallici, in genere di argento, che servono a convogliare gli elettroni verso il circuito esterno vetro 50 Una rete di rame estremamente sottile (finger) viene applicata sulla faccia frontale della cella e ha lo scopo di raccogliere la corrente generata. giunto laterale cornice cella solare resina protezione posteriore Bandelle di rame più larghe (busbars) vengono applicate sulle facce frontale e posteriore della cella e hanno lo scopo di collegare una cella con l altra (come descritto nella sezione successiva). La superficie posteriore delle celle viene rivestita di alluminio allo scopo di creare una superficie interna riflettente. Componenti di un modulo fotovoltaico Il processo di realizzazione del modulo è schematizzato nel diagramma seguente: Le celle hanno forma quadrata, le dimensioni tipiche sono 156x156mm (6 ) oppure 125x125 (5 ) con uno spessore di 0,18 0,2 mm. Bandelle Cu Celle Tabbing celle Flash test Incorniciatura Cornice Angolari Vetro EVA Layup stringhe J-Box Bi-adesivo Silicone, J-Box Bus Ribbon EVA, Tedlar Saldatura stringhe Rifilatura Laminazione Cella monocristallina Realizzazione del modulo fotovoltaico Il modulo viene realizzato assemblando i seguenti componenti: Le celle vengono collegate in serie attraverso la saldatura (tabbing) di bandelle di rame ricotto e l installazione dei diodi di by-pass. In genere le stringhe sono composte di 10 o 12 celle. Sulla faccia anteriore il modulo viene chiuso e protetto da un vetro temperato dello spessore di 4 mm ad alta trasmittanza. La superficie interna del vetro è antiriflesso, mentre la superficie esterna è liscia per contrastare sporcamenti dovuti ad accumulo di polvere e/o residui. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 5

6 Le celle sono inglobate in uno strato di materiale plastico trasparente costituito di etil-vinil-acetato (EVA), che possiede buone caratteristiche di trasmittanza (70-90%) e igroscopicità (l umidità potrebbe danneggiare le celle corrodendo i materiali conduttivi). L EVA fonde a bassa temperatura ( C) e viene rinforzato da fibra di vetro per assicurare rigidezza e stabilità dimensionale. Lo strato di Tedlar ha la funzione di proteggere le celle sul lato posteriore. Esso è composto da bianco Tedlar (37μm) che resiste ai raggi UV e da poliestere (75 80μm) che protegge dall umidità. Il telaio è realizzato in alluminio anodizzato, tipicamente in leghe da trasformazione plastica e, in particolare, da trattamento termico che prevedono come alliganti Mg, Si, Zn, Cu. Tali leghe possiedono buone caratteristiche meccaniche, di finitura superficiale e di resistenza alla corrosione. Silicio poli-cristallino Il processo di produzione si differenzia da quello mono-cristallino nelle fasi di realizzazione dei wafer, mentre l assemblaggio delle celle e la costruzione dei moduli seguono il medesimo processo. Come materia prima vengono utilizzati pezzi di silicio di varia provenienza riciclando componenti e scarti dell industria elettronica e del processo fotovoltaico stesso. Le fette vengono tagliate a partire da un lingotto ottenuto per solidificazione direzionale. Le celle hanno forma quadrata, le dimensioni tipiche sono 156x156mm (6 ), più raramente 125x125mm (5 ), con spessore di 0,18 0,2 mm. I moduli dei vari costruttori utilizzano quasi sempre celle da 6. Due tra le configurazioni più diffuse prevedono 6 file da 9 o da 10 celle ed hanno le seguenti caratteristiche: Il silicone ha lo scopo di sigillare le giunzioni (T = C). La fase finale di collaudo viene effettuata in una macchina di prova che utilizza la luce artificiale generata da una lampada flash. I moduli dei vari costruttori utilizzano celle di diverse dimensioni (5 o 6 ) e numero. Due tra le configurazioni più diffuse prevedono 6 file da 10 o 12 celle ed hanno le seguenti caratteristiche: MODULO 60 celle (6 ) 72 celle (5 ) Altezza mm mm Lato mm mm Spessore mm mm Peso kg kg MODULO 54 celle (6 ) 60 celle (6 ) Altezza mm mm Lato mm mm Spessore mm mm Peso 15,5 20 kg 18,5 23,5 kg GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 6

7 Silicio - tecnologie alternative Diverse tecnologie sono state sviluppate al fine di produrre celle con livelli più elevati di efficienza. Le principali sono di seguito elencate: contatti nascosti: la rete e le bandelle sono nascosti in un solco che viene tagliato con il laser sulla superficie posteriore della cella. In questo modo aumenta la superficie anteriore attiva della cella e quindi la sua efficienza contatti posteriori: il contatto frontale viene spostato nella parte posteriore della cella. L area frontale aumenta e diminuiscono le perdite per ombreggiamento. È la soluzione applicata dalle celle che hanno i valori più elevati allo stato dell arte PLUTO TM : sviluppata da Suntech si distingue per il processo di texturing che aumenta la capacità di assorbire la luce debole e indiretta HIT TM : Heterojunction with Intrinsic Thin Layer sviluppata da Sanyo si distingue per la struttura a sandwich delle celle, in cui il wafer mono-cristallo di silicio è racchiuso all interno di due strati estremamente sottili di silicio amorfo. Il peso specifico dei moduli di silicio (peso del modulo diviso per potenza di picco) è compreso tipicamente tra 80 e 110 kg/kw p come indicato nel grafico seguente. I valori inferiori sono relativi ai moduli con la maggiore efficienza. kg/kwp 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 10% 12% 14% 16% 18% 20% Efficienza Peso dei moduli c-si in funzione dell efficienza Il progresso tecnologico ha determinato una progressiva riduzione del peso dei moduli per effetto di miglioramenti di efficienza delle celle e dei moduli, riduzione dello spessore delle celle ed ottimizzazione di telai e scatole di giunzione. La composizione indicativa in peso di un modulo in silicio è illustrata nella figura seguente: La tabella seguente indica i record di efficienza raggiunti dai moduli commerciali più avanzati (Fonte: Greentech Media 2010). Telaio 10% EVA 6% Tedlar Celle 4% 4% Scatola di giunzione 1% Adesivi 1% Tecnologia Mono-cristallino (contatto posteriore) Efficienza commerciale 22% HIT TM 19,8% Mono-cristallino (Pluto TM ) 19% Mono-cristallino 18,5% Vetro 74% Composizione in peso di un modulo c-si Il vetro rappresenta il componente più rilevante, con un incidenza che varia tra il 65 e il 75% a seconda dello spessore (3 oppure 4 mm). GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 7

8 Thin-film I moduli thin film sono realizzati depositando uno strato estremamente sottile di materiale fotosensibile su un substrato di basso costo come vetro, acciaio inossidabile o plastica. Il materiale semiconduttore ha una capacità estremamente elevata di catturare la luce solare per cui è sufficiente uno strato di pochi micron per ottenere le proprietà fotovoltaiche. Una volta depositato il materiale, il substrato viene tagliato con il laser in celle sottili. multi-giunzione sono celle composte di silicio amorfo a cui vengono aggiunti strati di silicio micro-cristallino che hanno la funzione di aumentare la capacità di assorbire l infrarosso e il vicino infrarosso e aumentano l efficienza del 10%. Gli strati di silicio micro-cristallino hanno uno spessore di 3 m che rende i moduli più robusti. Contrariamente al silicio cristallino, non esistono dimensioni standard dei moduli thin film. Si passa dai 0,6 1,2 m 2 dei moduli CIGS e CdTe a 1,4 5,7 m 2 dei moduli a base di silicio. I moduli thin film sono di solito realizzati senza telaio e chiusi entro due strati di vetro. Se il substrato è di plastica il modulo risulta flessibile. I tipi più diffusi di moduli sono di seguito elencati: silicio amorfo: la capacità di assorbimento della luce solare è superiore a quella del silicio cristallino, ma genera un flusso di elettroni inferiore e quindi ha un efficienza inferiore. Lo strato semiconduttore è spesso 1 m e per ridurre i costi viene depositato su substrati di grandi dimensioni (fino a 5,7 m 2 ), che possono essere anche di materiale flessibile. diseleniuro di rame-indio (copper-indium diselenide, abbreviato CIS) cattura oltre il 99% della luce incidente in pochi micron di spessore. L aggiunta di piccole percentuali di gallio (abbrev. CIGS) aumenta ulteriormente l efficienza di conversione. Tra i thin film, la tecnologia CIG/CIGS è la più efficiente, ma anche la più costosa a causa di un processo complesso e poco standardizzato. tellururo di cadmio (abbreviato CdTe) possiede anch esso una grande capacità di cattura della luce e rappresenta la tecnologia thin film più economica sul mercato. L aggiunta di piccole percentuali di mercurio e zinco migliora ulteriormente le proprietà. arseniuro di gallio è un composto formato da due elementi particolari: l arsenico diffuso in natura, ma velenoso, e il gallio più raro e costoso dell oro. È estremamente resistente alla temperatura e risulta pertanto molto adatto per sistemi a concentrazione. Esempio di modulo CIS (Sulfurcell) Esempio di modulo amorfo (Sharp) GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 8

9 Il processo di produzione dei moduli thin film, rappresentato in figura, è comune a tutte le tecnologie. Il processo impiegato dal produttore Sulfurcell è illustrato nel diagramma seguente: Produzione del substrato Vetro Rivestimento conduttivo trasparente Deposizione del semiconduttore Molibdeno Rame Indio CIS Sputtering Sputtering Annealing, Sulfurisation Laser Scribing Mechanical Scribing Collegamento contatti conduttori Wet chemical processing Montaggio tra due strati di vetro Ossido di Zinco Sputtering DEPOSITION Mechanical Scribing MONOLITHIC INTERCONNECTION Laminating ENCAPSULATION Processo di produzione dei moduli thin film Processo di produzione Sulfurcell L applicazione del semiconduttore sul substrato viene effettuata attraverso elettrodeposizione oppure trasferimento in fase vapore. Nella figura seguente è esemplificato lo schema di un modulo CdTe con substrato di vetro. Entrambi i processi sono molto efficienti (nella elettrodeposizione solo l 1% di Cd e Te viene disperso, nel trasferimento di vapore il 20 30%) e i residui vengono trattati in modo sicuro. L applicazione dei contatti metallici sulla parte posteriore serve a collegare i moduli in serie e si realizza tramite incisione o stampaggio laser. Nella figura seguente è esemplificato lo schema di un modulo CIS con substrato di vetro. Vetro SnO2F CdS CdTe EVA Vetro vetro anteriore TCO contatto anteriore strato finestra strato assorbente contatto posteriore incapsulante vetro posteriore Sezione di un modulo CdTe (First Solar) Vetro vetro anteriore EVA ZnO CdS CuInS2 Mo Vetro incapsulante strato finestra strato assorbente contatto posteriore vetro posteriore Sezione di un modulo CIS (Sulfurcell) Il vetro anteriore è quello su cui incidono i raggi solari. Su di esso viene depositato un film sottile di ossido conduttivo trasparente (TCO). Gli strati sottili semi-conduttori, rispettivamente p- (CdS) e n- (CdTe) vengono depositati sul substrato di vetro. Lo spessore degli strati semiconduttori è inferiore a 3 m. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 9

10 Il vetro posteriore ha la funzione di proteggere i semi-conduttori e viene incollato al vetro anteriore tramite laminazione interponendo uno strato di Etil-Vinil Acetato (EVA). La tabella seguente indica i record di efficienza raggiunti a livello commerciale e di laboratorio dai moduli thin film (Fonte: EPIA, 2010). La composizione indicativa in peso di alcune tipologie di moduli thin film è illustrata nelle figure seguento: In tutti i casi il materiale semiconduttore incide per meno dell 1% sul peso del modulo. Tecnologia Efficienza commerciale Efficienza di laboratorio Telaio 12% EVA 3% Cavi 1% Semiconduttore 0% Silicio amorfo 7,1% 10,4% Silicio amorfo multigiunzione 10% 13,2% Substrato-vetro 51% CdTe 11,2% 16,5% Vetro anteriore 33% CIGS/CIS 12,1% 20,3% Composizione in peso di un modulo CIGS Il peso specifico dei moduli thin film è compreso tipicamente tra 120 e 250 kg/kw p come indicato nel grafico seguente. I valori inferiori sono relativi ai moduli con la maggiore efficienza. Scatola di giunzione 0,1% Cavi 1% Vetro anteriore 48% Substrato-vetro 48% 200 kg/kwp EVA 3% Semiconduttori 0% % 6% 8% 10% 12% 14% Efficienza Composizione in peso di un modulo CdTe Peso dei moduli thin film in funzione dell efficienza GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 10

11 Tipologie di impianti La crescente diffusione degli impianti fotovoltaici per molteplici e differenti esigenze applicative si accompagna a una progressiva diversificazione delle taglie di potenza degli impianti e delle tipologie di installazione, integrate in edifici oppure poste sul terreno. Ai fini dell analisi delle problematiche di fine vita gli impianti saranno classificati come segue: integrati su edifici civili e industriali solar farm piccoli impianti residenziali. Il BOS è tipicamente costituito dai seguenti componenti: moduli inverter sostegni in acciaio zincato trasformatore cavi elettrici quadri e scatole di derivazione contatori di energia sistema di monitoraggio impianto di terra (scaricatori). Tale suddivisione non intende esaurire la molteplicità delle tipologie applicative, ma ha lo scopo di creare classi di impianti relativamente omogenee in termini di composizione e importanza relativa degli elementi costituenti il Balance of System (BOS). Il grafico successivo esemplifica la percentuale in peso dei componenti del BOS di un impianto da 350 kw integrato sulla falda di un tetto. 1% 6% 9% Impianti integrati Con questa denominazione si intendono gli impianti di taglia media installati sui tetti di edifici industriali o del terziario. 2% 5% 77% Moduli Inverter Trasformatori Cavi di campo Quadri e combinatori Fissaggi Rappresentano una tipologia di impianto che ha conosciuto una grande diffusione in Italia, come soluzione per alleggerire la bolletta energetica oppure come elemento qualificante di un piano di miglioramento della sostenibilità ambientale di aziende manifatturiere o di servizio. I moduli fotovoltaici costituiscono la quota di gran lunga prevalente del BOS (77%), pari a circa kg per 350 kw. Gli impianti integrati spaziano da qualche decina a qualche centinaio di kw ( kw). GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 11

12 Solar farm Con questa denominazione si intendono gli impianti di taglia grande installati sul terreno. Rappresentano una tipologia di impianto che ha conosciuto una crescita straordinaria in Italia e nell Europa meridionale come risultato di grandi investimenti operati da fondi interessati a cogliere l opportunità di profitto delle tariffe di feed-in coniugandola con le economie di scala dei grandi impianti. Grazie alle loro dimensioni rappresentano una quota cospicua dell installato complessivo, anche se in molti paesi sono state introdotte normative per scoraggiare la loro proliferazione che va a scapito dell uso agricolo dei terreni. Il BOS è costituito dai seguenti componenti: moduli inverter sostegni in acciaio zincato strutture di supporto girevoli (per sistemi a inseguimento) trasformatori cavi elettrici quadri e scatole di derivazione contatori di energia sistema di monitoraggio impianto di terra (scaricatori) cabina elettrica ancoraggi di sostegno nel terreno. Il grafico successivo esemplifica la percentuale in peso dei componenti del BOS di un impianto da 2 MW installato su terreno. I moduli fotovoltaici costituiscono la quota prevalente del BOS (52%), pari a circa 200t per 2 MW. Piccoli impianti residenziali Con questa denominazione si intendono gli impianti di piccola taglia installati sui tetti di case, condomini, scuole, rifugi, alberghi e agriturismi. Rappresentano una tipologia di impianto che in Italia ha conosciuto una prima grande diffusione all epoca del programma tetti fotovoltaici e che successivamente ha ricevuto un ulteriore impulso dal Conto Energia. In Italia sono impianti prevalentemente installati su falde spioventi e in varia misura integrati con esse. Il BOS è costituito dai seguenti componenti: moduli inverter sostegni in acciaio zincato cavi elettrici quadri e scatole di derivazione contatori di energia impianto di terra (scaricatori). Il grafico successivo esemplifica la percentuale in peso dei componenti del BOS di un impianto da 5 kw integrato sulla falda di un tetto. 8% 1% 8% 2% Moduli 37% 52% Moduli Inverter Trasformatori Cavi di campo Inverter Cavi di campo Quadri e combinatori Fissaggi Quadri e combinatori Fissaggi 81% 2% 3% 3% 2% GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 12

13 I moduli fotovoltaici costituiscono la quota di gran prevalente del BOS (81%), pari a circa 510 kg per 5 kw. Per alcuni impianti isolati dalla rete, che hanno la necessità di assicurare la continuità del servizio, i componenti precedentemente indicati vengono integrati da: batterie regolatori di carica. Le batterie svolgono la funzione di accumulare l energia nei periodi in cui la produzione istantanea eccede la richiesta e viceversa di rilasciarla nei periodi in cui la richiesta eccede la produzione. Tale missione richiede batterie in grado di sopportare scariche profonde (fino all 80% della carica). Tipicamente vengono utilizzate batterie al piombo (lead acid) con durata fino a 15 anni. La vita utile dipende essenzialmente da come le batterie vengono gestite nelle fasi di carica e scarica, funzione svolta dal regolatore di carica che serve anche a monitorare lo stato delle batterie stesse. La dismissione di un impianto fotovoltaico è un termine che significa la rimozione dei componenti dell impianto attivo e il ripristino delle condizioni precedenti su tetto o su terreno. Nella sua accezione completa la dismissione comprende quindi le seguenti operazioni: rimozione dei pannelli fotovoltaici e di tutti i componenti dell impianto elettrico rimozione di tutte le strutture di sostegno, incluse anche fondazioni e pavimentazioni nel caso di impianti a terra mitigazione di eventuali impatti ambientali. Image: Worradmu / FreeDigitalPhotos.net GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 13

14 Rilevanza economica e ambientale La capacità fotovoltaica installata a livello globale è cresciuta in modo estremamente rapido negli ultimi anni, superando i 22 GW nel 2009 come illustrato nel grafico seguente (fonte: EPIA 2010). Di questa capacità, circa il 70% è installata in Europa. In ambito europeo la Germania detiene lo share principale, mentre il mercato italiano, in forte espansione, ha raggiunto il 10% Cina USA Resto del Mondo Giappone Europa Evoluzione della capacità installata (fonte: EPIA) 1% 1% 2% 0,5% 2% 2% Germania Italia 7% Repubblica Ceca Belgio Francia 0,5% 0,5% 1% 1% 7% 3% 53% Spagna Grecia Portogallo Resto EU Giappone 4% USA Cina 6% India Corea Sud 10% Canada Australia Resto del Mondo Mercato mondiale del fotovoltaico nel 2009 (fonte: EPIA) GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 14

15 Nel corso del 2010 la tendenza si è ulteriormente consolidata e la capacità installata ha raggiunto i 36 GW, compiendo un balzo in avanti pari al 67% rispetto al 2009 (dati provvisori EPIA). In termini di peso, l installato 2009 corrisponde a circa 2 2,2 milioni di tonnellate di soli moduli. In termini di applicazioni, nel corso del 2009 sono stati superati i 2 milioni di installazioni. Il problema del fine vita degli impianti fotovoltaici risulta quindi di grande attualità a livello globale e di particolare rilevanza a livello europeo e per il nostro paese. Una rilevanza che riguarda aspetti sia economici che ambientali, dati i quantitativi di materiali coinvolti. Inoltre l estrema numerosità delle applicazioni mentre da un lato rappresenta una valenza molto positiva in termini di partecipazione e decentralizzazione energetica, dall altro rende la gestione del fine vita particolarmente complessa in termini organizzativi. Rilevanza delle diverse tecnologie Il silicio cristallino è di gran lunga la tecnologia più diffusa e tale rimarrà nei prossimi dieci anni come illustrato nel seguente grafico di evoluzione storica del mercato. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Tecnologie emergenti CIGS CdTe a-si c-si Share tecnologie fotovoltaiche (fonte: EPIA) La quota di mercato è passata dal 90% nel 2000 a circa l 80% nel 2010 per scendere fino al 61% nel Il mercato è equamente suddiviso tra moduli mono e poli-cristallini, anche se quest ultima tecnologia ha manifestato la maggiore crescita negli ultimi anni. I moduli thin film rappresentano la quota di mercato con le dinamiche di crescita più rapide (20% nel 2010, 39% nel 2020). Tra di essi le celle CdTe rappresentano la seconda tecnologia più diffusa nel 2010 (18%). In rapida crescita sono i moduli CIGS la cui quota di mercato è attesa pari a quelli dei moduli CdTe nel Stima della capacità da dismettere I rifiuti generati dall industria fotovoltaica sono direttamente correlati alla crescita del mercato. Le quantità da trattare negli anni a venire saranno influenzate in primis dai seguenti fattori: volumi prodotti peso specifico dei moduli per kwp incidenza degli scarti di processo incidenza dei rifiuti prematuri generati durante trasporto e installazione incidenza delle rotture premature in uso durata della vita utile. Il trend evolutivo dell installato ha manifestato un impennata a partire dai primi anni Considerata una vita media di anni è prevedibile che la gestione della dismissione degli impianti diventi un tema rilevante su larga scala a partire dal Nel 2008 i moduli dismessi in Europa hanno raggiunto 3.800t, un quantitativo ancora limitato. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 15

16 Il trend atteso è che tale cifra raddoppi ogni anno raggiungendo le t nel 2020 come indicato nella tabella seguente (fonte: Ökopol 2007). Capacità da dismettere in MW in t , , , , , , , , La capacità da dismettere sarà costituita in larga prevalenza da moduli in silicio (77% in peso nel 2020 a decrescere fino al 34% nel 2030). Lo share dei moduli thin film da dismettere è stimato pari al 22% del totale nel 2020, con un trend a salire fino al 33% nel Capacità MW c-si Thin film Em. Tech ,8 18,7 2, ,8 99,1 33, ,8 584,1 584,1 Capacità t c-si Thin film Em. Tech Materiali e loro valore Tra i componenti degli impianti fotovoltaici i materiali di maggior valore sono i semiconduttori contenuti nelle celle, l alluminio contenuto nei telai e nei supporti e il vetro. Il silicio è il secondo materiale più abbondante sulla crosta terrestre. Secondo diversi studi costituisce dal 55% al 59% della crosta terrestre, e dal 44% al 48% del manto superiore. In natura non si trova allo stato puro, ma sotto forma di silicati e composti vari, in primis la silice (SiO2). I materiali utilizzati come semi-conduttori nei moduli thin film sono molto meno abbondanti ,1 0,01 0,001 World primary refinery production [g/cpita/yr] Ru Pt Au Te Ag Cd Se In Ge Cu Pb 0, ,001 0, Average abundance in continental crust [ppm] Disponibilità materiali semiconduttori (fonte: BNL) Il Tellurio è un metallo che viene estratto come sottoprodotto della lavorazione di minerali vari, tra cui rame (in grande prevalenza), piombo, oro e bismuto. L Indio è un metallo che viene estratto come sottoprodotto della lavorazione dello zinco. Le dinamiche di crescita della loro applicazione fotovoltaica potrebbe essere condizionata dalle dinamiche di domanda e offerta determinate da altri settori (ad esempio la domanda attuale di Indio è per l 85% determinata dall industria dei cristalli liquidi). Li Ga Ni V Co Zn Fe Al Si GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 16

17 USD/kg Prezzi medi delle materie prime Tellurio (99,95%) e Indio (99,97%) Te In Lo studio si basa su un modello di riciclo al termine di una vita utile di 30 anni, con un tasso di perdita del 10% nella fase di raccolta e del 10% nella fase di riciclo vera e propria. Lo scenario most likely si differenzia da quello conservativo nella più rapida curva di evoluzione delle tecnologie, come indicato nella tabella seguente: Trend prezzi delle materie prime (fonte: USGS) Efficienza dei moduli 2020 CdTe CIGS a-si-ge L efficienza produttiva dei moduli e il riciclo dei materiali possono influenzare in modo rilevante la disponibilità delle materie prime, come illustrato dai grafici seguenti tratti da uno studio del Brookhaven National Laboratory 1, in cui sono rappresentati due scenari. Conservative 12,3% 14% 9% Most likely 13,2% 15,9% 9,7% Rif ,8% 11,2% 6,7% Spessore del layer 2020 CdTe CIGS a-si-ge Tellurium availability [t/yr] Conservative 2,5 m 1,2m 1,2m Conservative scenario Most likely 1,5m 1m 1,1m Rif ,3m 1,6m 1,2m Indium availability [t/yr] Conservative scenario with recycling Most likely scenario Most likely scenario with recycling Materiali pericolosi Nella gestione del fine vita dei moduli particolare attenzione deve essere prestata alla presenza di materiali come cadmio, piombo e selenio, la cui presenza in discarica è regolata da specifiche disposizioni Conservative scenario Conservative scenario with recycling Most likely scenario Most likely scenario with recycling Disponibilità di Te e In (fonte: Ftenakis - BNL) Di tali materiali il più importante in termini quantitativi è il cadmio. Cadmio Il cadmio rappresenta uno dei componenti critici della filiera fotovoltaica per la sua potenziale tossicità, specie se soggetto a dissoluzione incontrollata in discarica che potrebbe inquinare le falde. 1 Ftenakis, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2009 GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 17

18 È un sottoprodotto della produzione di zinco e quindi è disponibile in grandi quantità. Il cadmio non utilizzato viene cementato e sotterrato per un utilizzo futuro oppure conferito in discarica come rifiuto pericoloso. L impiego nell industria fotovoltaica costituisce quindi uno dei suoi possibili utilizzi in alternativa al trattamento come rifiuto. Essendo completamente incapsulato sotto forma di CdTe tale applicazione risulta particolarmente sicura. Per quanto riguarda il fine vita il rischio eventuale risiede nella possibilità di rilascio di cadmio per effetto di dissoluzione in discarica e conseguente contaminazione delle falde. Dissoluzione in discarica La dissoluzione dei metalli in discarica viene caratterizzata attraverso test di diluizione come il TCLP (Toxicity Characterization Leachate Profile) utilizzato in USA oppure il DEV S4 (Deutsches Einheitsver-fahren) utilizzato in Germania. Attraverso il riciclo dei moduli tale rischio viene completamente risolto. Diversi studi riportano emissioni atmosferiche di Cd pari a 0,02 g/gwh di elettricità prodotta durante tutto il ciclo di vita, un quantitativo estremamente basso. Trend di riduzione dei consumi di materiali Grazie allo sviluppo tecnologico, l efficienza dei moduli fotovoltaici è notevolmente cresciuta negli ultimi anni raggiungendo picchi del 19,5%. L aumento dell efficienza determina un minore consumo di materiali a parità di kwh prodotti e di conseguenza un minore consumo di materie prime e di materiale da dismettere a fine vita. Un altro trend che impatta sul consumo di materiali è la riduzione dello spessore delle celle che è l obiettivo degli attuali sviluppi di mercato. Nel caso del silicio tale riduzione riguarda lo spessore dei wafer (figura seguente), nel caso dei thin film lo spessore dello strato. Entrambi i protocolli prevedono prove su campioni di piccole dimensioni (<1 cm2 ) di frammenti di moduli. I frammenti vengono sospesi e ruotati in un solvente per 24h. Al termine viene misurata la frazione dissolta. mm Spessore del wafer Q.tà di silicio 12 g/wp Se la concentrazione eccede i limiti fissati dal protocollo i moduli sono a rischio di dissoluzione e devono essere dismessi, trattati, trasportati, tracciati e conferiti come rifiuti pericolosi, condizione che fa lievitare i costi e la complessità per la gestione del fine vita Se invece la concentrazione rientra nei limiti i moduli possono essere conferiti a una discarica normale. Evoluzione delle celle in silicio (Fonte: EPIA) Grazie alla struttura del moduli CdTe, in cui il semiconduttore è completamente incapsulato tra due strati di vetro, tale rischio è un eventualità altamente improbabile in condizioni normali. Il tempo di ritorno dell energia spesa per la produzione, denominato EPBT (Energy Payback Time) è sceso a valori compresi tra 1 e 3 anni, a fronte di una vita media di 25 anni. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 18

19 Nel caso di applicazioni in paesi ad irraggiamento solare particolarmente elevato l EPBT può scendere fino a 6 mesi. Il riciclo dei materiali ha un impatto ulteriore positivo sull impronta ambientale, che è già particolarmente buona in rapporto ad altre tecnologie di generazione. Impatto sulle emissioni di CO2 Le emissioni di CO2 generate dal fotovoltaico durante il ciclo di vita (produzione, installazione, manutenzione e dismissione) sono comprese tra 15 e 35 g per kwh. I valori superiori corrispondono ai moduli in silicio, quelli inferiori ai moduli thin film. Il riciclo degli impianti a fine vita rappresenta un opportunità per migliorare ulteriormente l impatto della generazione fotovoltaica sulla sostenibilità del sistema energetico. Situazione e rilevanza in Italia La capacità installata in Italia ha superato 3,5 GW con un balzo straordinario di 2,3 GW nel corso del solo L entità reale di tale quantitativo può essere compresa considerando che rappresenta circa il 15% di tutta la nuova capacità installata a livello globale nel 2010 e circa il 10% della capacità installata in Europa fino al Durante la vita utile i moduli non emettono CO2 e pertanto gran parte di tali emissioni derivano dalla fase di produzione La produzione globale di energia fotovoltaica ha raggiunto nel 2009 il valore di 32 TWh, una quantità di energia sufficiente a coprire il fabbisogno della Grecia. In termini di emissioni evitate la produzione 2009 corrisponde a una riduzione di circa 19 MtCO2 (facendo riferimento a un mix energetico in cui l intensità delle emissioni è pari a 600 g/kwh). Nel grafico seguente è rappresentato il trend di evoluzione delle emissioni evitate di CO2 a livello globale, annue e cumulate a partire dal Trend capacità istallata in Italia (kw) In termini di massa, la capacità installata in Italia corrisponde a circa tonnellate di soli moduli, utilizzando come peso specifico di riferimento circa 100t/MW. MtCO Riduzione CO2 Riduzione CO2 cumulata MtCO2 La produzione lorda ha raggiunto GWh nel 2010, con un impatto in termini di emissioni evitate pari a circa tonnellate (riferite a un mix energetico in cui l intensità delle emissioni è pari a 485 g/kwh). Evoluzione delle emissioni di CO2 (Fonte: EPIA) GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 19

20 Trend produzione lorda fotovoltaica in Italia (GWh) Tale caratteristica risulta favorevole nell ottica del riciclo, in quanto concentra la massa installata in un numero relativamente ridotto di siti e quindi riduce complessità e costi della logistica per il ritiro a fine vita. Un altro dato favorevole in termini logistici dell installato attuale è la concentrazione di oltre il 58% della capacità in cinque regioni (Puglia, Lombardia, Emilia Romagna, Veneto e Piemonte) di cui quattro territorialmente limitrofe. La capacità complessiva risulta installata in larga prevalenza in impianti di taglia medio-grande (56% della capacità è installata in impianti di potenza superiore a 200 kw), una tipologia corrispondente ad installazioni a terra oppure su tetti di fabbricati industriali. > 500 MW MW MW < 100 MW Classe 1 da 1 a 3 kw Classe 2 da 3 a 20 kw Classe 3 da 20 a 200 kw Classe 4 da 200 a 1000 kw Classe 5 oltre 1000 kw Mappa della capacità in esercizio (Febbraio 2011) Capacità installata per classe di potenza Classe 1 da 1 a 3 kw Classe 2 da 3 a 20 kw Classe 3 da 20 a 200 kw Classe 4 da 200 a 1000 kw Classe 5 oltre 1000 kw Numero di impianti per classe di potenza GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 20

21 Riciclo o rifiuto? Il riciclo dei moduli fotovoltaici a fine vita non è affatto una soluzione scontata, anche se si può immaginare che una loro gestione come rifiuti e un conferimento dei componenti esausti nelle discariche e negli inceneritori comporterebbe nuove preoccupazioni ambientali e ulteriori carichi su strutture già critiche. Come altri rifiuti dell industria elettronica, i moduli fotovoltaici avranno un impatto tossico se conferiti in discariche, in quanto i materiali che essi contengono possono colare nel terreno e nelle falde acquifere. Se conferiti ad inceneritori possono rilasciare emissioni tossiche in aria. Al fine di evitare il ripetersi di esperienze negative già vissute per i rifiuti elettronici, smaltiti in molti casi senza controlli in paesi non regolamentati, diventa essenziale regolare e organizzare la gestione del fine vita dei moduli. Attraverso il modello della responsabilità estesa dei produttori è necessario assicurare che i moduli non finiscano nei processi di smaltimento, ma, al contrario, vengano trattati attraverso una filiera di recupero e di riciclo specifica e sicura. Nel seguito vengono illustrati i fattori di rischio derivanti dal fine vita dei principali componenti dei moduli fotovoltaici. Componenti elettronici I moduli contengono componenti elettronici e, di conseguenza, materiali pericolosi tipici quali piombo, cadmio, bromurati ritardanti di fiamma, cromo. Tali materiali sono regolamentati in Europa dalla normativa RoHS (paragrafo successivo), ma non sono ancora regolamentati negli altri mercati, USA in primis. Piombo: è utilizzato nei circuiti elettronici per circuiti, contatti saldati e paste di stampaggio. È un materiale tossico che si accumula nelle discariche e può colare verso le falde inquinando l acqua potabile. Può essere eliminato dal prodotto sostituendolo con stagno, argento o rame. Bromurati ritardanti di fiamma (BFR), bifenil polibromurati (PBB), difenil-etere polibromurati (PBDE): sono additivati alle plastiche per renderle meno infiammabili. Sotto l azione del calore i bromuri vengono rilasciati dalla plastica e rallentano la combustione. Sono presenti in schede elettroniche e inverter e, a causa dell enorme diffusione dei componenti elettronici, la loro presenza nell ambiente è diventata pervasiva. I PBDE tendono ad accumularsi nei tessuti adiposi e sono classificati come tossici e cancerogeni. Cromo esavalente: è utilizzato in molti moduli come rivestimento per assorbire la radiazione solare ed è presente in viti e telai di circuiti stampati. È notoriamente cancerogeno. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 21

22 Silicio cristallino Se prodotti al di fuori dell Europa i moduli in silicio cristallino possono contenere alcuni dei materiali precedentemente elencati. Se i moduli sono prodotti in USA le percentuali rientrano comunque nei limiti regolamentati dall EPA (Environmental Protection Agency). Tellururo di cadmio (CdTe) La tossicità del CdTe non è stata ancora chiarita. Viene ritenuta inferiore a quella degli idrossidi di cadmio contenuti nelle batterie NiCd essendo il CdTe meno solubile in acqua. Diversi studi sono ancora in corso per stabilire se il CdTe supera i test di dissoluzione TCLP (USA) oppure DEV64 (Germania) descritti nella sezione precedente. In assenza di un processo specifico di riciclo, i moduli CdTe sarebbero conferiti a fonditori che li tratterebbero alla stregua dei tubi catodici, delle lampade fluorescenti e delle batterie. CIS e CIGS Il selenio è una sostanza regolata che si accumula nella catena alimentare e forma composti come il seleniuro di idrogeno, che è classificato altamente tossico e cancerogeno. Il gallio ha un livello inferiore di tossicità. Sia i moduli CIS che CIGS possono contenere quantità di solfuro e tellururo di cadmio la cui tossicità è già stata discussa. Arseniuro di gallio I dati tossicologici, tuttora molto scarsi, indicano un potenziale impatto sull uomo e in particolare su polmoni, fegato, sistema immunitario e sistema sanguigno. Tecnologie emergenti Molte delle tecnologie emergenti non sono ancora state analizzate. Alcune di esse sono realizzate attraverso la combinazione di semiconduttori esistenti e quindi si ricollegano alle problematiche già esaminate. Le celle dye-sensitized sono basate su una combinazione di biossido di titanio (che non è tossico) e di vari tipi di tinture, la cui tossicità non è al momento stabilita. Particolare attenzione andrà dedicata ai rischi legati all impiego di nano-materiali, in quanto materiali classificati non pericolosi possono diventarlo se le caratteristiche bioaccumulative o tossiche cambiano scendendo alla scala nano. Legislazione e regolamenti in Europa In Europa non esistono regolamenti specifici relativi al fine vita dei moduli fotovoltaici. A partire da febbraio 2003 sono state approvate le direttive WEEE (Waste Electrical & Electronic Equipment) e RoHS (Restriction of Hazardous Substances). Entrambe le direttive sono finalizzate a minimizzare la quantità di rifiuti elettrici ed elettronici conferiti in discarica e agli inceneritori. La direttiva RoHS impone che i prodotti venduti in Europa devono contenere frazioni minime (inferiori allo 0,1%) di piombo, cromo, difenil polibromurato/pbb, difenil-etere polibromurato /PBDE e frazioni ancora inferiori (0,01%) di cadmio. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 22

23 La direttiva WEEE introduce il modello della responsabilità estesa dei produttori che include la progettazione orientata al riciclo, la responsabilità finanziaria e organizzativa per la raccolta e il riciclo e l etichettatura. Nessuna delle due direttive riguarda in modo specifico il fotovoltaico, anche se l inclusione nella WEEE è oggetto di approfondimenti. La creazione di accordi volontari per il recupero e riciclo dei moduli, come quelli promossi dall associazione PV CYCLE descritti nel seguito, potrebbero raggiungere risultati analoghi oppure addirittura superiori. Legislazione e regolamenti in USA I moduli sono soggetti alle normative relative alle sostanze pericolose 2 solamente se i materiali utilizzati dai produttori rientrano tra quelli classificati come pericolosi dall EPA. I moduli dismessi o difettosi sono classificati come rifiuti pericolosi se non superano i test di dissoluzione TCLP fissati dall EPA. In tale caso il fine vita dei moduli viene regolato dal Resource Conservation and Recovery Act (RCRA) a livello federale e da leggi specifiche a livello di stati come il California Hazardous Waste Control Law (HWCL), che regolamentano tutte le fasi di spostamento, riciclo, riuso, immagazzinamento,trattamento e smaltimento. elettronici che utilizzano gli stessi materiali pericolosi. Gestione integrata del fine vita La prevenzione dei rifiuti è solo uno degli aspetti di una strategia integrata volta ad assicurare un uso sostenibile delle risorse. L utilizzo dei rifiuti come risorsa attraverso il riciclo è una possibilità che va correttamente valutata sia in termini di potenziale risparmio di risorse primarie, sia in termini di impatto al fine di stabilire se esso costituisce un miglioramento effettivo rispetto all uso diretto delle risorse. Tali concetti fanno parte integrante delle politiche europee sui rifiuti 3, che si articolano in due fasi. La prima fase prevede il rafforzamento dei regolamenti esistenti, rendendoli più semplici ed efficaci e sostenendoli attraverso strumenti di natura economica come tasse sul conferimento dei rifiuti e un crescente uso di norme e standard. La seconda fase prevede la verifica della necessità di ulteriori misure e, soprattutto, il superamento dei confini nazionali al fine di evitare sperequazioni e massimizzare l efficienza. Ad oggi diversi stati hanno approvato leggi in merito alla responsabilità estesa dei produttori. In California, ad esempio, è stata introdotta a partire dal 2003 una tassa di smaltimento compresa tra $6 e $10 che si aggiunge al prezzo di acquisto di monitor e televisioni e che serve a finanziare la raccolta e riciclo a fine vita. Ad oggi i moduli fotovoltaici non sono inclusi anche se vi rientrano diversi componenti 2 Emergency Planning and Community Right-to-Know Act, introdotto a livello federale dal Moving closer to a recycling society, Stakeholders meeting, January 2006 GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 23

24 Modelli di riciclo La dismissione dei moduli fotovoltaici a fine vita diventerà un tema attuale su larga scala nel giro di dieci-quindici anni, considerando che i primi impianti sono stati realizzati negli anni 90 e che la vita media degli impianti si attesta sui anni. In questo lasso di tempo industria e istituzioni devono sviluppare e mettere in atto soluzioni tecnologiche, organizzative e normative idonee a gestire il problema, preservando l impronta ambientale positiva dell energia fotovoltaica in tutte le fasi del ciclo di vita. I moduli fotovoltaici sono costituiti da materiali come il vetro, l alluminio e diversi semiconduttori che, se riciclati in modo opportuno, possono essere riutilizzati per realizzare nuovi moduli fotovoltaici oppure altri prodotti. Il riciclo dei moduli è positivo per l ambiente non solo perché reduce il volume dei residui, ma anche perché riduce l intensità energetica e l impatto ambientale del fotovoltaico, riducendo l energia necessaria a produrre i materiali e i semilavorati di partenza. Per contro il riciclo dei moduli a fine vita è un processo piuttosto complesso la cui applicazione è condizionata da fattori economici. Esso richiede infatti una filiera complessa di operazioni specialistiche tra cui raccolta dei moduli, cessione e/o riacquisto, trasporto e operazioni varie di trattamento, conferimento dei materiali riciclati e dei residui. Anche materiali di valore e facilmente riciclabili come l alluminio spesso registrano tassi di riciclo inferiori alle attese a causa delle difficoltà della filiera di raccolta. Nel caso dei moduli fotovoltaici la situazione è particolarmente complicata a causa della dispersione geografica dei moduli sul territorio, della bassa concentrazione di materiali pregiati e del lungo lasso di tempo tra le fasi di installazione e dismissione che può arrivare a 30 anni. In tale scenario l Europa sta svolgendo un ruolo attivo di precursore, avendo avviato le prime ricerche sul tema del riciclo a partire dagli anni 90 e vantando l esperienza attualmente più avanzata a livello globale, quella promossa e sviluppata dall associazione PV CYCLE. Modelli di business Il modello attraverso il quale il riciclo a fine vita sarà organizzato negli anni a venire potrebbe variare a seconda del tipo di installazione (piccoli impianti oppure su scala utility) e da mercato a mercato. A titolo di esempio mentre in Italia le installazioni sono prevalentemente concentrate in impianti di taglia media-grande, in Francia si registra una netta prevalenza degli impianti integrati negli edifici, mentre in Spagna prevalgono gli impianti installati a terra. Segmento di mercato Residenziale < 10 kw p Commerciale kw p Industriale kw p Utility > 1 MW p Su tetto Tipo di applicazione Integrata su A terra facciata /tetto GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 24

25 Queste differenziazioni sono frutto delle condizioni di mercato, ma anche delle politiche di incentivazione che remunerano in maniera differente le diverse tipologie di impianto. Sono possibili differenti modelli di business per il recupero e il riciclo dei moduli a fine vita. Nel caso dei grandi impianti, i responsabili della dismissione e conferimento dei moduli sono in genere i proprietari stessi. Se tali impianti appartengono a utility elettriche la gestione del fine vita può rientrare nei processi operativi interni ed i relativi costi di servizio possono essere inglobati nelle tariffe. Nel caso dei piccoli impianti la responsabilità della raccolta e riciclo dei moduli deve essere dei produttori. Essi devono organizzare la filiera di riacquisto, raccolta, consolidamento e trasporto dei moduli da conferire a smantellatori e riciclatori. La raccolta peraltro non può essere effettuata on demand in modo economico, stante la piccola dimensione e la dispersione degli impianti. Nel modello di filiera vanno pertanto previsti operatori che consolidano partite di moduli provenienti da centri di raccolta territoriali (es. provinciali) o da singoli soggetti industriali o del terziario. Se invece gli impianti appartengono ad aziende, pubbliche amministrazioni o soggetti privati, la loro gestione operativa (manutenzione) è in genere delegata ad aziende di servizio che hanno la possibilità di gestire anche le fasi di dismissione e riciclo. La raccolta dei moduli dismessi avviene a seguito di ordini individuali. A seconda della dimensione dell impianto dismesso, i moduli possono essere indirizzati a un centro intermedio di raccolta oppure direttamente all impianto di trattamento nel caso di partite molto grandi. Operatore del sistema logistico Rendicontazione attività e costi Ordine di raccolta Fonti di moduli a fine vita Stoccaggi intermedi Impianti di riciclo Produttori di moduli Trasporto Trasporto Trasporto Il modello in cui la raccolta è un attività in carico al proprietario dei rifiuti ( bring in ), che ha la responsabilità di conferirli al riciclatore, si dimostra in genere meno efficace del modello pick up, in cui esiste un sistema organizzato di servizio che si occupa di raccogliere il rifiuto nel luogo in cui si genera. In genere il modello pick up implica costi più elevati, ma l entità effettiva dipende in maniera determinante dalla logistica. L accordo volontario di recupero da parte dei produttori, coordinato e organizzato a livello centrale come nel modello PV CYCLE, appare la soluzione più efficace. Schema operativo del modello di riciclo La filiera del riciclo pone quindi un problema di definizione del modello operativo le cui opzioni fondamentali sono: centralizzazione/decentralizzazione numerosità e localizzazione dei centri di raccolta e consolidamento logistica/trasporto dei materiali collegamento con i mercati di sbocco. La scelta e il dimensionamento della soluzione operativa sono strettamente legati alla quantità GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 25

26 delle partite da trattare e alla fluttuazione dei prezzi di tutti i beni coinvolti, in particolare dei materiali da riciclare. Caso per caso è necessario risolvere un problema di ottimizzazione della reverse logistics, trovando il giusto trade-off tra numero e capacità degli impianti (investimento) e caratteristiche di mercato e geografiche (costi operativi). I fattori da ottimizzare sono: quantitativi da trasportare da ogni sito distanza tra siti di raccolta e siti di riciclo costi della logistica inversa (personale, servizi) costi di trasporto (combustibile, tipo e capacità del mezzo di trasporto) capacità operativa degli impianti costo di investimento per aprire un impianto di riciclo. Uno studio recente 4 ha illustrato i risultati di un analisi condotta nella Germania nordorientale relativa al riciclo dei moduli di silicio cristallino. Il modello operativo analizzato era quello di realizzare i siti di riciclo presso gli stabilimenti dei produttori, in gran parte localizzati nella regione (16 impianti). Nella tabella seguente sono indicati i valori relativi a tre degli scenari analizzati, allo scopo di evidenziare il trade-off tra i fattori di scala e la logistica di conferimento. I prezzi sono in dollari e il costo operativo è il valore cumulato su cinque anni ( ). Un altro aspetto da considerare è la numerosità dei players attivi sul mercato, che dovrebbero essere i futuri protagonisti del processo di riciclo. Per quanto riguarda i moduli in silicio il mercato registra la presenza di numerosi players, con un trend a decrescere a seguito di processi di concentrazione. N aziende nel Catena del valore moduli in silicio (fonte: EPIA) Per quanto riguarda il mercato dei thin film i players sono verticalizzati e meno numerosi, specie per quanto riguarda la tecnologia CdTe che è la più diffusa sul mercato. Tecnologia CdTe a-si, a-si/-si CI(G)S N aziende nel 2009 Silicio Lingotti wafer Celle Produttori di moduli thin film (fonte: EPIA) Moduli Allo stato attuale il modello più avanzato per organizzare la filiera del riciclo è quello proposto dall associazione PV CYCLE. Soluzione Investimento Costo operativo Costo totale 1 Impianto USD 586k USD 1.529k USD 2.115k 2 Impianti USD 1.126k USD 943k USD 2.069K 3 Impianti USD 1.079k USD 583K USD 1.662k PV CYCLE Nel 2007 l agenzia tedesca BSW per l energia rinnovabile e l EPIA hanno commissionato uno 4 Choi J., Fthenakis V., Mathematical Modeling for Cost Optimization of PV Recycling Infrastructure, 25 th EUPVSEC Valencia, Sept GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 26

27 studio 5 relativo allo sviluppo di un sistema per la raccolta e recupero dei moduli a fine vita. Il documento ha costituito il riferimento programmatico dell associazione PV CYCLE, che è stata fondata a Bruxelles nel 2007 e raggruppa su base volontaria oltre 100 membri che rappresentano l 85% del mercato Europeo. Il modello della responsabilità estesa viene realizzato attraverso lo strumento di un accordo volontario o voluntary agreement (VA). Accordo volontario Scopo dell associazione è sviluppare un approccio integrato per il fine vita dei moduli e di tutti i prodotti intermedi della filiera fotovoltaica, quali scarti di produzione oppure moduli danneggiati durante le fasi di trasporto e installazione. Il modello perseguito è la responsabilità estesa del produttore, che riguarda l intero ciclo di vita del prodotto attuale e di quelli in fase di sviluppo. È una misura attraverso la quale i produttori assumono l impegno di perseguire obiettivi precisi in termini di riciclo dei propri prodotti, anche superiori alle normative vigenti, e di adottare tutte le misure operative necessarie per raggiungere lo scopo. L accordo volontario è una dichiarazione unilaterale da parte dei soggetti che la sottoscrivono, che li impegna a fare oppure ad omettere determinate azioni. In nessuna circostanza esso vincola terze parti e tanto meno le istituzioni che, pertanto, non sono obbligate a riconoscerlo formalmente. La Commissione Europea riconosce che gli accordi volontari sono efficaci al fine di perseguire obiettivi di interesse comune rendendo superflue alcune misure legislative (auto-regolamentazione). Può anche usarli in ottica di co-regolazione, fissando obiettivi e strumenti nelle direttive e lasciando alle parti la definizione dei percorsi di implementazione. Gli accordi volontari coordinati tra Commissione e industria devono essere inoltre adattati, se necessario, alle normative nazionali, altrimenti potrebbero creare conseguenze per alcuni sottoscrittori. 5 Study on the development of a take back and recovery system for photovoltaic products, November 2007 GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 27

28 Gli obiettivi di PV CYCLE non solo sono in linea con le politiche Europee relative alla riduzione dei rifiuti, al riciclo e all eco-design, ma costituiscono un esperienza di avanguardia, in quanto il fotovoltaico è stato il primo settore a sviluppare un programma proprio di riciclo. Nel mese di Dicembre 2008 i membri hanno sottoscritto un accordo volontario in cui si impegnano a raccogliere almeno il 65% di tutti i moduli installati in Europa a partire dal 1990 e a riciclare almeno l 85% di essi. Il grafico successivo mette a confronto l entità del riciclo minimo assicurato dall accordo PV CYCLE e quello della direttiva WEEE, con riferimento a tutte le tecnologie e tipologie di impianto. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Raccolta VA Raccolta WEEE La fase operativa vera e propria di PV CYCLE è iniziata nel corso del Sono stati finora censiti 183 punti di raccolta distribuiti in tutta Europa costituiti da installatori e grossisti, di cui 77 certificati: Punti di raccolta Censiti Certificati Germania Italia Francia Spagna 10 5 Belgio 9 5 UK 5 2 Portogallo 5 1 Rep. Ceca, Olanda 2 0 Svizzera, Austria, Slovenia 1 0 Grecia 1 1 Totale Entità di riciclo (% della quantità generata) L accordo PV CYCLE prevede una quantità di riciclo superiore e pertanto un eventuale inclusione del fotovoltaico nella direttiva WEEE non cambierebbe comunque lo scenario. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 28

29 Analisi del ciclo di vita L impatto ambientale del fotovoltaico e la rilevanza specifica che in esso riveste la fase di dismissione deve essere valutata sull intero ciclo di vita. La Life Cycle Analysis è un modello di approccio alle problematiche dell uso sostenibile delle risorse, che guarda alla gestione dei rifiuti come la fase terminale di una risorsa. Nel seguito vengono approfonditi gli elementi fondamentali del bilancio ambientale dei moduli fotovoltaici, con un focus particolare sulla fase di dismissione e riciclo. Energy Payback Time (EPBT) Come tutte le tecnologie di generazione, la produzione del fotovoltaico richiede energia per la sua produzione ed installazione e restituisce energia durante la vita utile. Come tutte le energie rinnovabili, l energia prodotta durante la vita utile non richiede apporti di fonti primarie. L EPBT rappresenta il numero di anni di servizio di un sistema fotovoltaico al termine del quale l energia generata ha compensato l energia necessaria per produrre, installare, dismettere e riciclare l impianto. L EPBT del fotovoltaico non ha un valore fisso, ma dipende dal livello di radiazione solare (nelle zone più soleggiate è necessario un tempo inferiore per raggiungere la parità), dalla tecnologia del modulo (che presenta differenti livelli di efficienza e di intensità energetica in fase di produzione) e dal tipo di sistema, a terra oppure integrato (che comporta costi differenti in fase di installazione e dismissione). Nel grafico seguente è rappresentato l EPBT per differenti tecnologie. 2 1,5 1 0,5 0 Mono 14,0% Poli 13,2% a-si 6,6% EPBT in years CdTe 10,9% mm-si 8,5% CIGS 11,0% EPBT per differenti tecnologie (fonte: EPIA) I valori sono compresi tra 0,8 e 1,8 anni. Take back & recycle Inverter Mounting & cabling Laminate Il calcolo è stato effettuato considerando un irraggiamento pari a 1700 kwh/anno (Europa del Sud), installazione su tetto e inclinazione ottimale dei moduli. L intensità energetica dei moduli in silicio è fortemente influenzata dalla produzione della cella. Per migliorare l EPBT è necessario agire sia sul processo che sul prodotto. Nel grafico seguente è rappresentato il peso relativo delle diverse opzioni di riduzione per il silicio poli-cristallino secondo uno studio del Brookhaven National Laboratory. Cell Ingot + wafer Si feedstock GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 29

30 Il riciclo dei moduli è in grado di influire fino al 13% sul consumo totale di energia primaria, che si attesta sui 3940 MJ/m 2. Opzioni per ridurre l intensità energetica dei moduli poli-cristallini (fonte: Ftenakis - BNL) Un altro indicatore importante ai fini di valutare l impronta ambientale delle tecnologie di generazione è rappresentato dalle emissioni di CO 2 nel ciclo di vita. Nel grafico sono riportati i risultati di uno studio relativo al ciclo di vita in Europa, riferito a livelli di irraggiamento pari a 1700 kwh/m 2 /anno. CO2 equiv. [g/kwh] Process 20% Frame 6% EVA 3% Glass 4% Other 9% SiC 13% Riciclo del Si SG silicon 45% BOS Telaio Riduzione spessore dei wafer Produzione di Si ad alta purezza in reattori a letto fluido Modulo senza telaio Bilancio del riciclo del silicio cristallino Il bilancio ambientale del riciclo dei moduli in silicio cristallino è stato analizzato nell ambito di del già citato studio 5. Sono stati confrontati tre scenari: Riciclo completo Processo semplificato Incenerimento separazione dei materiali trattamento chimico delle celle recupero alluminio, vetro e metalli recupero del silicio logistica di conferimento separazione meccanica dei materiali riciclo dell alluminio incenerimento di EVA e tedlar smaltimento dei materiali residui riciclo dell alluminio incenerimento in termovalorizzatori smaltimento dei residui logistica verso inceneritori L impatto ambientale è stato analizzato con riferimento alle seguenti categorie di indicatori: Abiotic depletion Global warming potential Ozone layer depletion Human toxicity Photochemical oxidation Eutrophication distruzione delle risorse in kg Sb eq. effetto serra in kg CO 2 eq. distruzione dello strato di ozono in kg CFC11 eq. tossicità per l uomo in kg 1,4.DB eq. ozono a livello terreno in kg C 2 H 4 eq. eutrofizzazione in kg di fosfato eq. Il grafico comparativo tra i tre scenari riporta come valori negativi le riduzioni dell impatto ambientale. 0 Mono 14,0% Poli 13,2% CdTe 9% 0% Abiotic depletion Global warming potential Ozone layer depletion Human toxicity Photochemical oxidation Eutrophication -20% Il silicio poli-cristallino ha un intensità inferiore a quello mono-cristallino mentre i valori più bassi sono relativi ai moduli thin film. -40% -60% -80% -100% -120% -140% Riciclo completo Processo semplificato Incenerimento GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 30

31 Si evidenzia che il riciclo dei materiali riduce l impatto ambientale e il fattore discriminante è costituito dal riciclo dei semiconduttori e del vetro, in quanto l alluminio viene riciclato in tutti e tre gli scenari. Nel grafico successivo viene approfondito il bilancio relativo allo scenario Riciclo Completo, che evidenzia i contributi del riciclo dei materiali e del processo di separazione. 60% 40% Gli impatti sono stati calcolati per i moduli CIS, CdTe e a-si e successivamente mediati. Indicatore Riciclo Incenerimento Produzione Global warming potential Ozone layer depletion 2,4 9,3 104,83 5,25E-7 6,0E-8 2,13E-5 Human toxicity 0,07 3,8 8,72 Photochemical oxidation 7,25E-4 0,05 Eutrophication 6,5E-4 3,0E-4 3,6E-2 20% 0% -20% -40% -60% -80% -100% Abiotic depletion Global warming potential Ozone layer depletion Human toxicity Photochemical oxidation Eutrophication L aspetto più evidente del confronto è che riciclo e incenerimento producono impatti significativamente minori della produzione dei moduli. discarica riciclo rame riciclo vetro riciclo alluminio separazione materiali riciclo silicio trasporto lavaggio celle Il riciclo dei materiali, specie dell alluminio e dei semiconduttori, è il fattore che rende positivo il bilancio ambientale a causa dell elevata intensità energetica dei processi di produzione originari che il riciclo andrebbe a sostituire. Nel grafico successivo vengono invece messi a confronto gli impatti di quattro processi di dismissione analizzati nel progetto RESOLVED relativi ai moduli CdTe: riciclo con processo termico riciclo con processo meccanico incenerimento conferimento in discarica. Bilancio del riciclo del thin film l bilancio ambientale del riciclo dei moduli in silicio cristallino è stato analizzato nell ambito dello stesso studio, che fa riferimento ai risultati dei progetti SENSE e RESOLVED. Nella tabella successiva vengono messi a confronto gli impatti di tre processi analizzati nel progetto SENSE: riciclo incenerimento produzione. 120% 80% 40% 0% -40% -80% -120% Global warming potential Ozone layer depletion Human toxicity Photochemical oxidation Eutrophication Non renewable energy Riciclo termico Riciclo meccanico Incenerimento Discarica L aspetto più evidente è che il riciclo tramite processo meccanico ha un impatto molto inferiore di quello termico e consente di GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 31

32 migliorare il bilancio rispetto all incenerimento in rapporto a tutti gli indicatori considerati. In sintesi l analisi LCA evidenzia che il riciclo può dare significativi benefici in termini di impatto ambientale, a patto che per i moduli thin film vengano utilizzati processi non termici e che i benefici del vetro siano inclusi. Nella LCA esaminata non vengono considerati gli effetti di consumo del materiale primario (resource depletion) in quanto estremamente difficili da quantificare. Peraltro riciclare i moduli CIG e CdTe consente di reintegrare nella filiera produttiva materiali intrinsecamente scarsi e pregiati come indio, tellurio e selenio. Qualunque altro processo (utilizzo come inerte da costruzione, sotterramento, incenerimento oppure smaltimento in discarica) porterebbe ad una loro perdita irreversibile. Image: Salvatore Vuono / FreeDigitalPhotos.net GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 32

33 Fattibilità e processi allo stato dell arte Riciclabilità dei moduli Per quanto riguarda i moduli in silicio cristallino il materiale più pregiato da riciclare è il silicio stesso, per il quale i processi attuali sono già in grado di assicurare la purezza necessaria per un riutilizzo all interno della stessa filiera. Pertanto scarti di produzione e celle riciclate sono già diventate una fonte di materia prima. Anche altri materiali componenti dei moduli, in primis alluminio e vetro, possono essere riciclati e trovare ri-utilizzi applicativi in nuovi processi. Per quanto riguarda i moduli thin film i materiali più pregiati sono i semiconduttori, in particolare indio, tellurio e selenio. Anche i materiali componenti del substrato, specialmente vetro e/o policarbonato possono essere utilmente riciclati. I moduli thin film in silicio amorfo sono quelli per i quali la tecnologia del riciclo è più indietro, presumibilmente a causa del minore interesse economico verso i materiali ricavabili. Va considerato che in tali moduli lo spessore del silicio è estremamente sottile, circa 1 grammo per metro quadro di modulo. Allo stato dell arte i processi applicati a livello industriale sono ancora molto limitati sia per il silicio che per il thin film. Processi di riciclo dei moduli in silicio I principali processi sviluppati a partire dagli anni 90 sono elencati nella seguente tabella (Ökopol et al., 2007). Uno solo di essi, il processo Deutsche Solar, è operativo a livello commerciale. Gli altri sono tutti a livello sperimentale ed i tempi per la loro industrializzazione non sono al momento valutabili con certezza. Operatore Processo Stato Deutsche Solar Separazione termica, processo chimico First Solar, BNL Decomposizione termica in gas inerte Isofoton Riciclo celle, accumulo, frantumazione AIST, Sharp, Riciclo wafer con acidi minerali, Asahi CellSEPA-process BP Solar Riciclo wafer con acidi minerali / Seghers, Soltech in letti fluidi Pilkington Solar International Thermal separation Siemens, Shell, Produzione di ferrosilicio, jet Showa acqua ad alta pressione Frantumazione moduli, separazione meccanica, Altri trattamento acido, fusione, incenerimento, materiale inerte da costruzione Smaltitore Rimozione telai e cavi, smaltimento, incenerimento IND LAB LAB LAB LAB LAB LAB LAB IND GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 33

34 Processo Deutsche Solar Il processo sviluppato dal produttore tedesco Deutsche Solar prevede le seguenti fasi: Moduli Processo First Solar Il processo prevede un riscaldamento lento dei moduli per rompere i legami di laminazione e rimuovere manualmente il film posteriore. Successivamente lo strato di EVA viene pirolizzato in atmosfera inerte a 500 C. Trattamento termico Separazione delle cornici Cornici di Al Trattamento fisico Rame Questa fase del processo si è rivelata critica perché i limiti normativi vigenti in Germania hanno impedito di ottenere costi industriali accettabili. Accumulo di celle rotte Trattamento chimico Silicio Accumulo di vetro Frantumi di vetro Il trattamento termico viene effettuato a 600 C in uno speciale forno e serve a rompere i legami di laminazione tra le celle e i substrati. Le frazioni metalliche di maggiori dimensioni, cornici e bandelle di rame, vengono separate manualmente. A seguito di trattamento fisico nella frazione residua rimangono solo vetro e celle rotte. Il trattamento chimico delle celle (etching) serve a rimuovere i metalli, lo strato antiriflesso, i dopanti n+ e p+ e la finitura superficiale. Questa fase del processo è particolarmente esposta alla differenziazione del semiconduttore processato (celle intatte / rotte / danneggiate, di diversa provenienza, età e spessore, etc.) In termini di resa, Deutche Solar dichiara che il semiconduttore viene riciclato al 73%, di cui 59% con grado di purezza sei-9 (99,9999%), il restante 41% con grado di purezza quattro-9. Il vetro viene riciclato al 94% con grado di purezza cinque-9, idoneo a un suo riutilizzo per produrre vetro float. In generale il 95,7% del modulo viene riciclato. Pertanto il processo non è stato utilizzato. Processo Pilkington Solar International Il processo prevede una separazione per trattamento termico ed è stato sviluppato inizialmente con l idea di utilizzare impianti esistenti per il riciclo del vetro laminato. Le sperimentazioni non hanno raggiunto un grado sufficiente di separazione tra i materiali vetro, semiconduttore e plastica. Successivi sviluppi condotti dal centro di ricerca olandese ECN, basati su incenerimento a bassa temperatura non hanno risolto i problemi di purificazione dei gas esausti. Il processo non risulta ad oggi utilizzato. Processo Soltech-Seghers Il processo è stato sviluppato in un progetto di ricerca finanziato dalla Comunità Europea ed è simile a quello First Solar con pirolisi in atmosfera satura di azoto. La principale difficoltà resa nota è stata la separazione delle polveri estremamente fini nel sistema a letto fluido. Il processo non risulta ad oggi utilizzato. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 34

35 Processo BP Solar È stato presentato nel 1994 e prevede la decomposizione dei moduli attraverso l azione di acidi minerali che lasciano intatti i wafer. È applicabile solo ad alcuni tipi di materiale plastico e di formulazioni e non risulta ad oggi utilizzato. Processo CELLSEPA È un processo che utilizza limonene (CELLSEPA ) per rompere i legami di laminazione e separare le celle da vetro ed EVA. Risulta inadatto a recuperare celle intere e caratterizzato da tempi piuttosto lunghi. È stato offerto in licenza a diversi produttori di moduli. Processi di riciclo dei moduli thin film I principali processi sviluppati a partire dagli anni 90 sono elencati nella seguente tabella (Ökopol et al, 2007). Uno solo di essi, il processo First Solar, è operativo a livello commerciale. Gli altri sono tutti a livello sperimentale ed i tempi per la loro industrializzazione non sono al momento valutabili con certezza. Operatore Processo Stato First Solar / CdTe Solar Cells / CdTe Antec Solar / CdTe Showa Shell / CIGS Interphases Research / CIGS Drinkard Metalox University Utrecht / a-si Fed. Inst. for Material Res. ZSW, Gaiker, FhG Brookhaven Nat l Lab Electrotech. Lab Tsukuba Ibaraki Toa Kagaku Kogyo, AIST Trattamento moduli,separazione del vetro, concentrazione Cd e Te in pani e successivo recupero Sminuzzamento, soluzione chimica e separazione Sminuzzamento, trattamento termico, lavaggio con cloro Separazione termo-meccanica, lavaggio acido, sfregamento CIGS trattamento delle soluzioni Riciclo elettrochimico Recupero metalli per elettrolisi (CIGS e CdTe) Recupero del substrato Trattamento meccanico Trattamento termico e idrometallurgico Recupero di moduli di Cd e Te Soluzione EVA con tricloroetilene, recupero wafer Separazione EVA con limonene IND PILOT BREV LAB LAB PILOT LAB LAB LAB LAB LAB LAB Processo First Solar Image: Idea go / FreeDigitalPhotos.net Il produttore americano di moduli First Solar ha sviluppato il processo di riciclo su scala industriale a partire dal 1998 prima in USA e poi in Germania (Frankfurt/Oder). GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 35

36 Ad oggi propone commercialmente un servizio di raccolta e riciclo dei propri moduli a fine vita. Chi possiede un impianto First Solar a fine vita può richiedere la sua dismissione all azienda stessa oppure a un operatore convenzionato e certificato in possesso degli stessi standard. La dismissione degli impianti e il recupero dei moduli sono interamente a carico di First Solar, che finanzia le operazioni attraverso un fondo appositamente costituito. Il processo First Solar prevede le seguenti fasi: Moduli Al termine vetro e liquidi vengono separati per centrifugazione e flottazione e i frammenti di vetro e di EVA vengono convogliati da un trascinatore a coclea. La separazione dei frammenti di vetro (più piccoli) da quelli di EVA viene effettuata tramite un setaccio vibrante. I frammenti di vetro vengono successivamente risciacquati per eliminare ogni residuo di semiconduttori e poi confezionati per il riciclo. Circa il 90% del vetro iniziale viene riciclato. La frazione liquida viene invece pompata in un unità in cui i metalli presenti vengono precipitati in tre stadi a livelli crescenti di ph usando idrossido di sodio. Frantumazione Macinatura Separazione liquido-solido Lavaggio acido I metalli precipitati vengono successivamente disidratati e pressati per formare pani (filter cake) di materiale semiconduttore che vengono conferiti per il riciclo. Setacciatura a vibrazione Risciacquo Frantumi di vetro Precipitazione Disidratazione Pani di semiconduttore I moduli vengono dapprima frantumati con un processo che prevede due stadi: il primo riduce i moduli in grossi pezzi, la macinatura li riduce in pezzi di grandezza inferiore a 5 mm e produce la rottura dei legami di laminazione. Circa il 95% del semiconduttore iniziale (Cd e Te) viene riciclato per la produzione di nuovi moduli attraverso il processo 5N PV. Processo 5N PV Tellurio e cadmio vengono recuperati attraverso un processo umido che prevede le seguenti fasi: lavaggio acido, resine a scambio ionico, filtrazione,ossidazione, riduzione, precipitazione dei metalli e/o delle impurità e separazione elettrolitica dei metalli pregiati. Dato che i moduli vengono macinati, il processo può trattare indifferentemente moduli intatti oppure rotti oppure scarti di produzione. Pani di semiconduttore La fase successiva è la rimozione del film semiconduttore attraverso un processo lento di lavaggio acido (lisciviazione) per azione di acido solforico e acqua ossigenata. Il processo avviene in un tamburo rotante di acciaio e dura 4-6 ore. Residuo Lavaggio acido Lavaggio acido Fase liquida ricca di Cd Fase liquida ricca di Te Purificazione Purificazione Recupero Cd Recupero Te Residuo (CdTe) GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 36

37 Al termine del processo Te e Cd vengono prodotti sotto forma di laminati che, opportunamente raffinati, vengono riutilizzati per la produzione di nuovi moduli thin film. H 2 SO, H 2 O 2 Frammenti di moduli Lavaggio acido Sospensione Filtrazione Recupero vetro La raffinazione viene spinta fino a raggiungere livelli di purezza sei-9 (99,9999%) e viene effettuata tramite distillazione sotto vuoto oppure tramite fusione e atomizzazione. Progetto EU-RESOLVED Nell ambito del progetto RESOLVED, finanziato dalla Commissione Europea, è stato studiato un processo alternativo di tipo meccanico, denominato attrition, che usa lo sfregamento tra le superfici dei vari frammenti per separare il semiconduttore dal substrato di vari tipi di moduli, CIS e CdTe. Riciclo Soluzione esausta H 2 SO 4 Processo BNL per riciclo moduli CdTe H 2 SO, H 2 O 2 Scambio ionico (resina A) Soluzione residua Scambio ionico (resina B) Soluzione residua Elettrolisi CdSO 4 Frammenti di moduli Eluito Eluito Cd laminato Sospensione Lavaggio acido Purificazione Precipitazione selettiva Filtrazione Recupero Cu Recupero Te Recupero vetro Progetto EU-SENSE Nell ambito del progetto SENSE sono stati studiati differenti processi per moduli thin film. Riciclo Soluzione esausta H 2 SO 4 H 2 SO 4 Eluito Elettrolisi In 2 (SO 4 ) 3 Scambio ionico (resina A) In laminato Scambio ionico (resina A) Soluzione residua Purificazione Recupero Se I processi puramente meccanici non si sono dimostrati in grado di separare completamente i semiconduttori dal substrato di vetro. Il processo a getto d acqua è risultato troppo costoso e inadatto a grandi moduli. I processi termici sono risultati in grado di separare completamente i semiconduttori per temperature comprese tra 450 e 500 C. Processi Brookhaven National Laboratory Nei grafici seguenti sono rappresentati due processi di riciclo sviluppati dal Brookhaven National Laboratory per moduli CdTe e CIGS rispettivamente. Processo BNL per riciclo moduli CIS Riciclo delle cornici in alluminio Le cornici dei moduli sono costituite da leghe di alluminio (leghe da trasformazione plastica). Grazie alle loro caratteristiche possono essere riciclate e riutilizzate all interno della stessa filiera produttiva fotovoltaica. Alla dismissione dell impianto possono infatti essere recuperate sotto forma di rottame e riciclate come alluminio secondario presso gli stessi produttori del componente estruso originale. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 37

38 Bauxite Allumina Alluminio primario Getti Impiego Processo Bayer Processo Hall-Heroult Fonderia alligazione Ciclo dell alluminio primario e secondario Tale modello di riciclo non richiede modifiche dei processi esistenti, in quanto i produttori di componenti estrusi già utilizzano alluminio secondario proveniente da scarti di processo oppure da rottami a fine vita provenienti da diversi settori applicativi. L alluminio di rifusione è infatti molto più economico da produrre del metallo elettrolitico (richiede solo 1/20 dell energia necessaria per quello primario). Il termine secondario inoltre serve solo a connotare l origine del materiale e non la sua qualità: in realtà il metallo grezzo di rifusione è composto da leghe idonee alla produzione di semilavorati di alto livello qualitativo. Riciclo del vetro Calore Energia elettrica Colata continua / discontinua Vergella, placche, coil, billette Lavorazioni plastiche Semilavorati plastici Prodotto finito Alluminio secondario Rifusione Recupero a fine vita Rottami Il vetro anteriore dei moduli oppure il substrato dei moduli thin film può essere completamente riciclato per la produzione di nuovo vetro. Il riutilizzo consente di risparmiare materie prime, principalmente sabbia silicea, soda e carbonato di calcio e di ridurre in modo significativo i consumi di energia. Per ogni tonnellata di rottame di vetro rifuso si risparmiano circa 1,2 tonnellate di materie prime e circa 100 kg di combustibile. Per ogni 10% di rottame di vetro inserito nei forni fusori si risparmia circa il 2,5% dell'energia di processo, in quanto si abbassa il punto di fusione e quindi l energia necessaria a fondere la miscela rispetto alla condizione in cui si impiega solo silice, soda e calcare. Grazie a tali vantaggi oggi si registrano percentuali di utilizzo del rottame come materia prima che raggiungono l 80% (20% di risparmio sui consumi). Un altro beneficio indotto dal riciclo è la riduzione degli inquinanti presenti nei fumi del forno di fusione. In Italia il riciclo del vetro è molto organizzato e diffuso, avendo raggiunto la quota del 66% che costituisce il record in Europa. L industria vetraria riutilizza oltre un milione di tonnellate annue di rottame di vetro proveniente dalla raccolta differenziata dei rifiuti solidi urbani (rottame ecologico). I rottami di vetro trovano anche impiego come materiale inerte da costruzione oppure come materiale isolante. Fattibilità economica Un analisi puntuale della fattibilità economica del riciclo a fine vita deve essere condotta mercato per mercato, con riferimento alle condizioni economiche e logistiche vigenti. Per quanto riguarda i costi, le voci legate alla logistica di recupero e condizionamento dei rottami sono quelle che presentano la maggiore variabilità da mercato a mercato. I costi di riciclo dipendono essenzialmente dalla tipologia di modulo e dalla tecnologia di processo utilizzata. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 38

39 Per quanto riguarda il valore dei materiali riciclati, esso dipende dalle dinamiche di mercato delle materie prime e dei materiali di recupero (semiconduttori, vetro, alluminio secondario). A tale proposito un recente studio 6 può fornire alcune indicazioni esemplificative. Lo studio fa riferimento al mercato americano e analizza le tre tipologie di moduli più diffuse, CIGS, CdTe e silicio mono e poli-cristallino. Nella tabella seguente sono riportati i valori di semiconduttori e vetro per i tre tipi di moduli analizzati (valori riferiti a 1m 2 di modulo). CIGS CdTe c-si Ga In Cd Te Si SC mass [g] 6,54 10,77 9,07 9, % recycling 80% 80% 99% 96% 60% SC recycled [g] 5,23 8,62 8,98 9,15 279,6 Price [$/g] 3,00 3,00 0,026 0,22 0,027 Value [$] 15,70 25,85 0,23 2,02 7,54 Glass mass [g] 17,68 16,64 16,64 Price [$/g] 3,72E-6 3,72E-6 3,72E-6 Value [$] 0,07 0,06 0,06 Total value [$] 41,62 2,31 7,54 Da questa analisi risulta che i moduli che a fine vita possiedono maggior valore sono quelli CIGS, seguiti da quelli in silicio. Tali valori vanno confrontati coi costi necessari a realizzare i processi di recupero e riciclo. Secondo gli autori il valore dei materiali eccede i costi solamente per i moduli CIGS ($ 20,24 di costo per metro quadro), mentre per i moduli CdTe e c-si la differenza è in passivo ($ 9,00 e $ 32,11 rispettivamente). La conclusione dello studio è che alle condizioni attualmente vigenti in USA non vi sono ragioni economiche che sostengano il riciclo dei materiali a fine vita. L introduzione di eventuali penali legate al loro conferimento in discarica potrebbe spostare gli equilibri di tale bilancio. Tale possibilità non è peraltro all orizzonte perché potrebbe causare alterazioni del mercato. Eventuali penali finalizzate ad internalizzare una parte dei costi esterni del fotovoltaico rappresenterebbero un onere che andrebbe esteso anche ad altre tecnologie di generazione, per non creare una situazione di svantaggio competitivo a danno di una tecnologia che presenta i costi esterni più bassi tra tutte. In assenza di tali drivers, riciclare i moduli rimane secondo gli autori una pratica volontaria motivata da ragioni di responsabilità sociale, tranne che per i moduli CIGS. A conclusioni completamente diverse arriva lo studio già citato 5, riferito al mercato europeo, che analizza i seguenti tre scenari: Il fattore determinante in tale graduatoria è il valore del semiconduttore, stimato pari a $ 25,8 per l indio (per metro quadro di modulo), a $ 15,75 per il gallio e a $ 7,54 per il silicio. Il valore del vetro risulta trascurabile rispetto a quello del semiconduttore. 6 McDonald M.C., Pearce J.M. Producer responsibility and recycling solar photovoltaic modules, Energy Policy 38, 2010 BAU WEEE VA dismissione a fine vita a carico degli end user nessuna prescrizione su soglie minime di raccolta recupero del solo alluminio conferimento in discarica FV incluso nella WEEE (soglie minime di raccolta) dismissione a fine vita a carico dei produttori raccolta e trattamento separato dagli altri rifiuti quota di riciclo regolata (70-80%) costi del riciclo ripartiti tra produttori e end user dismissione a fine vita a carico dei produttori quota di riciclo autoregolamentata (80%) costi del riciclo in carico ai produttori raccolta e riciclo affidati ad operatori specializzati GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 39

40 Lo studio si basa su uno scenario previsionale su base europea dei moduli da riciclare (quantità, mix tecnologie, efficienza dei processi, costi dei processi e della logistica) e analizza costi e ricavi derivanti dai tre scenari di sistema (BAU, WEEE e VA) relativi alla gestione del fine vita. I risultati sono sintetizzati nel grafico seguente: BAU - Costo totale user WEEE - Costo totale produttore WEEE - Costo totale user VA - Costo totale produttore VA - Costo totale user I costi legati all adozione dell accordo volontario (scenario VA) sono inizialmente più elevati, ma diminuiscono rapidamente al decrescere dei costi di trasporto, trattamento e riciclo derivanti da ottimizzazioni di processo, logistiche e da effetti di scala. Rispetto a quello WEEE lo scenario VA comporta costi inferiori e consegue maggiori effetti. Questo è in parte dovuto al fatto che esso prevede il riciclo dei materiali di maggior valore all interno della medesima filiera produttiva, situazione che nel medio termine può portare a una maggiore valorizzazione. Requisiti del sistema di riciclo La condizione per cui il sistema dello scenario VA è in grado di conseguire i risultati di impatto previsti è che siano garantite sufficienti quantità di moduli dismessi a fine vita, evitando che partite significative di moduli siano indirizzate verso profitti a breve termine (scenario BAU). Sono necessarie inoltre specifiche molto precise per il sistema di gestione dei moduli, la cui responsabilità è in capo ai produttori anche se anelli intermedi della catena del valore sono rappresentati da operatori terzi. Al fine di assicurare che la parte delegata dei contratti di servizio sia definita uniformemente e che sia assicurato un impegno da parte di tutti i produttori coinvolti, è necessario che tali contratti vengano definiti e gestiti da un ente centrale di coordinamento. Queste considerazioni si traducono nei seguenti requisiti: certificazione dei fornitori di servizio, al fine di assicurare la conformità a livelli minimi garantiti di qualità capitolati standard vincolanti per le operazioni di trattamento e riciclo, specifici per ogni tecnologia di modulo e basati sul concetto di best available tecnologies quali: - separazione del vetro da moduli c-si con grado di purezza tale da poter essere riutilizzato per produrre vetro float - estrazione del vetro da moduli thin film che possa essere riutilizzato per la produzione di materiali isolanti - separazione dei telai e riutilizzo come alluminio secondario - separazione dei cavi in rame e riutilizzo in impianti di rifusione - separazione del silicio da moduli c-si e riutilizzo attraverso la rifusione - recupero dei semiconduttori. raccolta centralizzata dei dati, necessaria a monitorare le quantità raccolte e riciclate. Tutti gli operatori della dismissione devono tracciare le quantità trattate e inviare i dati ai produttori e all agenzia centrale pesatura di tutte le partite in ingresso ed in uscita ai processi di riciclo protezione dei moduli nel trasporto al fine di prevenire danneggiamenti che possano pregiudicare la resa dei successivi processi di riciclo GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 40

41 packaging standardizzati per le fasi di trasporto e immagazzinamento dei moduli. registro dei produttori con segnalazione delle quantità immesse sul mercato e, se applicabile, anche di quelle dismesse. etichettatura chiara dei prodotti che includa informazioni precise su come operare la dismissione dei moduli. Il programma del Task 12 si articola su cinque anni ( ) ed è guidato dall EPIA in collaborazione con il Brookhaven National Laboratories di New-York (USA). Il bilancio ecologico ed economico della raccolta e riciclo a fine vita sarà influenzato in modo rilevante dalla logistica, cioè dalle distanze che devono essere coperte tra i punti di raccolta e quelli di trattamento. Questo fattore crea dei potenziali squilibri tra regione e regione vista l enorme differenza tra i paesi dell UE in termini di installato e di presenza di operatori. Laddove infatti vengano generate piccole quantità di moduli oppure gli operatori siano dispersi sul territorio, i benefici del riciclo potrebbero essere erosi dalle distanze elevate. IEA-PVPS L Agenzia Internazionale dell Energia è attiva sul tema del riciclo tramite il PhotoVoltaic Power Systems programme (PVPS). Il PVPS è un accordo di ricerca collaborativa relativo a progetti di applicazione dell energia fotovoltaica. Opera a livello globale attraverso una rete di team attivi negli stati membri. L attività si articola in 12 filoni di ricerca (Tasks), ciascuno dedicato a un tema specifico. PVPS Task 12 - PV Environmental Health & Safety In particolare l agenda del Subtask 1 Recycling of manufacturing waste and spent modules è finalizzata ai seguenti obiettivi: supportare lo sviluppo dell infrastruttura di raccolta attraverso lo studio di altre infrastrutture esistenti (elettronica, LCD,..) promuovere l interazione tra industrie e la condivisione di informazioni e risorse per la raccolta e il riciclo dimostrare la fattibilità tecnica e economica ai policy-makers in materia ambientale (es. WEEE e RoHS) identificare task comuni in cui le risorse possano essere condivise (es. separazione dell EVA dai moduli. Il Task 12 Environmental Health and Safety (EHS) è dedicato a facilitare la creazione di una visione condivisa dei problemi legati all impatto sulla salute e a diffondere conoscenza e buone pratiche presso gli stakeholders e i decision makers delle politiche energetiche e ambientali. GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 41

Anno XVIII - Supplemento al numero 44-21 luglio 2006 Spedizione in abbonamento postale D.L. 353/2003 (conv. in L. 46/2004) art. 1, comma 2, DCB Roma

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