Dati a supporto per il contributo fotovoltaico alla proposta CORR
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CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
Dati a supporto per il contributo fotovoltaico alla proposta CORR
Preparato da Massimo Falchetta per il Gruppo di lavoro CORR-Fotovoltaico
con il contributo di: Saverio Santomassimo, Salvatore Castello, Mario Castorina, Claudio
Felici, Assunta e Massimo Di Marino, Valter Di Gioia.
Abstract
Il documento presenta una serie di dati a supporto della proposta CORR di utilizzare la
tecnologia fotovoltaica per la produzione di energia elettrica nel c.r. Casaccia; a tal fine è
stata esaminata la letteratura più recente e sono stati intervistati alcuni colleghi che hanno
realizzato di recente impianti fotovoltaici per uso privato.
In Italia, a fine 2012, risultano realizzati più di 450.000 impianti, per un totale di circa 18
GW (18.000 MW) di potenza connessa alla rete elettrica nazionale.
La potenza totale installata nel mondo ha raggiunto i 100 GW. In conseguenza di ciò, la
tecnologia fotovoltaica è ormai un prodotto commerciale, inserito nel mercato globalizzato.
Nel corso degli anni 2011 e 2012 si è assistito a un crollo dei prezzi dei componenti e degli
impianti, per certi aspetti superiore alle previsioni.
In Italia nel corso del 2012 il costo medio degli impianti si è portato da circa 2.5 a 2 €/W
nel settore residenziale/commerciale e da 2 a 1.5 €/W nel settore industriale di
media/grande taglia. In effetti ormai anche un impianto di piccole dimensioni può essere
“autocostruito” con costi da 1.5 a 2 €/W, come dimostrano esempi concreti.
La tendenza alla riduzione dei costi internazionali continua, sotto l’effetto dell’aumento dei
volumi, della competizione internazionale e della riduzione drastica degli incentivi.
Il costo franco fabbrica delle celle è ormai inferiore a 0.5 €/W, mentre il costo di mercato è
dell’ordine di 0.6-0.7 €/W a seconda della qualità.
Con l’obiettivo Casaccia, la produzione realizzabile è dell’ordine di 1200 -1400 ore
equivalenti annue, a seconda dell’orientamento degli impianti; ciò è confermato dai dati
degli impianti privati presi in esame.
Con l’orizzonte 2014-2015, sulla base della ulteriore riduzione dei costi delle
apparecchiature, di pratiche progettuali/autorizzative standardizzate e di un’installazione
integrata con i lavori di riassetto delle coperture, è possibile preventivare un range di costi
dell’ordine di 1.1 – 1.5 €/W.
Su questa base, il range di costi dell’energia prodotta, a seconda delle assunzioni
economiche di finanziamento e ammortamento, si aggira su valori da 0.07 a 0.1 €/kwh
nella migliore delle ipotesi, a 0.12 – 0.16 €/kwh nella peggiore delle ipotesi.
Uno opportuno studio di fattibilità potrà concretizzare maggiormente le assunzioni, anche
in rapporto a possibili incentivi o ad altre considerazioni di opportunità e sinergie
dell’intervento rispetto alla missione costitutiva dell’ENEA.
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1 Obiettivo
Obiettivo del documento è presentare una serie di “dati di fatto” a supporto della proposta
di un impiego sostanziale di tecnologie fotovoltaiche “allo stato dell’arte” nell’ambito della
proposta CORR – Proposta per un Progetto Casaccia Emissioni Zero – presentata il 19
dicembre 2012 alla presenza del Direttore del Centro Casaccia, ing. Citterio.
Durante la suddetta riunione è stato convenuto che (e ciò è stato giustamente ribadito dal
Direttore del centro) nel prosieguo delle azioni volte a formulare un progetto specifico
venga posta la massima attenzione alla fondatezza tecnica/economica delle soluzioni
proposte.
Lungi dal formulare uno studio specifico di fattibilità - che dovrà meglio specificare aree
disponibili e caratteristiche tecniche delle stesse atte a previsioni accurate della
produzione energetica in termini quantitativi (globali annui, mensili e/o giornalieri) e in
termini di pattern orario - in modo da argomentare al meglio tutti gli aspetti di integrazione
con il carico elettrico della Casaccia, questa nota presenta la situazione tipica della
tecnologia “allo stato dell’arte” applicabile, principalmente sui tetti degli edifici, con
riferimento al 2014-2015, anni in cui prevedibilmente si potranno iniziare e possibilmente
completare le installazioni.
I dati presentati sono principalmente frutto di bibliografia molto recente (si veda:
Riferimenti, con una serie di documenti pubblici che assommano a parecchie centinaia di
pagine) e di conoscenze personali e professionali dei membri del Gruppo di Lavoro.
Lungi dal proporsi come dati “oggettivi” e “indiscutibili” in un panorama tecnologico che si
presenta per forza di cose dialettico ed esposto a discussioni, i dati esposti possono ben
rappresentare la “visione” del gruppo CORR sull’argomento.
Non si presenteranno nel dettaglio le tecnologie di impianto e costruttive dei moduli e
dell’installazione specifica, che si danno per acquisite e relativamente di pubblico dominio
in ENEA.
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2 Evoluzione recente della tecnologia fotovoltaica – in particolare in Italia
La tecnologia fotovoltaica ha avuto un incredibile sviluppo di mercato negli anni recenti,
sviluppo che ha addirittura sorpreso molti fra gli addetti ai lavori, in particolare nel corso
del 2011 e 2012. A fine 2012 l’installato mondiale ha raggiunto i 100 GW (100.000 MW).
Uno dei paesi in cui questo sviluppo a carattere quasi “inflattivo” si è verificato è proprio
l’Italia.
Non è nostra intenzione in questa sede affrontare la questione se tale sviluppo sia stato
più o meno “virtuoso” e/o trainante per l’economia nazionale piuttosto che un “peso” per i
consumatori; è un dato di fatto che questo sviluppo si è verificato; fatto più importante per
gli scopi del CORR è che questo sviluppo “mondiale” (essendo la tecnologia fotovoltaica
un tipico prodotto da mercato globalizzato) si è accompagnato a un “crollo” dei prezzi
superiore alle aspettative, come verrà argomentato più avanti.
Questo sviluppo, almeno in Italia, è stato favorito certamente da un sistema incentivante
particolarmente generoso, ma anche dalla caratteristica della tecnologia fotovoltaica di
essere modulare e adattabile a varie situazioni, dal Nord al Sud del paese; di sfruttare un
ampia gamma della radiazione solare, e non solo la componente diretta, con una
maggiore adattabilità climatica rispetto ai sistemi a concentrazione; di potersi installare in
maniera semplice tantochè, di fatto, i vincoli maggiori sono di tipo burocratico piuttosto che
tecnico.
In sintesi, il breve ma denso articolo di Graditi [1], riporta i seguenti dati:
• a metà ottobre 2012 risultavano in esercizio, in Italia, circa 451.000 impianti per una
potenza complessiva di oltre 17 GW (17.000 MW). Questa potenza ha poi superato i
18 GW nel corso del 2012, secondo le stime più recenti.
• del totale della potenza distribuita sul territorio italiano, circa la metà (49%) è
costituita da impianti a terra; poco meno della metà (41%) da impianti su edifici; Il
resto, impianti su serre e pensiline (6%) o elementi di arredo urbano (4%) come
barriere acustiche e stradali
• le installazioni interessano tutte le regioni italiane; la Puglia si distingue per potenza
totale (circa 2.2 GW, in gran parte su impianti a terra), mentre la Lombardia per
numero di impianti (quasi 50.000).
Si può quindi affermare che la tecnologia fotovoltaica in Italia è indubbiamente pienamente
commerciale, e può vantare una pluralità di operatori in grado di fornire tutti i componenti
necessari.
Si può ritenere che l’applicazione più tipica in Casaccia potrebbe essere quella sui tetti
degli edifici, sfruttando anche il fatto che molti far questi saranno comunque soggetti a
ristrutturazione.
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3 Costi e producibilità tipiche nella situazione italiana
Nota metodologica: Differentemente da altre tecnologie di produzione elettrica, nel caso
degli impianti fotovoltaici ci si riferisce in genere alla Potenza di Targa (nameplate) P0, che
è relativa al campo solare (insieme dei moduli) in condizioni standard (es: PTC – PVUSA
Test Conditions: Irraggiamento 1000 W/m2; Tamb 20 °C; T moduli: 50 °C; V vento: 1 m/s) e non
all’impianto completo di inverter e connessioni elettriche.
P0 viene in genere assunto come “valore di riferimento” per l’impianto completo.
La Potenza nominale Pn dell’ impianto solare completo (ai morsetti dell’inverter o del
trasformatore lato rete) è quindi in generale inferiore alla P0 in quanto vanno computate le
perdite dell’inverter, delle connessioni elettriche e dovute alla reale temperatura operativa
dei moduli). Come regola pratica Pn ≈ 0.8-0.9*P0.
Nel seguito comunque, sia per quanto riguarda costi che ore equivalenti di
produzione, ci si riferirà alla P0.
3.1 Costi
Occorre prima di tutto rimarcare che le installazioni proposte in ambito CORR si possono
ragionevolmente programmare, a livello di emissione di ordinativi, a partire dal 2014. Ciò
non è indifferente, visto che il trend previsto è quello di una continuazione della discesa
dei costi di mercato.
Riguardo all’evoluzione registrata di recente sempre in [1] viene fatto notare che:
• a livello internazionale, il costo del silicio a metà del 2012 è diminuito sino a
raggiungere circa 21 $/kg; il calo dei prezzi si è attestato intorno al 43% per i moduli
in silicio poli-cristallino e al 40% per i moduli in silicio mono-cristallino. Per gli
inverter si è registrato, nel corso del 2011-2012, un trend medio di riduzione dei
prezzi di circa il 30-35%.
• nel 2012 il trend registrato in Italia è stato il seguente: nel settore residenziale, per gli
impianti di piccola-media taglia (da qualche kW a qualche centinaia di kW) il costo
dell’installato è passato da 2.5 €/W a 2 €/W ; nel settore industriale di grande taglia
(da qualche MW a qualche decina di MW), da 2 €/W a 1.5 €/W.
• nonostante le previsioni degli inizi degli anni 2000 (Martin Green) in cui si prefigurava
che l’avvento di “celle di nuova generazione” avrebbe surclassato in termini di costo i
moduli al silicio cristallino, quest’ultimo detiene ancora saldamente l’87% delle quote
di mercato, con costi dei moduli che sono comunque calati notevolmente (compresi
fra 0.5 e 0.7 €/W) ed efficienze che sono aumentate e sono ormai prossime al 20%.
Tra le tecnologie di “seconda generazione” soltanto il CdTe ha raggiunto le previsioni
di costo ed efficienza attese.
A questo proposito, si allega (All.1) un estratto da un recente articolo tratto dalla rivista
Renewable Energy World [4], che argomenta come l’efficienza “commerciale” delle celle a
film sottile in cd-Te sia attualmente dell’ordine 12.7% - con i migliori campioni misurati al
14.4% per il modulo – con la prospettiva di raggiungere il 15% entro il 2015. A ciò
corrispondono costi di produzione di 0.67 $/W (circa 0.5 €/W) e prospettiva a breve
termine di 0.59 $/W (0.45 €/W). Le prestazioni dei moduli al silicio sono ancora superiori
(fra 15 e 20%) con costi specifici (€/W) come si è detto ancora abbastanza allineati.
I documenti [2] e [3] in particolare (ma altri sono reperibili sul web) illustrano con dovizia di
dati e grafici il trend evolutivo dei costi dei vari materiali registrati nel 2011 e nel 2012.
In particolare interessante il cap. 1 di [2], espressamente dedicato alla Tecnologia e Costi.
Va rimarcato come questi risultati sorprendenti per chi non ha seguito direttamente
l’evoluzione della tecnologia fotovoltaica (compreso chi scrive) – essendosi il “crollo dei
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prezzi” registrato molto di recente, ovvero fra il 2011 e il 2012 – fossero abbastanza
prevedibili esaminando i trend del passato; si veda ad esempio la fig. 1, tratta da [5] che si
ferma appunto al 2010, mentre proprio nel biennio 2011-2012 la produzione di moduli, che
è il driver principale, è letteralmente “esplosa”. E in realtà i costi dei moduli sono scesi
ancora più di quanto era prevedibile nel 2010.
Fig. 1 – Declino nel costo F.F. dei moduli fotovoltaici in conseguenza dell’aumento
dei volumi – tratta da [5].
Sempre lo studio citato ([5]), stima i costi dei componenti necessari a conseguire l’obiettivo
SunShot del DOE per il fotovoltaico, al 2020. Si può notare come (es. il già citato [4]) sul
lato dei moduli tali costi sono già prossimi a essere conseguiti a breve, e lo saranno quasi
certamente entro il 2015. Rimane da verificare il trend degli altri componenti – in
particolare per i “privati” italiani sono tendenzialmente elevati i costi progettuali/burocratici
(ovvero la parte BOS-non-hardware, che comprende anche gli oneri finanziari). E’
evidente che il valore limite si otterrebbe con costi dei moduli “tendenti a zero” dopodiché
rimarrebbero comunque i costi relativi ai supporti, alla parte elettrica, al progetto e
installazione. Occorre notare come il forte decremento dei costi del fotovoltaico
tradizionale (fisso) sta anche ponendo sotto stress competitivo approcci diversi, in
particolare il fotovoltaico a concentrazione e lo stesso solare termodinamico senza
accumulo.
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Fig. 2 – Previsioni dei costi dei vari componenti di impianto al fine di conseguire l’obiettivo
Sunshot – tratta da [5].
La figura 3 seguente, tratta invece dallo studio EPIA [3], illustra gli scenari di evoluzione di
prezzo attesi nel prossimo decennio per i vari segmenti di mercato europeo.
Fig. 3 – Scenari di evoluzione del costo di un sistema fotovoltaico (€/W) secondo [3].
La tendenza prospettata da EPIA è quindi quella di scendere fino a valori di 1 €/W entro il
2022, mentre Sunshot punta a 1$/W al 2000. Occorre notare che EPIA rappresenta i
“produttori europei” – interessati a mantenere un prezzo e una tarifficazione favorevoli –
mentre SunShot è un programma del DOE, da sempre interessato a raggiungere “il minor
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costo possibile per il consumatore americano” e da tempo immemorabile fautore di “1
dollaro al Watt”; questa volta però con buone prospettive.
A parte queste considerazioni di prospettiva, il caso di interesse per la Casaccia è
chiaramente un misto fra il settore industriale e commerciale, con applicazioni di tipo
“residenziale” per eventuali “edifici esemplari” da edificare ad-hoc se del caso,
nell’orizzonte 2014-2015.
3.2 Produzione energetica e “profittabilità”
La profittabilità di un impianto fotovoltaico è sostanzialmente determinata da:
• costi di investimento specifici (€/W)
• produzione specifica (Wh/W, ovvero “ore equivalenti”)
• oneri di manutenzione (normalmente valutati in termini di percentuale annua del
costo di investimento)
E’ il caso di specificare meglio il concetto di “ore equivalenti”, dato che è ampiamente
utilizzato, non solo nel caso del fotovoltaico ma nella valutazione di qualsiasi impianto di
produzione elettrica.
Dato un impianto di Potenza di targa P0 – che, come già detto, nel caso del fotovoltaico è
quella potenza che il campo solare eroga sotto un irraggiamento “nominale” di 1000 W/m2
– il rapporto fra Energia annua prodotta dall’impianto E e Potenza di targa P0 fornisce le
ore annue equivalenti h
h=E/P0 , ovvero E=P0*h
Per quanto riguarda i costi specifici, si è già argomentato ampiamente al punto 3.1
Per quanto riguarda la producibilità, secondo l’esperienza attuale, in Italia h va dalle 900-
1200 ore/anno al Nord alle 1500-1600 al Sud; per la zona di Casaccia si può assumere un
valore orientativo da 1200 a 1400 ore/anno; cautelativamente 1250 ore/anno nell’arco
della “vita commerciale” (assumibile in 20 anni; ben maggiore è la vita reale, di 30 anni o
più). E’ noto che la produzione dei moduli degrada nel tempo, con una riduzione
orientativa di circa 0.9 – 1.5%/anno rispetto al valore iniziale; ciò corrisponde a una
riduzione del 18-30% a venti anni. Peraltro i dati registrati in Casaccia, fig. 7, sono
migliori; è inoltre da considerare che gli anni iniziali sono anche quelli più importanti per
l’ammortamento dell’investimento.
Per quanto riguarda gli oneri di manutenzione, essi sono notoriamente molto contenuti,
atteso di acquistare materiale (moduli e inverter) di buona qualità. In particolare i moduli
non richiedono una pulizia o attività di manutenzione ordinaria; gli inverter attuali hanno
una vita utile di 10 anni e sono sostituibili senza particolari problemi. La statistica riporta
oneri totali di manutenzione dell’ordine del 2% del costo totale di investimento all’anno.
Senza entrare qui nei dettagli del calcolo di redditività, la seguente figura 2, sempre tratta
da [3], illustra la tendenza al raggiungimento della Grid parity per i diversi segmenti in
alcuni paesi europei. Grid-parity, o più precisamente “Dynamic Grid parity” è definita
come ([3]) “il momento in cui, in un particolare segmento di mercato e in un particolare
paese, il valore attuale dei guadagni a lungo termine (considerando gli introiti, i risparmi, i
costi e l’ammortamento) conseguibili a partire dalla fornitura elettrica da parte di un
impianto (fotovoltaico, nel caso in esame) eguaglia i costi a lungo termine associati alla
fornitura di energia elettrica prodotta e trasmessa in modo tradizionale fino all’utenza
considerata”.
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La tendenza al prossimo raggiungimento della Grid Parity anche in assenza di
incentivazione è trattata anche al cap. 7 (Grid parity) di [2] (i grafici non sono esportabili,
per cui non sono inclusi nella presente nota).
In particolare la figura 7.3 del suddetto rapporto illustra come, per impianti da 200 kW
realizzati in “full equity”, per il Centro Italia e una vita di 20 anni, l’IRR risulta positivo già
per un costo di impianto pari a 2000 €/kW.
E’ chiaro quindi che la Grid-parity dipende dal segmento di mercato in quanto esso
influenza la tipologia e i costi di impianto, l’accesso al credito e il costo della fornitura
convenzionale.
In particolare, per il settore commerciale/industriale la Grid-parity in Italia è prevista come
conseguibile, in un regime di prezzi “medi”, fra il 2014 e il 2015.
Date più remote sono richieste per conseguire una “generazione di valore”, ovvero un
guadagno economico puro e semplice tale da consigliare, per esempio a un privato o a
una banca, di investire in un impianto fotovoltaico piuttosto che in strumenti finanziari (ad
esempio) anche in assenza di incentivi.
Queste affermazioni di tipo generale andranno contestualizzate con analisi di dettaglio, ma
la situazione appare promettente.
Fig. 4 – Impatto dei parametri dinamici (costo del capitale e costi del sistema) sulle date
previste per la competitività, secondo [3].
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In conclusione si può ragionevolmente affermare che la tecnologia fotovoltaica ha ormai
allo stesso tempo:
1. una dimensione ormai pienamente commerciale
2. un trend evolutivo che ha registrato un progresso notevole – e in parte superiore alle
aspettative – nel biennio 2011-2012, e non ha ancora raggiunto il “livello stazionario”;
quindi promette ancora uno sviluppo nella direzione della riduzione del costo e
dell’aumento dell’efficienza, con risultati sensibili di anno in anno.
Poiché quando si parla di costi si entra nel campo “sensibile” degli interessi commerciali,
solo la emissione di gare di appalto aperte a una sana competizione potrà mettere i
numeri nero su bianco. Si può però stimare come realistico per il livello attuale di
“fattibilità” con orizzonte 2014-2015 un intervallo di costi per impianti da posizionare
essenzialmente sui tetti in una forchetta fra 1.1 e 1.5 k€/kW “chiavi in mano”, tenendo
conto che parte o la totalità degli oneri di installazione sono assorbibili nei costi di
manutenzione straordinaria delle coperture già programmate o che risulteranno indifferibili
o da realizzare sulla base del programma di miglioramento dell’efficienza energetica degli
edifici.
Recentemente, l’azienda “Officienae Verdi” www.officinaeverdi.it spin-off di Unicredit e
WWF (fondazione), in partnership con la tedesca Solon (produttore di componenti
fotovoltaici) si è dichiarata in grado di fornire un impianto da 100 kW per il settore
industriale al costo di 135.000 euro (1.35 k€/kW; esattamente a metà della “forchetta”
indicata) e si propone quindi fin da subito in grado di assicurare la “Grid parity” in questo
settore, assicurando di poter fornire elettricità a 9 eurocent/kWh.
Aldilà di calcoli di profitto economico, che andranno fatti e sostanziati quanto prima, non
dovrebbe però sfuggire il valore aggiunto intrinseco dell’investimento in tecnologia
rinnovabile per un ente come l’ENEA. Investimento che consentirà, fra l’altro, di fornire un
banco prova reale già pronto anche per la pratica di soluzioni che costituiranno
l’evoluzione futura della tecnologia della produzione e distribuzione elettrica degli anni a
venire, in particolare il paradigma “smart-grid” in cui il “consumatore” di energia diviene
anche “produttore” (“prosumer” in gergo inglese) pur mantenendosi collegato alla rete
nazionale.
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3.2 Esempio di calcolo semplificato
Una formula semplificata che fornisce il “costo livellato” dell’energia prodotta è la
seguente:
Ckwh = C*(R+M)/he, con:
Ckwh = costo del kWh €/kWh
C = costo specifico €/kW
R = Tasso di ritorno del capitale (%)
M =Oneri di manutenzione (O&M) in frazione annua del costo di investimento
he = ore equivalenti annue di produzione
R= r/(1-(1+r)-n) essendo n il periodo di ammortamento in anni e r il tasso di interesse
reale, pari alla differenza fra tasso di interesse nominale e inflazione.
Nel caso in esame:
C = 1100 – 2000 €/kW
r = 0.04 – 0.07
n = 15 – 20 anni
M= 0.02 (2%/anno)
he= 1200 -1400 ore
La figura 5 illustra l’andamento del costo del kWh livellato in funzione del costo di
impianto; sono prese in esame tre ipotesi:
• Costo “minimo” (CkWh min): r= 0.04; n= 20; he =1400
• Costo “nominale” (CkWh nom): r= 0.05; n= 20; he =1250
• Costo “massimo” (CkWh max): r= 0.07; n= 15; he =1200
Costo del kWh "livellato"
0.22
CkWh min
0.2 CkWh nom
CkWh max
0.18
0.16
€/kWh
0.14
0.12
0.1
0.08
0.06
1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
Costo specifico (€/kW)
Fig. 5 – esempio di calcolo semplificato del Costo del kWh
La figura ben illustra il range dei valori “attendibili” che saranno meglio definiti dallo studio
di fattibilità; da confrontare con i costi della fornitura elettrica e gli eventuali incentivi.
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4 L’esperienza ENEA
L’ENEA ha un intero centro di ricerca (il centro di Portici) dedicato allo sviluppo della
tecnologia fotovoltaica, e gestisce da anni corsi per progettisti e installatori di impianti
fotovoltaici. Si veda ad esempio ([9]); il prossimo corso si terrà dal 28 gennaio al 22
febbraio 2013. L’ENEA è stato pioniere nello sviluppo fotovoltaico italiano (sia sul lato
tecnologico che impiantistico) realizzando fra l’altro l’impianto Delphos, da 300 kW (taglia
“record” all’epoca) come si può rilevare da [6]: “… Il 13 dicembre 1986 l’ENEA inaugurava,
alla presenza dell’allora Ministro dell’Industria Valerio Zanone e del Presidente dell’Ente
Prof. Umberto Colombo, il DELPHOS (Demonstrative Electrical PHotovoltaic System), per
l’epoca, il più grande impianto fotovoltaico mai costruito in Europa…”. Il Delphos fu
posizionato a Manfredonia, sulla collina di Monte Aquilone. Al primo gruppo da 300 kW,
realizzato con una unica struttura reticolare che manteneva i moduli in un unico piano
rendendolo visibile da grande distanza (“Land Art”, venne definito) vennero poi aggiunti
altri impianti sperimentali di più piccola taglia per un totale di 630 kW. Nell’arco di 20 anni
Delphos ha prodotto 6500 MWh, totalizzando quindi una media di 515 ore operative
annue, oggettivamente poco, ma giustificabili con il carattere sperimentale dell’impianto,
non finalizzato quindi a una gestione di tipo “commerciale”.
4.1 La stazione sperimentale del c.r. Casaccia
Anche in Casaccia esiste una tradizione fotovoltaica, sia sul lato tecnologico che
impiantistico. In particolare è attiva tuttora un’area sperimentale inaugurata nel 1983, in
area Capanna, concepita fin dal 1979 dall’allora CNEN, come risulta da [7].
I primi moduli, della statunitense Arco Solar (ora Solarex www.solarex.com) e della
padovana Helios Technology (allora pioniera in Italia, tuttora operante
http://www.heliostechnology.com/) arrivarono fra il 1980 e il 1982.
Fig. 6 - La stazione sperimentale fotovoltaica del c.r. Casaccia nel 1983.
Fra le attività della stazione sperimentale, oltre al supporto ad azioni di ricerca “di
sistema”, ad esempio la sperimentazione sulla produzione di idrogeno per via elettrolitica
da fonte solare – attività SAPHYS descritta in [8], svolta alla fine degli anni ’90 - una delle
principali è stata la verifica della durata nel tempo dei pannelli e della degradazione delle
relative prestazioni. Da questo punto di vista ([7]) si può dire che i moduli al silicio
cristallino dei primi anni ’80, pur raggiungendo un’efficienza circa la metà dell’attuale (9%
circa contro il 18% circa della gamma al top attuale) hanno mostrato una resistenza
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notevole, essendo in gran parte ancora attivi dopo 30 anni (47moduli su 55, ovvero l’85%)
e mostrando un rateo di degradazione delle prestazioni notevolmente contenuto,
dell’ordine del 13% in 30 anni; quindi circa 0.4%/anno, ovvero la metà del rateo
normalmente considerato per l’applicazione commerciale.
In fig. 7, tratta da [7], è meglio illustrato l’andamento sperimentale della degradazione
delle prestazioni, che mostra una prima fase di circa 20 anni più contenuta, seguita da
una fase di aumento della degradazione a partire dal 23° anno operativo.
Fig. 7 - Degradazione dell’efficienza media registrata sui moduli al silicio del c.r. Casaccia.
Attualmente, la stazione sperimentale del CR casaccia è in corso di trasformazione: si stà
infatti allestendo una test-facilty finalizzata alla valutazione delle prestazioni outdoor di
moduli fotovoltaici di diverse tecnologie in accordo con la normativa internazionale, anche
nota come valutazione dell’ Energy Rating dei moduli.
Parallelamente sono in corso di svolgimento attività sperimentali su inverter fotovoltaici di
nuova generazione in collaborazione con industrie nazionali.
Vista posteriore di una nuova serie di moduli installati nell’ottobre 2012
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4.2 L’impianto fotovoltaico sul parcheggio ENEA
Nel 1991 è entrato in servizio un impianto fotovoltaico sul parcheggio del c.r. Casaccia, a
scopo sperimentale/dimostrativo. La potenza di targa dell’impianto era di 100 kW, per
una superficie attiva totale (pannelli) dell’ordine di 1000 m2.
Il rendimento dei moduli era infatti dell’ordine del 10%. L’impianto ha operato per circa
15 anni essendo stato dismesso nel 2006 in quanto da tale data non sono più stati
assicurati i fondi per la sua manutenzione ordinaria. Peraltro i pannelli sono ancora visibili,
seppur inattivi. Durante la sua attività ha prodotto energia immessa nella rete interna
della Casaccia – non remunerata né (presumibilmente) contabilizzata ad-hoc – per circa
100 MWh/anno (ore operative annue medie: circa 1000).
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5 Esperienze recenti di membri del CORR e altri privati cittadini.
Come già ricordato al cap. 2, negli anni più recenti la tecnologia fotovoltaica è uscita dalla
fase sperimentale per cui, seppur godendo di sostanziali incentivi in conto energia, è stata
oggetto di applicazioni da parte di aziende e privati; fra questi alcuni dipendenti ENEA che
si sono prestati a fornire i dati progettuali e operativi di seguito descritti.
5.1 Impianto Saverio Santomassimo
Si tratta di un impianto fotovoltaico per uso familiare, entrato in esercizio il 1/07/2012,
connesso alla rete di distribuzione, realizzato sul tetto di una casa di civile abitazione sita
in Anguillara Sabazia.
L’energia elettrica prodotta è riversata completamente in rete con allaccio in Bassa
Tensione monofase (220 V c.a.) tramite Inverter.
I pannelli sono posizionati in modo complanare al tetto, parzialmente integrati allo stesso e
quindi con la stessa inclinazione del tetto (circa 20°) r ispetto al piano orizzontale.
Non sono presenti ombre significative.
Potenza di Targa P0 3.6 kW
Orientazione 45° (Sud-Est)
Inclinazione (Tilt) 20°
Inverter Power One, mod. PVI 3.6-TL OUTD - 3.6 kW
Moduli Bosh M240 3BB da 240 Wp
Numero moduli 15, in due stringhe in parallelo
(stringa 1: 7 moduli in serie; stringa 2: 8 moduli in serie)
Celle Silicio Monocristallino
Tensione a vuoto stringhe (Voc) 261,8 V (prima stringa) 299,2 V (seconda stringa)
Corrente di corto circuito ISC 8.6 A
Tensione VMP 210 V (prima stringa) 240 V (seconda stringa)
Corrente IMP 8,1A
Classificazione di efficienza: -0/+4,99 Wp
Dimensioni: 1660mm x 990mm (Singolo modulo)
Rendimento nominale celle: 17%
Rendimento complessivo modulo (*) 14.63%
(*) rispetto all’area totale del modulo, comprese cornici etc.
Il campo fotovoltaico è così configurato:
Numero di stringhe per Inverter 2
Numero di moduli per stringa 7 (prima stringa) 8 (seconda stringa)
Numero totale di Inverter 1
Tensione tot. stringa VMP a 25°C 210 V (prima stringa) 240 V (seconda stringa)
Superficie complessiva campo 24,6 m².
Ogni serie di moduli è munita di diodo di blocco per isolare ogni stringa dalle altre in caso
di accidentali ombreggiamenti, guasti etc.
La linea elettrica proveniente dai moduli fotovoltaici è messa a terra mediante appositi
scaricatori di sovratensione con indicazione ottica di fuori servizio, al fine di garantire la
protezione dalle scariche di origine atmosferica.
14CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
L’inverter è dotato di sistema di inseguimento della massima potenza erogabile dai moduli
(MPPT) che può gestire due stringhe. Le caratteristiche tecniche sono le seguenti:
Ingresso max: 3750 Wp
Tensioni in ingresso consentite: 600V
Numero di MPTT indipendenti 2
Corrente massima in ingresso per ogni MTTP 16 A
Efficienza pesata (EURO/CEC) 96,90%
Peso: 17,5 kg
Le strutture di sostegno sono costituite da telai ancorati alla struttura del tetto, con
ancoraggi dimensionati per resistere a raffiche di 120 km/h (33 m/s circa).
Prestazioni
L’energia producibile stimata in sede di progetto è pari a 4880 kWh/anno (1355 ore
equivalenti).
L’energia registrata dal primo luglio 2012 all’11 gennaio 2013 (6 mesi e 11 giorni) è stata
pari a 2461 kWh; riportata a un anno - tenendo conto della distribuzione statistica di
irraggiamento) sarebbe pari a 4953 kWh/anno (1375 ore equivalenti), quindi in linea con le
previsioni.
Costo di impianto
L’impianto ha avuto un costo totale di 7381 € (2050 €/kW), così composto:
pannelli 3436 954 €/kW
inverter 993 276 €/kW
quadro di campo 248 69 €/kW
struttura 612 170 €/kW
Materiale elettrico vario 786 218 €/kW
Certificato di conformità e progetto 550 153 €/kW
Progetto comune 500 139 €/kW
Allaccio ENEL 256 71 €/kW
totale 7381 2050 €/kW
Occorre notare che il lavoro di progettazione e l’installazione sono stati a cura del
proprietario Santomassimo, che dispone di significative competenze tecniche-realizzative.
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Impianto Santomassimo: pannelli fotovoltaici
Quadro di stringa con scaricatori Inverter
Quadro di distribuzione e contatore ENEL
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5.2 Impianto Felici
Si tratta di un impianto fotovoltaico per uso familiare, entrato in esercizio il17/12/2010,
connesso alla rete di distribuzione, realizzato sul tetto di una casa di civile abitazione sita
in Ostia Antica.
L’energia elettrica prodotta al netto di quella utilizzata nell’abitazione è riversata in rete con
allaccio in Bassa Tensione monofase (220 V c.a.) tramite Inverter.
I pannelli sono posizionati in modo complanare al tetto, parzialmente integrati allo stesso e
quindi con la stessa inclinazione del tetto (circa 20°) r ispetto al piano orizzontale.
Non sono presenti ombre significative.
Potenza di Targa P0 4,32 kW
Orientazione 71° (Sud-Ovest)
Inclinazione (Tilt) 20°
Inverter Fronius IG 40 TL
Moduli SANYO HIT 240 HDE4
Numero moduli 18 in due stringhe da 9
Celle Silicio Monocristallino a tecnologia ibrida Si-a
Efficienza cella/modulo* 20% / 17,3
Tolleranza di resa +10/-5 %
Coefficiente temperatura Pmax %/°C -0,30
Dimensioni modulo 1610mm x 861mm (Singolo modulo)
Superficie complessiva campo 24,95 m².
(*) rispetto all’area totale del modulo, comprese cornici etc.
Ogni serie di moduli è munita di diodo di blocco per isolare ogni stringa dalle altre in caso
di accidentali ombreggiamenti, guasti etc.
La linea elettrica proveniente dai moduli fotovoltaici è messa a terra mediante appositi
scaricatori di sovratensione con indicazione ottica di fuori servizio, al fine di garantire la
protezione dalle scariche di origine atmosferica.
L’inverter è dotato di sistema di inseguimento della massima potenza erogabile dai moduli
(MPPT) che può gestire due stringhe. Le caratteristiche tecniche sono le seguenti:
Ingresso max: 4190 Wp
Tensioni in ingresso consentite: 350-700V (800max)
Numero di MPTT indipendenti 2
Corrente massima in ingresso per ogni MTTP 12 A
Efficienza pesata (EURO/CEC) 97,30%
Peso: 19,1 kg
Le strutture di sostegno sono costituite da telai ancorati alla struttura del tetto, con
ancoraggi dimensionati per resistere a raffiche di 120 km/h (33 m/s circa).
17CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
Prestazioni
L’energia producibile stimata in sede di progetto è pari a 5500 kWh/anno (1273 ore
equivalenti).
L’energia registrata nel primo anno è stata pari a 6060 kWh (1402,7 ore equivalenti)
ottimo risultato considerato l’orientamento non ottimale, tuttavia spiegabile dalla ottima
annata rispetto alle giornate di sereno, e le performances superiori dei pannelli a
tecnologia ibrida. Il secondo anno sostanziale conferma delle prestazioni dell’anno
precedente, 6047 kWh. L’inverter è dotato di data logger il quale memorizza i dati di
produzione con cadenza di un quarto d’ora e di relativo software per l’analisi dei dati
raccolti.
Costo di impianto
L’impianto ha avuto un costo totale a corpo di 17,5 k€ (4.05 €/W). Tale costo superiore ai
prezzi di mercato correnti per il 2010 è stato tuttavia ritenuto accettabile per l’
imprescindibile scelta personale del pannello Sanyo e dell’inverter Fronius.
Varie viste dell’impianto Felici
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5.3 Impianto Castorina
Si tratta di un impianto per uso privato realizzato sul tetto di un’abitazione civile, con
potenza di picco 5.25 kW, entrato in funzione il 15 marzo 2011. L’ordinazione dei
componenti è iniziata a dicembre 2010, e l’impianto è stato fornito “chiavi in mano”.
Potenza di Targa P0 5.25 kW
Orientazione Est-Ovest (due falde)
Inclinazione (Tilt) 30° circa
Area totale 35 m2
Inverter SMA
Moduli Suntech (cinese) da 210 Wp
Numero moduli 25, in due stringhe (13 + 12)
Rendimento nominale moduli 14.1 %
• Costo totale chiavi in mano: 21450 euro (4085.7 €/kW)
• Produzione registrata nel periodo 15 marzo 2011 – 15 marzo 2012: 6344 kWh
(1200.8 ore equivalenti).
Durante il 2012 l’interruzione non prontamente rilevata di un fusibile ha portato a una
produzione ridotta (una stringa su due per parecchi mesi). Il problema è facilmente
risolvibile utilizzando una gestione del campo che preveda una “cella campione” collegata
all’inverter (costo 200-300 euro) o al sistema di monitoraggio; ciò consente di produrre un
allarme in caso di produzione “anomala”.
5.4 Impianto Di Marino
L’impianto, per civile abitazione, è stato ordinato nel febbraio 2012 ed è entrato in servizio
nell’ottobre del 2012.
Potenza di Targa P0 5 kW
Orientazione Sud
Area totale 35 m2
Numero moduli 21
Il costo totale “chiavi in mano” è stato di 15000 € (3 €/W). Data la breve vita, non sono
significativi i dati di produzione registrata.
19CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
5.5 Impianto Di Gioia
Si tratta di un piccolo impianto – 920 W di picco – autocostruito. Contrariamente agli altri
fin qui presentati, non opera in regime di cessione all’ENEL ma in autoconsumo tramite
accumulo in batteria, con inverter/UPS. L’impianto si aggancia o sgancia dall’ENEL a
seconda dello stato di carica delle batterie (sotto il 40% l’abitazione si alimenta da ENEL;
al di sopra si alimenta da sistema fotovoltaico/accumulo). Questa soluzione è più
costosa, oltre a non accedere alla tariffa incentivante. I costi sono comunque risultati
contenuti:
• 4 pannelli (tot. 920 Wp): 600 € (0.65 €/W)
• 1 inverter 5 kW (sovradimensionato per poter fornire spunto a pompe): 850 € (0.17
€/W)
• regolatore di carica invernale (cinese, 20 A): 50 €; estivo (tedesco, 45 A): 180 €
• cavi (a bassa tensione 26-32 V, quindi sovradimensionati, 32 mmq): 300 €
• centralina di connessione/sconnessione a ENEL: 300 €
• staffe ancoraggio e accessori: 200 €
Le batterie erano parte pre-esistenti, parte recuperate (400 Ah, PB/acido, 2 stazionarie + 4
trazione): totale 320 €
Il costo complessivo ha quindi raggiunto 2700 € (2.934 €/W); non è confrontabile per varie
ragioni con gli impianti connessi a rete, ma conferma di consentire, in prospettiva e ove
necessario, soluzioni economiche anche in configurazione con accumulo.
Impianto Di Gioia
Pannelli fotovoltaici Diodi di blocco Protezioni e controllo
Inverter e parte delle batterie (parte Trazione) Insieme Controllo/Inverter/batterie
20CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
5.6 Alcune considerazioni comparative
Comparando i parametri di costo degli impianti connessi a rete realizzati e presi ad
esempio, si nota come proprio negli anni più recenti si sia verificato un significativo “crollo”
dei costi accennato al cap. 3; confrontando con le curve EPIA ([3]) si nota come si vada a
convergere rispetto alla situazione “media” europea, rispetto a una situazione iniziale in cui
i costi “italiani” erano notoriamente superiori. In pratica, nell’arco di un anno i costi sono
calati almeno del 50%, quando non si sono dimezzati.
L’impianto Felici è stato dichiaratamente realizzato con materiali e accorgimenti di prima
qualità – confermati da 1400 ore equivalenti di produzione annua.
L’impianto Castorina ha un possibile lato debole nel fatto di essere orientato Est-Ovest, ciò
potrebbe giustificare una resa inferiore (1200 ore anno).
L’impianto Santomassimo presenta i costi specifici più contenuti (pienamente in linea con
le valutazioni EPIA) in quanto autoprogettato e autoinstallato.
L’impianto Di Gioia, autocostruito, ha parametri di costo già interessanti pur non essendo
connesso a rete direttamente – necessitando quindi di accumulo.
Emerge quindi come, per impianti di piccole dimensioni, buona parte del costo è
imputabile alla progettazione, alla gestione delle pratiche burocratiche e ai margini
dell’installatore; costi però che si possono abbattere, in termini specifici, per impianti di tipo
commerciale/industriale realizzati per di più in un ambiente – come l’ENEA - dove sono
presenti competenze tecnico/progettuali che possono predisporre e standardizzare a
monte buona parte del lavoro progettuale/autorizzativo; e dove non è, almeno nella fase
attuale, necessario prevedere il ricorso all’accumulo.
Costo specifico impianti realizzati in rapporto a curve EPIA - rooftop 3 kW
5
4.5 imp. Felici
4 X X imp. Castorina
3.5
Impianto Di Gioia (nota: con accumulo)
€/W
G O imp. Di Marino
3
2.5 imp. Santomassimo EPIA: costi min.
EPIA: costi max.
2 O
1.5
1
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
Fig. 7 – evoluzione dei costi nel segmento domestico – 3-5 kW
21CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
6 Punti da affrontare nello studio di fattibilità
Lo studio di fattibilità dovrà prima di tutto affrontare nel dettaglio i calcoli di producibilità, in
particolare approfondendo l’effetto dell’orientazione e delle eventuali ombre a partire dai
dati specifici degli edifici e del tipo di installazione presa in esame.
I dati di irraggiamento registrati in Casaccia sono pienamente disponibili da una varietà di
fonti:
• UTRINN-PCI, in particolare dr. Spinelli, che gestisce fra l’altro il sito solaritaly
www.solaritaly.enea.it; il sito fornisce online un motore di calcolo sulla radiazione
attesa sulla base della posizione geografica dell’impianto:
http://www.solaritaly.enea.it/CalcRggmmIncl/Calcola3.php
• dati della stazione di misura PCS, gestita da UTRINN-STD
• dati della stazione di misura “casa dell’energia – ex casa-intelligente”
• dati della stazione di prova moduli fotovoltaici, sempre UTRINN.
Si tratta in generale di dati registrati in zona “Capanna”. Fortunatamente,
contrariamente al dato di ventosità, il dato di irraggiamento è uniforme nell’ambito di un
territorio pianeggiante qual è quello della Casaccia; influenza può peraltro esserci da
parte di ombre (alberi e/o edifici circostanti), che andranno quindi debitamente valutate.
Un contributo potrà venire da analisi più approfondite sulla situazione dei tetti, in
particolare l’orientazione e la presenza di ombre; potrebbe essere a tal fine utile l’impiego
di tecniche di telerilevamento e GIS integrate, già applicate in ENEA [11].
Lo studio dovrà poi sostanziare la situazione di profittabilità in base a un ventaglio di
parametri economici, in particolare i costi di investimento attesi, i costi finanziari e il trend
previsto per i costi convenzionali della fornitura elettrica.
In ambito ENEA parecchie unità dispongono delle competenze tecniche per la valutazione
approfondita degli investimenti in campo energetico (fra gli altri: SOL/RS/2009/26 – Guida
alle valutazioni economiche, pp. 222, di E. Metelli, con annessi programmi di calcolo in
Excel).
Come considerazione finale: solo la fase di messa in gara consentirà di confermare il
costo a preventivo degli impianti; è opportuno che tale gara sia preparata con cura,
coinvolgendo le Unità Tecniche interne, in modo da garantire ENEA sul piano della qualità
e della tecnica; allo stesso tempo aperta alla competizione in modo da spuntare i prezzi
più convenienti.
22CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
All.1 – Estratto da http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2013/01/first-solar-intermolecular-
pushing-thin-film-solar-pv-materials-r-d?cmpid=WNL-Wednesday-January9-2013
First Solar, Intermolecular Pushing Thin-film
Solar PV Materials R&D
By James Montgomery, Associate Editor, RenewableEnergyWorld.com | January 8, 2013
Speeding up R&D of solar PV materials and processes keeps up the pace for module
efficiency gains.
New Hampshire, USA -- First Solar is arguably the leader in thin-film solar photovoltaics (PV).
It's relentlessly inched up conversion efficiencies of its cadmium-telluride (CdTe) technology,
while chipping away at manufacturing costs (now at $0.67, reported in November).
The current NREL-confirmed record holder for CdTe at 14.4% total area efficiency and 17.3%
cell efficiency, First Solar's module efficiency in production in November 2012 was 12.7%
(average), and its roadmap (last updated Dec. 2011) projects a goal of 14.5%-15.0%
average efficiency for production modules by the end of 2015. In the company's 3Q12
earnings presentation, CEO Jim Hughes noted the company has begun "seeing significant
progress" in heavy investments in R&D to improve its technology and meet — or beat — its
existing roadmap. That includes a new laser scribing process to improve module active area
loss (rollout completed by mid-2013); modifications to deposition of semiconductor absorber
material (full-volume production beginning in mid-2013); a module design change to reduce
active area losses and improve uniformity (rolled out in 2H13); and improvements to the back-
contact of the module (high-volume rollout in 2H14).
In the same presentation, CFO Mark Widmar pointed out that the 12.7% module
efficiency in 3Q12 was one quarter ahead of schedule, with "best" line module
efficiency reaching 13.2%. That efficiency, once moved into FSLR's lowest-cost plant,
will push module costs down to $0.59/W.
Note that conventional crystalline silicon (c-Si) solar PV modules generally achieve
efficiencies in the high-teens or even low-20% range. Thin-film counters its significantly
lower efficiency with better performance in high-insolation environments. Anything thin-film PV
manufacturers can do to close that efficiency gap with c-Si would be an immense advantage.
And in fact, "there's a lot of headroom" to improve thin-film PV performance, which is "really in
its infancy" compared to c-Si, explained Sandeep Nijhawan, VP/GM of Intermolecular's clean
energy group.
Improving the technology isn't easy, though. Historically the learning curve for module
efficiency improvements has been a tenth of a percent or two per quarter, including at First
Solar. To keep on a scale of reducing costs (especially in this pricing-pressured market), the
name of the game is to accelerate that learning curve. For First Solar that comes down to
improving its manufacturing processes.
"The life of glass is what it is; the incoming CdTe material is what it is; formfactors are what
they are; and they already have capacity," explained Sandeep Nijhawan, VP/GM of
Intermolecular's clean energy group. "The only answer left is to do materials innovation, and
make a better solar cell."
23CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
That's where Intermolecular comes in with a promise of much faster R&D evaluation of
materials, structures, and processes. Its "High Productivity Combinatorial" (HPC) platform
divides a substrate into "coupons" each a few cm square — it says it can process 220 unique
solar cells per coupon — to enable "massively parallel experimentation on the same
substrate," Nijhawan explained. Multiple sets of solar cells thus can be canvassed and
evaluated anywhere from 10× to 100× faster than in conventional R&D.
………………………………
24CORR_FV_2013_01 rev7 23/01/2013
Riferimenti
[1] G. Graditi (*) – Il mercato fotovoltaico in Europa e in Italia - Gestione Energia n.
3/2012, pp. 30-33 (*) Responsabile Laboratorio Tecnologie Fotovoltaiche ENEA
c.r. Portici
[2] Solar Energy Report 2012 – a cura dell’Energy Strategy Group, Collana Quaderni
AIP, Politecnico di Milano, Aprile 2012 - www.energystrategy.it
[3] Connecting the Sun – Solar Photovoltaics on the road to large-scale grid
integration, EPIA (European Photovoltaic Industry Association) – September 2012
www.epia.org
[4] http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2013/01/first-solar-intermolecular-pushing-thin-
film-solar-pv-materials-r-d?cmpid=WNL-Wednesday-January9-2013
[5] Sunshot Vision Study – D.O.E. - february 2012
http://www1.eere.energy.gov/solar/pdfs/47927_chapter4.pdf
[6] http://titano.sede.enea.it/Stampa/skin2col.php?page=comunicatodetail&id=193
[7] D. Coiante – La durata dei moduli fotovoltaici al silicio cristallino – www.aspoitalia.it
dicembre 2010
[8] M. Falchetta, S. Galli – Idrogeno da fonti rinnovabili: limiti attuali e prospettive –
Energia, Ambiente e Innnovazione n. 1/2001, pp. 45-63.
[9] www.impreseambiente.it/progettazione-impianti-fotovoltaici/progettisti-impianti-
fotovoltaici-r-enea-casaccia.htm
[10] http://www.rinnovabili.it/energia/fotovoltaico/la-pietra-miliare-del-fotovoltaico-100-
gw-installati-a-livello-mondiale604321/
[11] F. Borfecchia, L. de Cecco, S. Martini, M. Pollino, L. La Porta, A. Marucci, E. Caiaffa
– Tecniche di integrate e GIS a supporto della stima del potenziale fotovoltaico sui tetti nel
comune di Avellino – Atti 16a Conferenza nazionale ASITA - fiera di Vicenza, 6-9
novembre 2012.
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