IMPIANTO FOTOVOLTAICO - connesso in parallelo con la rete per 54 kWp Edificio scolastico
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Progetto Educazione Ambientale 2011-2012
Scuola e territorio: un’alleanza per l’ambiente
IMPIANTO FOTOVOLTAICO
connesso in parallelo con la rete per ≈ 54 kWp
Edificio scolastico
I.S.I.S.“Gramsci-Keynes”
Cos’è un impianto fotovoltaico?
Un impianto fotovoltaico è un impianto elettrico che sfrutta l’energia
solare per produrre energia elettrica, sfruttando il cosiddetto fenomeno
fotoelettrico. La trasformazione avviene mediante un dispositivo chiamato
cella fotovoltaica.
L’impianto fotovoltaico è composto da:
• Generatore: è l’insieme dei moduli fotovoltaici collegati in serie/parallelo
per ottenere la tensione (o corrente) desiderata
• Sistema di condizionamento e controllo della potenza: è il
componente che riceve l’energia prodotta dal generatore (continua) e la
trasforma in corrente alternata in uscita. Esso è costituito da uno o più
inverter
• Struttura di sostegno
• Misuratore
• Accumulatore di energia (per impianti ad isola) o Contatore
bidirezionale (per impianti Grid Connected)
In base alla configurazione elettrica, gli impianti si
suddividono in due categorie:
Impianti ad isola (Stand Alone): sono
impianti che garantiscono una piccola ma
costante quantità di energia, grazie all’uso
di un accumulatore di energia (batteria)
Impianti Grid Connected: sono impianti che sono collegati alla rete elettrica a cui cedono l’energia prodotta e dalla quale, nelle ore in cui il generatore non riesce a produrre energia necessaria a coprire la domanda, ricevono l’energia richiesta.
• La cella fotovoltaica è l’elemento base nella costruzione di un modulo
fotovoltaico. La versione più diffusa è quella in materiale cristallino,
costituita da una lamina di materiale semiconduttore, il più diffuso dei
quali è il silicio. Una cella fotovoltaica presa singolarmente è in grado di
produrre circa 1,5 Wp di potenza alla temperatura di 25°C. Tale valore è
detto potenza di picco.
• Più celle collegate fra loro in serie o in parallelo formano un modulo
fotovoltaico. Esso ha la proprietà di reagire alla luce emanata dal sole,
producendo una piccola tensione elettrica. Un modulo è formato da circa
36 - 38 celle ed è in grado di produrre una potenza di 50 Wp.
• Più moduli vengono montati su di una struttura di sostegno, componendo
il pannello.
• A loro volta i pannelli vengono collegati elettricamente in serie, dando
origine alla stringa.
• Il collegamento in parallelo di più stringhe prende il nome di generatore
fotovoltaico.
La potenza di picco • La potenza di picco (o massima, o nominale) è la potenza massima teorica che può essere prodotta da un impianto fotovoltaico, nelle condizioni standard, fissate da norme internazionali, di 25° C di temperatura ed un irraggiamento di 1.000 W/m2. La potenza di picco di un impianto è determinata dalla somma delle potenze nominali di ciascun modulo che compone il generatore fotovoltaico, calcolate nelle condizioni standard.
Da cosa dipende l’energia prodotta da un impianto fotovoltaico? L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico dipende: • dalle caratteristiche tecniche dei moduli e dal numero di moduli installati • dal sito di installazione con il relativo valore di radiazione solare media annua • dalla disposizione dei moduli (inclinazione e azimuth) • dal rendimento delle celle e dal rendimento di conversione
I moduli in commercio
Materiali, rendimenti e superfici indicative per la produzione di
1 kWp
I moduli in commercio si distinguono per il materiale utilizzato, che ne
determina anche l’efficienza. I materiali possono essere:
• Silicio monocristallino: sono celle di colore blu scuro uniforme; il modulo è
rigido ed è adatto a tutti gli usi, soprattutto per interventi su edifici già
costruiti. Il rendimento indicativo per questo tipo di moduli è di circa 12-16%,
con una superficie indicativa per la produzione di 1 kWp di 7 m2.
• Silicio policristallino: sono celle d colorazione azzurro con differenti
riflessi; il modulo è rigido e adatto a tutti gli usi. L’efficienza di questo tipo di
modulo è leggermente inferiore a quella del modulo in silicio
monocristallino, circa il 10-12 %. La superficie per la produzione di 1 kWp,
rimane sempre attorno ai 7-8 m2.
• Silicio amorfo: sono celle di colorazione blu uniforme; i moduli possono
essere rigidi o flessibili. Proprio per questa caratteristica le superfici di silicio
amorfo si adattano all’incollaggio su differenti superfici, ma si prestano bene
anche per sostituire elementi costruttivi (interventi integrati). Il rendimento di
questo tipo di moduli è leggermente inferiore, circa il 4-8% e la superficie
necessaria per la produzione di 1 kWp aumenta fino ai 25-30 m2.
Conviene installare un impianto fotovoltaico? • La convenienza dell’installazione di un impianto fotovoltaico è, innanzitutto, subordinata alla buona progettazione ed al corretto dimensionamento di esso, congiuntamente alla scelta della zona di installazione, che deve avere una radiazione solare annua tale da garantire la produzione di energia prefissata con un adeguato impiego di superficie. • L’installazione di un impianto fotovoltaico è, solitamente, conveniente in quanto, oltre alla resa dell’impianto e all’energia prodotta e venduta, intervengono forme di incentivazione finanziaria da parte dello Stato, il cosiddetto Conto Energia, il decreto che stabilisce gli incentivi statali per l’installazione di impianti fotovoltaici connessi alla rete, da parte di privati, imprese o enti pubblici.
Riferimenti normativi
Le norme a cui si fa riferimento e che si richiamano sono le tre norme del Comitato Elettrotecnico
Italiano (11-20, 64-8 e 82-25) e la norma 10349 dell’ Ente nazionale Italiano di Unificazione, che
rappresenta l’Italia nell’attività normativa degli organismi internazionali di formazione.
• CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II
categoria.
La norma ha per oggetto gli impianti di produzione dell’energie e ne definisce vari criteri, tra cui:
quelli di collegamento alla rete; di protezione, con riferimento alla scelta delle apparecchiature di
manovra, interruzione e protezione; quelli di sicurezza; di installazione, di scelta apparecchiature
e dimensionamento degli impianti di produzione.
La norma richiede, anche, i seguenti dispositivi di protezione:
• Un dispositivo generale per la protezione e sezionamento dell’impianto (ad esempio un
interruttore automatico magnetotermico);
• Un dispositivo di generatore per la protezione e sezionamento contro il sovraccarico sul lato
inverter e generatore fotovoltaico;
• Un dispositivo di interfaccia installato nel punto di collegamento fra l’impianto del cliente
produttore e quello della rete pubblica.• CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in
corrente alternata e a 1500 V in corrente continua.
Tale norma fornisce prescrizioni per gli impianti connessi alla rete pubblica, si occupa di
fornire indicazioni per la sicurezza nei confronti dei contatti diretti ed indiretti. Tra gli altri
indica anche i requisiti sul sezionamento che deve soddisfare il dispositivo di interfaccia
previsto dalla norma CEI 11-20.
• CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di Media e Bassa tensione.
La norma fornisce i criteri per la progettazione, l’installazione e la verifica di sistemi
fotovoltaici destinati ad operare in parallelo alla rete di distribuzione di media e bassa
tensione.
Il criterio base normalmente utilizzato per la progettazione è quello di massimizzare la
captazione della radiazione solare annua disponibile.
I principali criteri da seguire per l’installazione sono: la realizzazione a regola d’arte dei
materiali, come previsto dalle norme CEI, e la marcatura CE del materiale elettrico.
La norma stabilisce anche i criteri per la verifica dell’impianto fotovoltaico, che deve
garantire il rispetto dei requisiti di sicurezza e funzionalità previsti nella fase progettuale.
Tale verifica si compone di due fasi: l’esame a vista e l’esecuzione di prove su impianti
realizzati.
• UNI 10349: riscaldamento e raffrescamento degli edifici. Dati climatici.
La norma fornisce i dati climatici convenzionali necessari per la progettazione e la verifica
sia degli edifici, sia degli impianti tecnici per il riscaldamento ed il raffrescamento. Tali dati
saranno utilizzati per il dimensionamento del generatore fotovoltaico.DIMENSIONAMENTO IMPIANTO
FOTOVOLTAICO
Installazione di un impianto fotovoltaico di potenza
superiore ai 20 KW collegato alla rete elettrica di
distribuzione da installare sul tetto piano
dell’edificio adibito a scuola, sito nel comune di
Prato, in via Reggiana, di proprietà della Provincia.
Impianto parzialmente integratoL’ Impianto Fotovoltaico verrà collegato ad un
impianto utilizzatore, servito da una fornitura elettrica,
aventi le seguenti caratteristiche:
Dati tecnici
FORNITURA ELETTRICA
Gestore di rete ENEL Spa
Fornitura MT
Tipologia Tri
Tensione di Consegna 15000 V
Tensione di Alimentazione 400 V
Potenza Contrattuale 172,0 KW
Consumo annuo medio * ≈ 350 MWh/anno
Numero Utenza 637189247
POD Contratto IT001E00244360
* Calcolato come media su tre anni ( 2008 – 2010 )SITO DI INSTALLAZIONE Località PRATO Indirizzo Via Di Reggiana 86 Vincoli non è soggetta a vincoli Foglio catastale Numero particella Latitudine 43° 52’ 36” N Longitudine 11° 4’ 5” E Altitudine 50 m s.l.m. (via Reggiana) Temperatura massima Temperatura minima Irraggiamento globale su P.O. 3,69 Kwh/m2/giorno Dati di irraggiamento UNI 10349 Albedo 20% Dati relativi al vento e neve
Criteri di Progettazione (Guida CEI 82-25)
Il criterio di base, normalmente, utilizzato per la progettazione è quello di massimizzare la
captazione della radiazione solare annua disponibile.
Il dimensionamento energetico viene sviluppato sulla base della:
• Disponibilità di spazi sui quali installare il generatore fotovoltaico
• Disponibilità della fonte solare
• Guadagno energetico preventivato per impianti di produzione e/o riduzione della spesa
energetica per impianti di autoproduzione.
Criteri di Installazione (Guida CEI 82-25)
• I soggetti abilitati all’installazione sono quelli specificati nella legislazione vigente (D.M.
37/08 ex L. 46/90)
• I materiali devono essere realizzati e costruiti a regola d’arte ossia secondo le Norme
CEI
• Il materiale elettrico deve essere dotato di marcature CE
• Deve essere evidenziata la doppia alimentazione dell’ impianto elettrico, dai pannelli FV
e dalla rete del distributore mediante idonei cartelli.
Verifica Tecnico-Funzionale
• Deve assicurare il rispetto dei requisiti di sicurezza e di funzionalità, previsti in fase di
progetto.
• La verifica è formata da due momenti:
- l’esame a vista
- l’esecuzione di prove su impianti realizzati.Il Dimensionamento Energetico Il Dimensionamento Energetico dell’Impianto FV connesso alla rete del distributore è stato effettuato tenendo conto della: • Disponibilità di spazi sui quali installare l’Impianto FV • Disponibilità della fonte solare • Fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo) • Non si è tenuto conto della disponibilità finanziaria. L’impianto verrà installato sul tetto piano dell’edificio scolastico.
PLANIMETRIA
ORTOFOTO
Disponibilità della Fonte Solare Per il calcolo della radiazione solare si è utilizzata l’applicazione web dell’Unione Europea PVGIS che ci ha permesso di ottenere l’irraggiamento della superficie esposta inserendo alcuni dati indicativi. Per il calcolo analitico i dati di input necessari sono: • Valori medi mensili dell’irraggiamento su superficie orizzontale • Frazione di componente diffusa oppure componente diretta e diffusa su superficie orizzontale (UNI 10349) • Latitudine del sito • Angolo di esposizione (Tilt) • Riflettanza del terreno (fattore di albedo)
Irraggiamento solare mensile PVGIS stime delle medie mensili a lungo termine Luogo: 43°52'33" Nord, 11°4'5" Est, Quota: 50 m.s.l.m., Database di radiazione solare usato: PVGIS-classic Inclinazione ottimale è: 33 gradi (latitudine del luogo meno 10°) Irraggiamento perso annualmente a causa di ombre (orizzontale): 0.0 % Mese Hh Hopt H(90) Iopt D/G TD T24h NDD Gen 1380 2160 2190 62 0.60 6.5 6.0 359 Feb 2010 2770 2480 54 0.58 7.9 7.0 289 Mar 3200 3920 2970 43 0.53 11.1 10.0 206 Apr 4420 4810 2920 28 0.49 14.0 12.9 77 Mag 5440 5410 2690 16 0.48 19.2 18.0 6 Giu 6280 5990 2650 10 0.44 23.2 22.1 2 Lug 6470 6310 2860 14 0.40 25.6 24.4 0 Ago 5560 5900 3260 25 0.41 25.6 24.5 1 Set 4180 5070 3600 40 0.42 21.4 20.1 15 Ott 2610 3570 3070 52 0.50 17.5 16.3 108 Nov 1550 2340 2290 60 0.59 11.8 11.0 278 Dic 1140 1810 1860 64 0.63 7.7 7.1 354 Anno 3690 4180 2740 33 0.47 16.0 15.0 1695
Hh: Irraggiamento su piano orizzontale (Wh/m2/day) Hopt: Irraggiamento su piano ad inclinazione ottimale (Wh/m2/day) H(90): Irraggiamento su piano ad angolo:90gradi (Wh/m2/day) Iopt: Inclinazione ottimale (gradi) D/G: Rapporto tra irraggiamento diffuso e globale (-) TD: Temperatura media di giorno (°C) T24h: Temperatura media giornaliera (24h) (°C) NDD: Numero di gradi-giorni di riscaldamento (-)
FATTORI MORFOLOGICI E AMBIENTALI Ombreggiamento Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell’ investimento. Il coefficiente di ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 0,1 % per Prato, mentre per via Reggiana è pari a 0,0 % e dal sopralluogo effettuato sul sito si evince che non ci sono volumi che possono ombreggiare l’impianto. Albedo Per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l’impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori nella Norma UNI 8477. GEN FEB MAR APR MAG GIU LUG AGO SET OTT NOV DIC 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 L’albedo mensile annuo è pari a 0,2 (valore considerato nel calcolo della radiazione solare sul piano dei moduli).
Dimensionamento dell’impianto La taglia del generatore viene stabilita in funzione della superficie disponibile. Procedura di calcolo Il principio progettuale, normalmente, utilizzato per un impianto FV è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile. Scelte Progettuali (scelta finale dopo diverse considerazioni) • Inclinazione dei moduli: ß= 33° (Tilt) rispetto al piano orizzontale • Azimut del piano fotovoltaico: ɣ= +18° (Sud-Ovest)
Criterio di Stima dell’Energia Prodotta L’energia generata dipende: • Dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, ecc…) • Dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (TILT), e l’angolo di orientazione (Azimut) • Da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore • Dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per disaccoppiamento o mismatch • Dalle caratteristiche del BOS (Balance of system)* * Il valore del BOS ʿ¹ʾ può essere stimato direttamente (in un impianto correttamente progettato e installato, può essere compreso tra 0,75 e 0,85), oppure come complemento all’unità del totale delle perdite. ʿ¹ʾ il BOS indica il rendimento complessivo dei componenti di impianto.
Totale Perdite [%]= [1 - (1-a-b) * (1-c-d) * (1-e) * (1-f)] + g • a ---> perdite per riflessione 2% • b ---> perdite per ombreggiamento e/o sporcamento 2% • c ---> perdite per mismatching 2 - 3% • d ---> perdite per effetto della temperatura 7 - 8% • e ---> perdite nei circuiti in c.c. 1% • f ---> perdite negli inverter 6% • g ---> perdite nei circuiti in c.a. 3% Il totale delle perdite varia dal 15 al 25%, in generale, per un impianto eseguito a regola d’arte, si può affermare che si sbaglia di poco se si assumono uguali al 20%. Il valore del BOS utilizzato nel progetto è posto pari a 0.8 considerando, quindi un 20% di perdite totali.
STIMA DELL’ENERGIA PRODUCIBILE
Efv = H x Agen x Kombre x ηmod x ηbos [kwh] *
H → valore della radiazione globale media annua.
Agen → superficie generatore fotovoltaico
Kombre → minore di 1, tiene conto degli eventuali ombreggiamenti sul generatore
fotovoltaico, dei fenomeni di riflessione e dello sporcamento dei moduli
ηmod → efficienza modulo
ηbos → tiene conto dei fattori di perdita nel sistema.
Da un’ analisi dei consumi elettrici storici della scuola si è calcolato il consumo medio
annuo di energia elettrica della struttura pari a circa 350 MWh/anno. Considerando i
consumi elettrici, ma in primo luogo, la superficie a disposizione, pari a circa 1054 mq (sui
due blocchi) si è stimata la taglia dell’ impianto dell’ ordine dei 35-54 KWp in funzione delle
diverse scelte progettuali.
*la formula si riferisce all’energia media giornaliera calcolata su base annuaCALCOLO DELL’ ENERGIA PRODOTTA
Sono state considerate più ipotesi sia
nella scelta dei moduli (policristallino e
monocristallino), sia nella loro
disposizione, scegliendo poi due
possibili soluzioni.IPOTESI 1
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati considerate 10 stringhe per tetto costituite
ciascuna da 7 moduli, con orientamento a Sud. I dati sono raccolti nella tabella seguente:
MODULO monocristallino Wp = 250 W
Dimensioni (1661 x 997) mmq (tolleranza +/- 3 mm)
Numero stringhe = 10 per blocco
Numero moduli per stringa = 7
Numero moduli totale = 7x10x2 = 140
Disposti con angolo di Tilt = 33° (β) e
Azimut = 0° (ɣ) orientati a SudDisposizione: SCHEMA PLANIMETRICO
CALCOLO DISTANZA FRA I MODULI D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα) [D = ( 1,661 sen 33° cos 0° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)] • β = 33° (Tilt) • ɣ = 0° (Azimut) • α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 dicembre) • D ≈ 3,75 m • D’ = 5,14 m
CALCOLO ENERGIA PRODOTTA
Efv = 1525.7 x 231.84 x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 41722.866 KWh/anno ≈ 42000
KWh/anno
Agen = 1.661 x 0.997 x 140 = 231.84 m2
K = 0.98 ( si considera il 2%)
ηmod = 15.1% ηmod = (potenza picco/superficie/1000)x100
ηbos = 0.8
H = 4,18 (KWh/m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a
TARGA IMPIANTO
Pfv = 250 Wp x 140 (moduli) = 35 KWp
SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE
S = (1,661 X 0,997) x 140 ≈ 232 mqIPOTESI 2
Tipo di modulo scelto monocristallino, sono stati
considerate 6 stringhe per tetto costituite ciascuna da
18 moduli, con orientamento a Sud - Ovest. I dati sono
raccolti nella tabella seguente:
Modulo monocristallino Wp = 250
Dimensioni:(1661x997)mmq (tolleranza +/-3mm)
Numero stringhe = 6 per blocco
Numero moduli per stringa = 18
Numero moduli totale = 18x6x2 = 216
Disposti con angolo di Tilt = 33°(β)
Azimut = +18° (ɣ) (sud-ovest)Disposizione: SCHEMA PLANIMETRICO
CALCOLO DELLA DISTANZA TRA I MODULI D = L cosβ + (L senβ x cosɣ/tgα) • β = 33° • ɣ = +18° (sud/ovest) • α = 21° (angolo di incidenza sul piano del modulo al 21 Dicembre) • D = 3,63 m • [D = ( 1,661 sen 33° cos 18° / tg 21°) + (1,661 cos 33°)] • D’ = 5,02 m
CALCOLO ENERGIA PRODOTTA Efv = 1525.7 x 357.669 x 0,98 x 0.151 x 0,8 = 64601.627 KWh/anno ≈ 64600 KWh/anno Agen = 1.661 x 0.997 x 216 = 357.699 m2 K = 0.98 ( si considera il 2%) ηmod = 15.1% ηmod = (potenza picco/superficie/1000)x100 ηbos = 0.8 H = 4,18 (KWh/m2g) x 365(g)= 1525,7 Kwh/m2/a (Prato, Via Reggiana) Si considera una riduzione del 4% per esposizione dei moduli a sud-ovest con azimut di 18° Efv = 64600 KWh/anno x 0,96 ≈ 62000 KWh/anno TARGA IMPIANTO Pfv = 250 Wp x 216 (moduli) = 54 KWp SUPERFICIE CAPTANTE TOTALE S = (1,661 X 0,997) x 216 ≈ 358 mq
Modalità di esecuzione del parallelo delle stringhe
Parallelo con diodi di blocco su ogni stringa e diodi di by-pass su ogni
modulo
*I diodi di by-pass garantiscono la continuità elettrica della stringa anche con danneggiamento o
ombreggiamento di una o più celle. I diodi di blocco garantiscono la continuità elettrica del campo o
sottocampo bloccando il passaggio della corrente in un pannello che non sta producendoIl campo fotovoltaico è stato suddiviso in due sottocampi
riferiti ai due blocchi della struttura.
IPOTESI 1 10 stringhe di 7 moduli orientati a sud, sui due blocchi
Sottocampo FV1 o array FV1 ( idem FV2)
Calcolo grandezze caratteristiche del sottocampo
Valori di tensione, corrente e potenza
Isc = 9 A x 10 = 90 A Corrente di corto circuito (valore
massimo di corrente)
Voc = 39,3 V x 7 = 275,1 V Tensione a circuito aperto (valore
massimo di tensione)
P = V x I = 275,1 V x 90 A ≈ 35 KW Valore massimo di potenza
Vmpp = 31,6 V x 7 = 221,2 V Tensione alla massima potenza
Impp = 7,9 A x 10 = 79 A Corrente alla massima potenza
Po = 250 x 7 (n. mod. per stringa) x 10 (n. stringhe) = 17,5 KW potenza di p.IPOTESI 2 6 stringhe di 18 moduli
orientati a sud-ovest, sui due blocchi
Calcolo grandezze caratteristiche del sottocampo
Valori di tensione, corrente e potenza
Isc = 9 A x 6 = 54 A Corrente di corto circuito
Voc = 39,3 V x 18 = 707,4 V Tensione a circuito aperto
P = V x I = 707,4 V x 54 A ≈ 38,2 KW Valore massimo di potenza
Vmpp = 31,6 V x 18 = 568,8 V Tensione alla massima potenza
Impp = 7,9 A x 6 = 47,4 A Corrente alla massima potenza
Po = 250 x 18 (n. mod. per stringa) x 6 (n. stringhe) = 27 KW
Potenza di picco
Su questa ipotesi è stato dimensionato l’inverterScelta dell’ INVERTER Ha la funzione di trasformare la corrente continua fornita dal generatore in corrente alternata. Il fulcro degli impianti per servizio in parallelo alla rete è costituito dall’inverter, o dagli inverter ( come nel nostro caso) se ve n’è più di uno. Questi infatti devono accoppiarsi perfettamente al campo fotovoltaico e devono essere in grado di farlo lavorare nel miglior modo possibile. Lo scopo di questi dispositivi è quello di trasferire in rete l’energia prodotta dal generatore nel modo più efficiente possibile. Negli inverter per servizio in parallelo alla rete, i circuiti d’ingresso hanno come riferimento la tensione del generatore fotovoltaico, il che comporta l’adattamento di tale dispositivo a variazioni, a volte ampie, ed inoltre richiede un circuito inseguitore del PUNTO DI MASSIMA POTENZA* (MPPT o Maximum Power Point Tracker).
Inseguitore del MPPT Dispositivo elettronico d'interfaccia posto tra l'utilizzatore ed il generatore fotovoltaico, in modo che quest'ultimo, per cedere la massima potenza, "veda" sempre ai suoi capi un carico ottimale. Al variare delle condizioni esterne (temperatura, irraggiamento) l'inseguitore varia il suo punto di lavoro, in modo da estrarre dal generatore sempre la massima potenza disponibile e cederla al carico.
• L’irraggiamento solare su una superficie captante quale può essere quelle
di un impianto fotovoltaico ha carattere fortemente variabile, essendo
dipendente dalla posizione del sole rispetto a detta superficie. Per di più è
aleatorio, essendo influenzato dalla presenza-assenza del sole. Una cella di un
modulo esibisce, per vari valori dell’irraggiamento solare, e per vari valori della
temperatura, una famiglia di curve caratteristiche del tipo in figura. In
particolare si vedono tre curve, in grassetto corrispondenti a tre valori (1000,
800, 600W/m2) dell’ irraggiamento solare.
• Su ogni curva caratteristica esiste uno ed un solo punto tale per cui è
massimizzato il trasferimento di potenza verso un ipotetico carico
alimentato dal modulo fotovoltaico. Il punto di massima potenza corrisponde
alla coppia tensione-corrente tale per cui è massimo il prodotto V*I, dove V è il
valore della tensione ai morsetti del modulo e I è la corrente che circola nel
circuito ottenuto chiudendo il modulo su un ipotetico carico. Sempre con
riferimento alla figura precedente, il prodotto V*I è rappresentato per i tre valori
dell’irraggiamento solare di cui sopra, tramite le tre curve a tratto più sottile. Il
punto di massima potenza (MPP) di un sistema FV dipende,quindi
dall'irraggiamento solare e dalla temperatura dell'array, pertanto è necessario
inseguire continuamente il MPP per assicurare che venga trovato il punto
giusto.La finestra di tensione d’ingresso degli inverter deve tener conto dei seguenti fattori: • Tensione nel punto di massima potenza (Umpp) e tensione a vuoto (Uoc) del generatore fotovoltaico in condizioni STC; valori che dipendono dal tipo e dal numero dei moduli che compongono le stringhe. (Valori calcolati precedentemente nelle due ipotesi di campo FV); • Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per condizioni di irraggiamento solare inferiori a STC; • Diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza per aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici; • Aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura dei moduli.
DIMENSIONAMENTO DELL’INVERTER Si riportano i dati necessari per la scelta dell’inverter, viene presa in considerazione solo l’ipotesi 2 ( 6 stringhe di 18 moduli su i due tetti). Si utilizzano due inverter, con le stesse caratteristiche, per ciascun sottocampo. Facendo riferimento alla figura sottostante la conversione adottata è del tipo centralizzata (prima immagine) .
Dati costruttivi dei moduli Modello BRM6360064 – xxx (BRANDONI) Potenza Nominale 250 W Tolleranza (sulla potenza nominale) +/- 3% Voc Tensione a circuito aperto 39.3 V Vm Tensione alla massima potenza 31.6 V Isc Corrente di corto circuito 9A Im Corrente alla massima potenza 7.9 A Superficie 1.656 m2 Efficienza 15.1% NOCT 46°C Coeff. Termico tensione - 0.35%/°C Coeff. Termico corrente + 0.08%/°C Coeff. Termico potenza - 0.48%/°C Massima tensione di sistema 1000 VDC
Caratteristiche elettriche di ogni stringa
Numero moduli in serie 18
Potenza nominale 4.5 KW
Voc Tensione a circuito aperto 707.4 V
Isc Corrente di corto circuito 9.0 A
Im Corrente alla massima potenza 7.9 ACaratteristiche del generatore
Numero stringhe 12
Potenza nominale 54 Kwp
Numero moduli 216
Superficie captante 357,7 16 mq
Tilt, Azimut 33°, +18°
Caratteristiche del sottocampo
Uoc tensione massima 707,4 V
Um tensione alla massima
Potenza 568,8 V
Isc corrente di corto circuito 54 A
Im corrente alla massima
potenza 47,4 ADati costruttivi dell’inverter
Produttore ENERPOINT
Modello SolarMax 25C
Massima potenza in ingresso 33 Kw
Potenza nominale 25 Kw
Efficienza massima 96%
Efficienza europea 94.8%
Tensione massima da FV 900 V
Minima tensione Mppt 430 V
Massima tensione Mppt 800 V
Massima corrente in ingresso 63 A
Numero di Mppt 1
Tensione nom. di rete 3 x 400 V
Corrente AC massima 38 A
Frequenza 50 Hz/ 45…55HzPer la scelta dell’inverter sono state fatte opportune
verifiche:
• verifica sulla tensione DC
• verifica sulla corrente DC
• verifica sulla potenza
• La prima verifica consiste nel controllare che l’insieme delle tensioni fornite dal
campo fotovoltaico sia compatibile con il campo di variazione delle tensioni di
ingresso dell’inverter. E’ necessario calcolare la tensione minima e massima del
campo Fv e verificare che la prima (tensione minima) sia superiore alla tensione
minima di ingresso ammessa dall’inverter, e la seconda sia inferiore alla tensione
massima ammessa dall’inverter.
• La verifica sulla corrente consiste nel controllare che la corrente di cortocircuito
STC del campo FV sia inferiore alla massima corrente di ingresso ammessa
dall’inverter.
• L’ultima verifica, quella sulla potenza, consiste nel controllare che la potenza
nominale dell’impianto FV sia superiore al 95% e inferiore al 115% della potenza
nominale dell’inverter (nel nostro caso si fa riferimento al sottocampo, avendo
scelto di posizionare due inverter per ciascun sottocampo).TABELLA VERIFICHE Range di tensioni MPP 430-800 V, tensione max in ingresso 900V Limiti sulle tensioni Si considerano come temperature massime e minime di lavoro dei moduli, rispettivamente 70°C e -10°C ( quest’ultima è la temp. a cui si prevede possa portarsi l’array al sorgere del sole), la temperatura di lavoro dei moduli è 46°C (NOCT). 1.Tensione minima nel punto di massima potenza (alla temperatura dei moduli di 70°) > tensione minima di Mppt dell’inverter Um x Kr + [CT x n x (Tmax – 25)] ≥ VMinMPPT Um = 31.6 x 18 = 568.8 V Kr = 0.98 (coeff. di ombreggiamento) n numero dei moduli CT coeff. di temperatura per la tensione 568.8 x 0.98 – [0.0035 x 18 x (70° - 25°)] = 554.59 V ≥ 430 VERIFICATO
2. Tensione massima nel punto di massima potenza (alla temperatura dei moduli di -10°) < tensione massima di Mppt dell’inverter Um + [CT x n x (Tmin – 25)] ≤ VmaxMPPT 568.8 – [0.0035 x 18 x (- 10° - 25°) ] = 571 V ≤ 800 V VERIFICATO 3. Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) < tensione massima dell’inverter Uoc + [CT x n x (Tmin - 25) ] ≤ VmaxInv 39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V ≤ 900 V VERIFICATO 4.Tensione di circuito aperto (alla temperatura dei moduli di -10°) < tensione massima di sistema Uoc + [CT x n x (Tmin - 25) ] ≤ Vmax 39,3 x 18 + [ 0.0035 x 18 x (-10° - 25°) ] = 705.19V ≤ 1000 V VERIFICATO
Limiti sulle correnti
Corrente di corto circuito < massima corrente dell’inverter
Isc < Imax inv.
9 ( corr. stringa) x 6 (n. stringhe) =54A < 63A (inverter) VERIFICATO
Limiti sulla potenza
Pnom inv (95%) < Pnom FV < Pnom inv (115%)
25KW x 0.95 < 27 Kw < 25 Kw x 1.15 VERIFICATO
Con le verifiche sull’inverter si conclude il nostro dimensionamento di
massima dell’impianto.VALUTAZIONI ECONOMICHE • Un impianto fotovoltaico costituisce un impegno di capitale dal quale ci si aspetta un determinato ritorno in termini di benefici attesi. • La valutazione dei costi e dei benefici annuali si effettua attraverso la valutazione dei flussi di cassa associati all’impianto fotovoltaico durante la sua vita economica, che normalmente si considera pari a 25-30 anni. • I ricavi (o benefici) sono associati all’energia elettrica prodotta, ceduta o auto consumata, mentre i costi, oltre all’investimento iniziale, sono costituiti dalle spese di esercizio e di manutenzione. • Nei casi reali i flussi di cassa non sono costanti, in quanto i ricavi possono dipendere dalle condizioni di soleggiamento che si sono verificate o dalla presenza/assenza di tariffe incentivanti sulla produzione di energia, mentre i costi dipendono sia dai normali controlli che da interventi di carattere straordinario.
Per valutare la convenienza economica di questo tipo di investimenti vengono solitamente
utilizzati i due metodi:
Valore Attuale Netto (VAN) ovvero la somma algebrica attualizzata dei ricavi (detti
anche benefici) e dei costi che si realizzano nell’arco di tempo che rappresenta la durata
economica dell’investimento. Con simbologia matematico-finaziaria può esprimersi con le
seguenti espressioni:
VAN =∑0n B - ∑0n C
VAN= - I + ∑n Rk - Ck + Vr
k=1 (1+i) k (1+i)k
I è l’investimento iniziale
Rk è la somma dei ricavi dell’anno
Ck è la somma dei costi dell’anno
i è il tasso di attualizzazione considerato
Vr è l’eventuale valore di recupero alla fine del periodo considerato (in molti casi nullo o
trascurabile)
Per un progetto senza alternative, la convenienza sussiste quando la sommatoria dei
benefici è maggiore o al limite uguale a quella dei costi, cioè quando:
VAN ≥ 0
Tra progetti alternativi il più conveniente sarà quello a cui corrisponde il VAN massimo.Periodo di Recupero Scontato (PRS), detto anche tempo di ritorno del capitale, è
il tempo m entro il quale l’accumulazione iniziale dei benefici eguaglia
l’accumulazione iniziale dei costi al saggio di attualizzazione fissato:
∑0m B = ∑ 0m C
I = ∑n Rk - Ck + Vr
k=1 (1+i) k (1+i)k
In altri termini rappresenta il tempo necessario affinché la totalità dei benefici
copra la totalità dei costi e ne consenta il pieno recupero. In termini assoluti un
investimento risulta conveniente se il tempo di ritorno è inferiore o al limite uguale
alla sua durata economica, cioè se
m≥n
Ovviamente al tempo m il VAN =0
Il periodo di ritorno consente di confrontare anche la fruttuosità ed il rischio di
progetti alternativi, perché tanto più breve è il periodo tanto maggiore la sua
fruttuosità e minore il rischio.CRITERI DI VALUTAZIONE DEI FLUSSI DI CASSA • L’energia producibile annua e stata determinata tenendo conto del decadimento dei componenti e dell’imbrattamento dei moduli (0,7% all’anno) • Il costo dell’investimento è stato determinato partendo dai prezzi di listino dei moduli fotovoltaici e degli inverter scelti, tenendo conto dell’incidenza di tutte le altre voci di spesa sul totale. Si è potuto stimare un costo unitario di circa 3000€/kWp, in linea con quanto comunemente indicato per impianti di medie dimensioni dalle ditte installatrici. • I costi di manutenzione ordinaria, sono stati stimati sulla base delle indicazioni delle pubblicazioni di settore, che indicano un’incidenza media dello 0,8-1% sul costo d’impianto. • I costi di manutenzione straordinaria previsti sono dovuti essenzialmente alla sostituzione degl’inverter al 12° anno.
I ricavi sono stati determinati in base a due diverse ipotesi: – applicazione delle tariffe incentivanti previste dal V conto energia (supponendo che l’impianto possa entrare in funzione entro il quinto semestre di applicazione); – assenza di tariffe incentivanti. In base ai dati pervenuti a novembre 2012 il tetto limite di spesa previsto dal V conto energia, sarà presumibilmente raggiunto entro marzo 2013, pertanto la seconda ipotesi appare oggi l’unica realistica. Lo scopo di questa doppia valutazione è quello di verificare se l’istallazione di un impianto FV, con le attuali tecnologie ed i costi correnti, costituisca realmente una forma remunerativa di investimento del capitale. Una tecnologia troppo costosa per il privato e per lo Stato sarebbe necessariamente destinata a non affermarsi, nonostante i benefici ambientali attesi.
I flussi di cassa sono stati determinati con i seguenti criteri:
• I ricavi dal conto energia non sono stati aggiornati nel corso del tempo in
quanto fissi per 20 anni;
• I risparmi in bolletta ed i costi di manutenzione sono stati indicizzati per
tener conto dell’inflazione al tasso del 2,5%
• Il saggio di attualizzazione di ricavi e costi di manutenzione ordinaria e
straordinaria è stato fissato pari al saggio d’inflazione.
• Il costo dell’investimento è stato valutato non tenendo conto di eventuali
contributi pubblici in conto capitale.
• L’analisi dei flussi di cassa è stata effettuata sia nell’ipotesi di immediata
disponibilità del capitale iniziale, che in quella di finanziamento bancario a
dieci anni.
• Per rendere prevedibile il costo finanziario dell’investimento si è ipotizzato un
tasso fisso anche se di solito i finanziamenti concessi siano a tasso variabile.CONTO ENERGIA
Si tratta di un sistema di incentivi sulla produzione di energia da fonti rinnovabili
gestito dal Gestore Servizi Elettrici (GSE) appositamente istituito. Dal 2005 si sono
succeduti cinque “conto energia”:
Primo conto energia 28 luglio 2005
Nuovo conto energia (19 febbraio 2007)
III conto energia (6 agosto 2010)
IV conto energia (5 maggio 2011)
V conto energia (5 luglio 2012)
Le modalità d’incentivazione e le tariffe sono cambiate nel corso del tempo e queste
ultime sono diminuite progressivamente.
Il V conto energia prevede due forme di incentivi sulla produzione di energia da
fotovoltaico connesso alla rete di distribuzione:
una tariffa omnicomprensiva sull’energia prodotta e immessa in rete;
una tariffa premio sull’energia auto-consumata in sito.
Le tariffe sono differenziate in base alla tipologia e alla taglia dell’impianto e
diminuiscono progressivamente in base al semestre di entrata in esercizio dell’impiantoTariffe
V conto energia Impianti su edifici
V semestre
Intervallo di potenza Tariffa omnicomprensiva Tariffa premio sull’energia
consumata in sito
kW €/MWh €/MWh
1≤P≤3 133 51
3≤P≤20 128 46
20≤P≤200 122 40
200≤P≤1000 106 24
1000≤P≤5000 100 18
P˃5000 95 13
E’ inoltre prevista una maggiorazione 20 €/MWh per ciascuna delle
due tariffe nel caso in cui vengano installati moduli fotovoltaici di
produzione europea.Con l’attuale conto energia i ricavi sono dati dunque da tre componenti:
• energia auto consumata x tariffa premio
• energia immessa in rete x tariffa omnicomprensiva
• risparmio in bolletta x costo medio dell’energia
NB La tariffa omnicomprensiva, considerando la maggiorazione per
l’utilizzo di materiale di produzione europea, risulta pari a 142 €/MWh
e, poiché attualmente il costo medio dell’energia prelevata dalla rete è
pari 170-180 €/MWh risulta evidente che tale tariffa non è
economicamente conveniente se applicata alla quota di energia
immessa in rete e riprelevata in un momento successivo.
Se non si riesce ad auto-consumare istantaneamente tutta l’energia
prodotta, l’energia che viene immessa in rete viene compensata con un
prezzo più basso di quello che l’utente pagherà quando, in un
momento successivo, ripreleverà dalla rete l’energia prodotta.
Pertanto le tariffe incentivanti risultano convenienti solo per la parte
auto consumata.RISULTATI Premessa Le analisi economiche relative all’applicazione del V conto energia sono state effettuate considerando che l’autoconsumo immediato dell’energia prodotta, nel nostro caso specifico, sia pari all’ 80% e di conseguenza circa il 20% sia immessa in rete. Ciò accade anche se l’impianto è fortemente sottodimensionato rispetto ai consumi, in quanto la scuola nei fine settimana e durante i periodi di chiusura totale o parziale, consuma solo una piccola quota dell’energia prodotta. Si osserva che in questa ipotesi il guadagno effettivo ottenibile con le tariffe incentivanti applicate, corrisponde per ogni kWh prodotto a: I = (0,8 x 0,06 €/kWh ) - [0,2 x (0,17 €/kWh - 0,142 €/kWh)] = 0,04744 €/kWh I è l’incentivo effettivamente ottenibile espresso in €/kWh. In assenza di tariffe incentivanti abbiamo supposto che l’impianto acceda ad un servizio di scambio sul posto ai sensi della delibera ARGelt 74/08 in modalità net metering. In questa ipotesi la quota di energia immessa in rete e riprelevata non costa nulla al soggetto responsabile dell’impianto in quanto viene ceduta e riacquistata allo stesso prezzo ed il GSE non fa pagare il servizio di prelievo e cessione.
Piano di investimento con V Conto Energia ( tariffe quinto semestre)
Anno kWh prod CE immi. CE autoco. Risp. boll. ind. Rata M. ord. str. ind. Fusso fin. Flusso no f.
0 0 €0 €0 €0 €0 €0 €0 -€ 162.000
1 62000 € 1.761 € 2.976 € 8.432 -€ 20.980 -€ 1.300 - € 8.401 -€ 150.421
2 61566 € 1.748 € 2.955 € 8.582 -€ 20.980 -€ 1.333 -€ 16.053 -€ 139.043
3 61135 € 1.736 € 2.934 € 8.735 -€ 20.980 -€ 1.366 -€ 22.996 -€ 127.863
4 60707 € 1.724 € 2.914 € 8.891 -€ 20.980 -€ 1.400 -€ 29.268 -€ 116.874
5 60282 € 1.712 € 2.894 € 9.049 -€ 20.980 -€ 1.435 -€ 34.905 -€ 106.074
6 59860 € 1.700 € 2.873 € 9.211 -€ 20.980 -€ 1.471 -€ 39.943 -€ 95.456
7 59441 € 1.688 € 2.853 € 9.375 -€ 20.980 -€ 1.508 -€ 44.414 -€ 85.017
8 59025 € 1.676 € 2.833 € 9.542 -€ 20.980 -€ 1.545 -€ 48.349 -€ 74.752
9 58612 € 1.665 € 2.813 € 9.712 -€ 20.980 -€ 1.584 -€ 51.779 -€ 64.658
10 58202 € 1.653 € 2.794 € 9.885 -€ 20.980 -€ 1.624 -€ 54.731 -€ 54.731
11 57794 € 1.641 € 2.774 € 10.061 €0 -€ 1.664 -€ 44.965 -€ 44.965
12 57390 € 1.630 € 2.755 € 10.241 €0 -€ 18.206 -€ 47.628 -€ 47.628
13 56988 € 1.618 € 2.735 € 10.423 €0 -€ 1.748 -€ 38.176 -€ 38.176
14 56589 € 1.607 € 2.716 € 10.609 €0 -€ 1.792 -€ 28.876 -€ 28.876
15 56193 € 1.596 € 2.697 € 10.798 €0 -€ 1.837 -€ 19.724 -€ 19.724
16 55800 € 1.585 € 2.678 € 10.991 €0 -€ 1.883 -€ 10.717 -€ 10.717
17 55409 € 1.574 € 2.660 € 11.187 €0 -€ 1.930 -€ 1.852 -€ 1.852
18 55021 € 1.563 € 2.641 € 11.386 €0 -€ 1.978 € 6.875 € 6.875
19 54636 € 1.552 € 2.623 € 11.589 €0 -€ 2.028 € 15.468 € 15.468
20 54253 € 1.541 € 2.604 € 11.796 €0 -€ 2.078 € 23.927 € 23.927
21 53874 €0 €0 € 52.967 €0 -€ 2.130 € 54.195 € 54.195
22 53497 €0 €0 € 53.911 €0 -€ 2.183 € 84.242 € 84.242
23 53122 €0 €0 € 12.438 €0 -€ 2.238 € 90.022 € 90.022
24 52750 €0 €0 € 12.659 €0 -€ 2.294 € 95.752 € 95.752
25 52381 €0 €0 € 12.885 €0 -€ 2.351 € 101.434 € 101.434
26 52014 €0 €0 € 13.115 €0 -€ 2.410 € 107.067 € 107.067
27 51650 €0 €0 € 13.348 €0 -€ 2.470 € 112.652 € 112.652
28 51289 €0 €0 € 13.586 €0 -€ 2.532 € 118.189 € 118.189
29 50930 €0 €0 € 13.829 €0 -€ 2.595 € 123.678 € 123.678
30 50573 €0 €0 € 14.075 €0 -€ 2.660 € 129.120 € 129.120
1682982
Valore att. € 25.846,18 € 43.684 € 271.908 -€ 162.000 -€ 50.317 VAN € 129.120Esempio piano d'investimento in assenza d' incentivazione
Anno kWh prod Risp. Boll. Rata M. ord. str. ind. Costo fin. Costo no fin. Flusso fin. Flusso no f.
0 0 €0 €0 €0 €0 -€ 162.000 €0 -€ 162.000
1 62000 € 10.540 -€ 20.980 -€ 1.300 -€ 22.280 -€ 1.300 -€ 10.966 -€ 152.985
2 61566 € 10.728 -€ 20.980 -€ 1.333 -€ 22.312 -€ 1.333 -€ 21.053 -€ 144.043
3 61135 € 10.919 -€ 20.980 -€ 1.366 -€ 22.346 -€ 1.366 -€ 30.305 -€ 135.172
4 60707 € 11.114 -€ 20.980 -€ 1.400 -€ 22.380 -€ 1.400 -€ 38.764 -€ 126.371
5 60282 € 11.312 -€ 20.980 -€ 1.435 -€ 22.415 -€ 1.435 -€ 46.473 -€ 117.642
6 59860 € 11.513 -€ 20.980 -€ 1.471 -€ 22.451 -€ 1.471 -€ 53.469 -€ 108.982
7 59441 € 11.719 -€ 20.980 -€ 1.508 -€ 22.487 -€ 1.508 -€ 59.788 -€ 100.392
8 59025 € 11.928 -€ 20.980 -€ 1.545 -€ 22.525 -€ 1.545 -€ 65.467 -€ 91.870
9 58612 € 12.140 -€ 20.980 -€ 1.584 -€ 22.564 -€ 1.584 -€ 70.538 -€ 83.418
10 58202 € 12.357 -€ 20.980 -€ 1.624 -€ 22.603 -€ 1.624 -€ 75.033 -€ 75.033
11 57794 € 12.577 €0 -€ 1.664 -€ 1.664 -€ 1.664 -€ 66.716 -€ 66.716
12 57390 € 12.801 €0 -€ 18.206 -€ 18.206 -€ 18.206 -€ 70.735 -€ 70.735
13 56988 € 13.029 €0 -€ 1.748 -€ 1.748 -€ 1.748 -€ 62.551 -€ 62.551
14 56589 € 13.261 €0 -€ 1.792 -€ 1.792 -€ 1.792 -€ 54.434 -€ 54.434
15 56193 € 13.498 €0 -€ 1.837 -€ 1.837 -€ 1.837 -€ 46.383 -€ 46.383
16 55800 € 13.738 €0 -€ 1.883 -€ 1.883 -€ 1.883 -€ 38.396 -€ 38.396
17 55409 € 13.983 €0 -€ 1.930 -€ 1.930 -€ 1.930 -€ 30.475 -€ 30.475
18 55021 € 14.233 €0 -€ 1.978 -€ 1.978 -€ 1.978 -€ 22.618 -€ 22.618
19 54636 € 14.486 €0 -€ 2.028 -€ 2.028 -€ 2.028 -€ 14.824 -€ 14.824
20 54253 € 14.744 €0 -€ 2.078 -€ 2.078 -€ 2.078 -€ 7.095 -€ 7.095
21 53874 € 15.007 €0 -€ 2.130 -€ 2.130 -€ 2.130 € 572 € 572
22 53497 € 15.275 €0 -€ 2.183 -€ 2.183 -€ 2.183 € 8.177 € 8.177
23 53122 € 15.547 €0 -€ 2.238 -€ 2.238 -€ 2.238 € 15.719 € 15.719
24 52750 € 15.824 €0 -€ 2.294 -€ 2.294 -€ 2.294 € 23.199 € 23.199
25 52381 € 16.106 €0 -€ 2.351 -€ 2.351 -€ 2.351 € 30.619 € 30.619
26 52014 € 16.393 €0 -€ 2.410 -€ 2.410 -€ 2.410 € 37.977 € 37.977
27 51650 € 13.348 €0 -€ 2.470 -€ 2.470 -€ 2.470 € 43.562 € 43.562
28 51289 € 16.983 €0 -€ 2.532 -€ 2.532 -€ 2.532 € 50.800 € 50.800
29 50930 € 17.286 €0 -€ 2.595 -€ 2.595 -€ 2.595 € 57.979 € 57.979
30 50573 € 17.594 €0 -€ 2.660 -€ 2.660 -€ 2.660 € 65.098 € 65.098
Val.att. € 277.415 -€ 162.000 -€ 50.317,45 VAN € 65.098CONCLUSIONI L’analisi economica effettuata dimostra che l’istallazione di un impianto fotovoltaico delle dimensioni ipotizzate, anche se non supportata da un regime d’incentivazione delle tariffe o da contributi pubblici, con i prezzi attualmente correnti, utilizzando materiale europeo, potrebbe ancora risultare un investimento conveniente in termini di rendimento, ma potrebbe garantire il rientro del capitale investito non prima del 21° anno di vita dell’impianto. In altri termini si tratta, ai prezzi correnti, di un investimento che presenta un certo grado di rischio. Tuttavia il rendimento monetario dell’investimento per l’utilizzatore finale non è l’unico criterio di convenienza applicabile.
CRITERI DI VALUTAZIONE DEI BENEFICI AMBIENTALI Un criterio comunemente utilizzato per quantificare i benefici ambientali di un investimento nella Green Economy è quello della misurazione del quantitativo di emissioni climalteranti o di emissioni di CO2 risparmiate. Le emissioni climalteranti sono date dall’insieme dei gas che determinano l’aumento dell’effetto serra e tra questi si misurano comunemente CO2, metano (CH4) e protossido di azoto (N2O).Tali emissioni vengono quantificate in t di CO2 equivalente, attribuendo a ciascun gas il potenziale di riscaldamento globale (GWP) specifico, pari ad 1 per CO2, 21 per il metano, e 310 per il protossido di azoto. Per questo tipo di valutazioni si possono utilizzare due metodi: - calcolo delle sole emissioni di CO2 risparmiate, detto anche metodo “standard” espresse in t di CO2 ; - calcolo dell’insieme delle emissioni climalteranti risparmiate, con metodo LCA (Life Cycle Assessment), espresse in t di CO2 equivalente.
Entrambi i metodi prevedono la conversione dell’energia prodotta nei corrispondenti quantitativi di emissione applicando dei coefficienti che possono riferirsi a due diversi parametri: - mix energetico nazionale, ovvero del quantitativo medio di emissioni prodotte per kWh, in Italia, in relazione all’insieme delle fonti di energia utilizzate; - produzione di energia elettrica dalle sole fonti fossili. Il primo tipo di coefficiente si adotta nel caso in cui si voglia misurare la CO2 risparmiata rispetto all’approvvigionamento elettrico attuale, mentre il secondo parametro misura la CO2 risparmiata con una fonte rinnovabile rispetto all’uso di una fonte fossile. Il metodo standard misura il quantitativo di emissioni di CO2 risparmiate partendo dal contenuto di carbonio del mix di vettori energetici utilizzati Il metodo LCA (valutazione del ciclo di vita) tiene conto non solo della CO2, ma anche degli altri gas serra emessi, “ dalla culla alla tomba”, nella produzione degli impianti.
ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e Ricerca Ambientale), che è la fonte di informazione più attendibile sui coefficienti da utilizzare, fornisce solo i coefficienti da utilizzare nel metodo standard, aggiornati periodicamente, in quanto, come spiegato nel NIR (National Inventory Report) esiste un elevato grado di incertezza (50,1%) nella valutazione delle emissioni di CH4 e di N2O, dovute alla produzione di elettricità. Pertanto di questi coefficienti ci siamo serviti Un’ altra metodologia comunemente utilizzata per quantificare i benefici ambientali di un investimento sulle energie rinnovabili è la determinazione delle tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate. Questo indicatore traduce il contenuto energetico delle diverse fonti utilizzabili, nella quantità di petrolio corrispondente. Per determinare le tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate con un impianto FV occorre moltiplicare l’energia elettrica prodotta, per un coefficiente che tiene conto del mix energetico nazionale.
VALUTAZIONE DELLE TONNELLATE EQUIVALENTI DI PETROLIO RISPARMIATE
Energia prodotta in 30 anni 1.682,982 MWh x
Fattore di conversione energia elettrica→ energia primaria 0,187 TEP/MWh =
_____________________
315 TEP
EMISSIONI DI CO2 RISPARMIATE RISPETTO ALL’USO DI FONTI FOSSILI (ISPRA2012)
Energia prodotta in 30 anni 1.682.982 kWh x
Fattore di conversione per termoelettrico da fonti fossili 0,5357 kg CO2 /kWh =
_____________________
901.573,46 Kg CO2
EMISSIONI DI CO2 RISPARMIATE RISPETTO AL MIX ENERGETICO ITALIANO
(ISPRA 2012)
Energia prodotta in 30 anni 1.682.982 kWh x
Fattore di conversione mix elettrico italiano 0,3963 kg CO2 /kWh =
____________________
666.965,8 Kg CO2Secondo la metodologia LCA una stima più corretta delle emissioni risparmiate dovrebbe tener conto di quelle prodotte durante il ciclo di vita dell’impianto. La quantità di emissioni prodotta dalla fase di estrazione delle materie prime a quella di smaltimento finale delle componenti dell’impianto a fine vita dipende dal tipo di processo di produzione adottato, dalla tipologia delle componenti assemblate ed infine dal processo di smaltimento finale. Inoltre la stima delle emissioni dipende anche dalla metodologia adottata. Pertanto non potendo far riferimento a dati univoci e non potendo affrontare una metodologia rigorosa, abbiamo effettuato una valutazione di massima, adattando valori reperiti in letteratura al nostro caso specifico. Abbiamo utilizzato il valore di emissioni massimo trovato, espresso in tonnellate di CO2 equivalente e lo abbiamo leggermente ridotto per tener conto delle sole emissioni di CO2. Ovviamente il dato risulta molto approssimativo, ma ci consente di non sopravvalutare le emissioni di CO2 risparmiate.
EMISSIONI DI CO2 PRODOTTE NEL CICLO DI VITA DELL’IMPIANTO (DALLA CULLA ALLA TOMBA)
Energia prodotta in 30 anni 1.682.982 kWh x
Fattore di emissione per ciclo di vita dell’impianto 0,05 kg CO2/kWh =
_________________________
84.149,1 Kg CO2
EMISSIONI EFFETTIVAMENTE RISPARMIATE RISPETTO ALL’UTILIZZO DI FONTI FOSSILI
Emissioni CO2 risparmiate nei 30 anni di vita dell’impianto 901.573,46 Kg CO2 -
Emissioni di CO2 prodotte nel ciclo di vita dell’impianto 84.149,1 Kg CO2 =
_______________________
817.424,6 Kg CO2
EMISSIONI EFFETTIVAMENTE RISPARMIATE RISPETTO AL MIX ELETTRICO NAZIONALE
Emissioni CO2 risparmiate nei 30 anni di vita dell’impianto 666.965,8 Kg CO2 -
Emissioni di CO2 prodotte nel ciclo di vita dell’impianto 84.149,1 Kg CO2 =
______________________
582.816,7 Kg CO2Impronta ecologica del risparmio energetico Avvalendoci della metodologia utilizzata per determinare l’impronta ecologica possiamo quantificare il risparmio energetico in termini comprensibili calcolando la quantità di terreno forestato necessario ad assorbire le emissioni non cedute all’ambiente. A nostro giudizio, in questo caso, è più corretto partire dalle emissioni risparmiate rispetto all’utilizzo di fonti fossili Superficie di foresta necessaria ad assorbire 1kg di CO2 in un anno 1.92 mq/kg CO2 anno x Emissioni annue risparmiate (media di 30 anni) (817.424,6 /30) 27.247,5 Kg CO2 = ______________________________________________________________________________ Superficie di foresta necessaria ad assorbire le emissioni annue 52.315,2 mq
QUESTO SIGNIFICA CHE L’INSTALLAZIONE DEL NOSTRO IMPIANTO
FV EQUIVALE AD IMPIANTARE 5,2 ETTARI DI FORESTA, CAPACI DI
ASSORBIRE, IN TRENTA ANNI, LE EMISSIONI CHE SAREBBERO
STATE PRODOTTE SENZA L’IMPIANTO.
=
54 kWp 5,2 haATTRIBUIRE UN VALORE ECONOMICO A QUESTO TIPO DI EFFETTO
CONIUGATO POTREBBE MIGLIORARE LA VALUTAZIONE COMPLESSIVA
ATTUALE DELL’INVESTIMENTO.
… MA QUESTO SARA’ OGGETTO DI UNA PROSSIMA INDAGINE!!!?
GRAZIE PER L’ ATTENZIONE!Hanno realizzato il progetto
• Intili Gioele
• Lo Casto Simone
• Martorana Giovanni
• Pieroni Andrea
• Pignatelli Jessica
• Docenti : Paola Rotondaro
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