elementi di progettazione fotovoltaico · 2017-05-11 · elementi di progettazione fotovoltaico. 3...
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ELEMENTI DI PROGETTAZIONE FOTOVOLTAICO
3
INDICE GENERALE
Mercato del fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Tecnologia delle celle fotovoltaiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
Componenti d'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
Confi gurazione dell'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Soluzioni d'impianto PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
Il Conto Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
IL MERCATO DELFOTOVOLTAICO
5
IL MERCATO DEL FOTOVOLTAICO
6
POTENZA ANNUALE INSTALLATA NEL MONDO
7
POTENZA ANNUALE INSTALLATA NEL MONDO
8
6,2 Mln€10,5 Mln€13,7 Mln€25 Mln€32 Mln€58 Mln€302,5 Mln€
6.225 Mln€5.765 Mln€
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
EU DE ES IT FR AT UK BE GR
MW
POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006
9
POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006
10
26 Mln€24 Mln€
540 Mln€
30 Mln€70 Mln€
240 Mln€
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
200820072006200520042003anno
MW
POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA
(*) stima Riello S.p.A.
(*)
11
POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA
12
370 363 363
207 200
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Q-Cells Sharp Suntech Kyocera First Solar
MW
I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE
Photon International
13
I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE
14
q uo t
a%
Film sottile
Silicio policristallino
Silicio amorfo
Silicio monocristallino
55%
35%
QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE
15
QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE
TECNOLOGIA DELLECELLE FOTOVOLTAICHE
17
TECNOLOGIA DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE
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Celle in silicio
Celle a film sottile
silicio monocristallinoefficienza: 13-17%
silicio policristallinoefficienza: 11-15%
silicio amorfoefficienza: 6-8%
CIS (copper indium diselinide)CIGS (copper indium gallium diselinide)efficienza: 7-9%
CdTe (telloruro di cadmio)efficienza: 6-9%
TIPOLOGIE DI CELLE
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Silicio• Celle in silicio cristallino:
– maggiore efficienza disponibile
– stabilità delle prestazioni nel tempo
– ampia disponibilità
• Celle in silicio amorfo:
– possibilità di creare film di spessore di 1-2
mm
– basso impiego di materiale
– utilizzabili supporti flessibili o vetrosi
– problemi di stabilità nel tempo
– basso costo di produzione
– ridotta efficienza
Film sottile• Celle in CIS/CIGS:
– materiali poco costosi
– processo facilmente automatizzabile
– buona stabilità
– maggiore tolleranza agli ombreggiamenti
– minore influenza della temperatura
• Celle in CdTe:
– ridotta efficienza della cella nell’insieme del
modulo
– tecnologia non ancora standardizzata
TIPOLOGIE DI CELLE
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Riduzione e purificazioneEstrazione della
quarzite
cristallizzazione
solidificazione
nessunacristallizzazione
Siliciopolicristallino
Siliciomonocristallino
Silicio amorfo
ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO
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• Estrazione della quarzite.
• Riduzione della quarzite a Si metallurgico in forno ad arco (1500°C)
SiO2 + 2C → Si + 2CO (1500°C)
• Purificazione a Si elettronico
Si + 3HCl → SiHCl3 + H2
SiHCl3 + H2 → Si + 3HCl
• Produzione del lingotto di Si monocristallino (cristallizzazione Czochralsky) o Si policristallino
(solidificazione direzionale).
• Produzione del wafer tramite taglio del lingotto.
ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO
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efficienza mq per kWp
Si monocristallino 13-17% 7-9 mq
Si policristallino 11-15% 8-9 mq
Si amorfo 6-8% 16-20 mq
CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE
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• Celle in silicio monocristallino:– Maggiore efficienza– Maggiore sensibilità alla temperatura– Spessore: 0,2-0,3 mm– Dimensioni: 100x100mm, 125x125mm, 156x156mm– Colore: blu scuro, nero
• Celle in silicio policristallino:– Buona efficienza– Minore sensibilità alla temperatura– Ottimo compromesso tra efficienza e sensibilità alla temperatura– Spessore: 0,23-0,35 mm– Dimensioni: 125x125mm, 156x156mm, 210x210mm– Colore: blu
• Celle in silicio amorfo– Ridotta efficienza– Bassa sensibilità alla temperatura– Possibilità di creare forme a scelta (elevata integrazione architettonica)– Dimensioni: max modulo 2x3m– Spessore substrato vetroso: 1-3mm– Spessore silicio: 0,001mm
CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE
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• Wafer grezzo
• Lisciatura superficiale
• Grigliatura superficiale
+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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• Il wafer, caricato positivamente per mezzo di drogaggio con boro, presenta sulla sua superficie
delle irregolarità che potrebbero originare fenomeni dei riflessione rilevanti.
• Il trattamento di lisciatura elimina le rugosità superficiali e rende la cella pronta ai successivi
trattamenti superficiali.
• Per aumentare la superficie sensibile della cella vengono fatte delle grigliature regolari che
migliorano il rendimento della cella.
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
26
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
• Drogaggio
• Trattamento antiriflesso
fosforo
-
fosforo
-
fosforo
-
fosforo
-
+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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• Per attivare l’effetto fotoelettrico la cella viene caricata negativamente sulla parte superficiale. Il
drogaggio negativo viene eseguito con fosforo in forno a 900°C.
• La cella si trova ad avere due polarità differenti sulle due superfici e risulta ora fotosensibile.
• Per conferire alla superficie esposta (-) alla radiazione solare un maggiore assorbimento, viene
fatto un trattamento antiriflesso che conferisce una colorazione blu.
• La cella ha uno spessore complessivo di 250 μm, con lo strato n di circa 0,5 μm.
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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• Posizionamento bus line egriglia secondaria
• Deposizione posterioreposizionamento bus lineposteriori
Bus line
Grigliaturasecondaria
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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• Per consentire il flusso di cariche vengono posizionati sulla superficie esposta i bus line e una
griglia secondaria composti da una lega di argento per ridurre al minimo le resistenza elettriche. Il
processo viene eseguito con fissaggio a 200°C.
• Griglia e bus line hanno spessore studiato in modo da ridurre la loro superficie occupata senza
compromettere il rendimento della cella per eccessive resistenze elettriche.
• Posteriormente, non essendo la zona sensibile alla luce, viene eseguita una deposizione di pasta
di alluminio su tutta la superficie e successivamente si pongono i bus line.
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
30
+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
• Affondamento dei bus line
• Taglio laser dei bordi
Giunzione P-N- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +
N
P
Bus
Antiriflesso blu
AlluminioBus
250 μ
m
0,5 μ
m
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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• La superficie che ha subito il trattamento antiriflesso possiede uno stato non conduttivo e le
cariche non riescono ad attraversarlo per arrivare al bus.
• Per ottenere un ottimale flusso sia nei bus superiori che inferiori questi vengono affondati
(processo in forno a 900°C per 20 minuti) fino ad a vere un contatto con la parte interna della cella.
• Il taglio al laser lungo i bordi elimina eventuali cortocircuitazioni lungo il perimetro della cella.
LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO
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L’EFFETTO FOTOVOLTAICO
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• La radiazione solare che incide sulla parte n delle celle genera delle coppie elettrone-lacuna in
entrambe le zone n e p.
• Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati dall’assorbimento della luce dalle
rispettive lacune, spingendoli in direzioni opposte (gli elettroni verso la zona n e le lacune verso la
zona p) per cui si genera una differenza di potenziale.
• Se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di
elettroni che parte dallo strato n, a potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore.
• Fino a quando la cella resta esposta alla luce, l'elettricità fluisce con regolarità sotto forma di
corrente continua.
• Valori tipici di una cella: U= 0,5V; I= 7A.
L’EFFETTO FOTOVOLTAICO
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Voltaggio U (V)
Co
rren
te I
(A)
INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO
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• La potenza erogata da una cella fotovoltaica, e quindi anche dal modulo, è legata alla corrente
generata. Questa dipende direttamente dall’irraggiamento incidente e ciò determina la potenza
istantanea disponibile. E’ evidente che la maggiore produzione si avrà in giornate serene e durante
le ore in cui i raggi solari risultano il più prossimi alla perpendicolare del pannello.
• Per ogni curva di funzionamento sono definiti i seguenti punti caratteristici:
– Tensione a vuoto (Uoc): intercetta sull’asse U (V); valori tipici: 0,600 - 0,615V
– Corrente di corto circuito (Isc): intercetta sull’asse I (A); valori tipici: 7,85 - 8,25A
– Punto di massima potenza (MPP): punto prossimo al ginocchio della curva; valori tipici: 3,6 - 3,8
Wp.
INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO
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Voltaggio U (V)
Co
rren
te I
(A)
EFFETTO DELLA TEMPERATURA
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• Le celle fotovoltaiche subiscono una diminuzione di resa all’aumentare della loro temperatura. Le
celle a film sottile sono quelle che meno risentono di questo effetto mentre le celle in silicio
monocristallino sono le più sensibili.
• In linea generale la perdita di potenza per ogni grado centigrado in più è di circa il 0,5%. A titolo
esemplificativo, una cella funzionante a 55°C (30°C in più rispetto ai 25°C di test) ha una perdita del
15%.
• Per limitare l’innalzamento della temperatura di funzionamento, va sempre valutato il livello di
aerazione in quanto i moduli solitamente hanno temperature di funzionamento oscillanti tra i 40°C e
i 70°C.
• I valori caratteristici di una cella Q-CELLS in silicio policristallino è pari a -0,43%W/°C.
• I valori che mediamente si riscontrano in celle in Si monocristallino sono di -0,5%W/°C.
• In zone calde, come il sud Italia, una minore perdita per temperatura è fondamentale per l’efficienza
del sistema.
EFFETTO DELLA TEMPERATURA
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+ -
cornicealluminio
sigillantevetro
celleEVA
tedlar
Assemblaggio del modulo
Collegamento delle celle
Sigillamento del modulo
Diodo diby-pass
ASSEMBLAGGIO DEL MODULO
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• Le celle, per poter essere meglio sfruttate e protette vengono collegate per creare il modulo con le
seguenti fasi:
– collegamento in serie delle celle fino ad ottenere la forma e/o la potenza voluta
– collegamento in parallelo di 2 o 3 gruppi di celle con diodi di by-pass
– pressatura sottovuoto delle celle tra due lamine di EVA
– assemblaggio con vetro antiriflesso superiormente e tedlar (resistente ai raggi UV) posteriormente
– inserimento lungo il bordo di una cornice in alluminio.
ASSEMBLAGGIO DEL MODULO
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Voltaggio U (V)
Co
rren
te I
(A)
EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO
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• Nel collegamento in serie, una cella ombreggiata non eroga più corrente e diventa per le altre un
assorbitore. Questo passaggio di corrente nella cella comporta un innalzamento localizzato della
temperatura (hot spot) e porta al danneggiamento.
• Per impedire tale fenomeno, gruppi di celle vengono collegati in parallelo tramite dei diodi di by-
pass (2 o 3 a seconda del costruttore).
• In caso di ombreggiamento parziale del modulo, quella porzione viene “saltata” ed la curva
caratteristica viene modificata. Senza diodi la corrente del modulo verrebbe determinata da quella
della cella ombreggiata e quindi una porzione del modulo comunque rimane produttiva.
EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO
COMPONENTIDELL’IMPIANTO
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I COMPONENTI DELL’IMPIANTO
44
DATI TECNICI THE/SOL PVPmpp Umpp Impp Uoc Isc
W V A V ATHE/SOL PV 190 190 26,11 7,40 32,62 7,85THE/SOL PV 195 195 26,10 7,45 32,69 7,89THE/SOL PV 200 200 26,57 7,63 32,98 8,04Coefficienti di temperatura: Pmpp: –0,46 %/K Uoc: -116,1 mV/K Isc: +4,4 mA/KTolleranza di resa: +/- 4,5 %Tensione massima del sistema 1000 V DCCondizioni di prova: AM 1,5 I= 1000 W/m2 T= 25°C
Caratteristiche:- Dimensioni: 992x1507x33mm- 54 celle in silicio policristallino 156 x 156 mm
- Profilo in alluminio con angolari arrotondati- Scatola posteriore con 3 diodi di by-pass e prese
Tyco-Solarlok- Grado di protezione: classe II, IP 65- Certificati secondo EN 61215: 1995
- Vetro: Solatex 3,2 mm- Materiale di accoppiamento: Etimex- Materiale retro pannello: Isovolta
IL MODULO FOTOVOLTAICO
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• Le tabelle tecniche dei moduli sono sempre riferite a determinate condizioni di prova:
– irraggiamento: 1000 W/q
– massa d’aria: 1,5
– temperatura del modulo: 25°C.
• A queste condizioni si determinano i parametri elettrici del modulo al cosiddetto punto di massimapotenza o di picco:
– Pmpp (W): potenza di picco erogata
– Umpp (V): tensione corrispondente alla Pmpp
– Impp (A): corrente corrispondente alla Pmpp.
Altri parametri per definire le condizioni limite sono:
– Uoc (V): tensione a circuito aperto
– Isc (A): corrente di cortocircuito
– Coefficienti di temperatura: definiscono la perdita di resa all’aumentare della temperatura. Vengonoutilizzati dai simulatori dinamici (tipo PVSOL) per calcolare la produzione energetica in determinatecondizioni climatiche.
• Tolleranza di resa: indica il range in cui ricade la potenza reale di picco del modulo; un valoreridotto, oltre ad essere indice di test accurati su celle e modulo, consente di ridurre le perdite damismatch.
• Tensione massima di sistema: maggiore è il valore più alte sono le tensioni con cui si può farlavorare il sistema, riducendo così le perdite.
IL MODULO FOTOVOLTAICO
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A incasso nel tetto
Su tetto inclinato (retrofit)
Su tetto pianoA terra
LE STRUTTURE DI FISSAGGIO
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• Totalmente integrato
– migliore effetto architettonico
– maggiore difficoltà di installazione
– perdite di resa fino al 20% per l’innalzamento delle temperatura
– utilizzabile solo con tetti ventilati
– inclinazione minima da rispettare (usualmente 25°).
• Sovrapposto a tetto
– ridotto impatto estetico
– facile installazione
– utilizzabile sulla maggior parte di coperture
– sufficiente aerazione
– inclinazione minima di 15° per avere un effetto di autopulizia.
• Su tetto piano o a terra
– elevata superficie richiesta per mantenere la distanza minima tra le file
– maggiore esposizione al vento e al carico alla neve
– maggiore impegno progettuale per l’adattamento alle diverse tipologie di coperture.
LE STRUTTURE DI FISSAGGIO
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Barre di parallelo in rame
Diodi di stringa
Collegamento stringheSezionatore
I QUADRI DI PARALLELO
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• Svolge la funzione di mettere in parallelo le varie stringhe di moduli in modo da immettere
nell’inverter la corrente generata con due sole connessioni.
• Protegge dalle sovratensioni i moduli e l’inverter.
• Contiene i fusibili di stringa per proteggere da sovraccarico i moduli fotovoltaici ad i cavi di stringa.
• Contiene l’interruttore principale in modo da sezionare il campo fotovoltaico.
• Opzionalmente possono contenere i collegamenti per sensori ausiliari per monitorare le singole le
stringhe e per la gestione di un sistema antifurto.
I QUADRI DI PARALLELO
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L’INVERTER
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• Converte la corrente continua fornita dal generatore fotovoltaico in alternata di qualità comparabile
con quella della rete elettrica per l’immissione in rete.
• Da una opportuna forma d’onda all’output.
• Regola il valore effettivo del voltaggio di output.
• Massimizza l’energia prodotta dal generatore fotovoltaico (MPPT) al variare dell’uscita del
generatore fotovoltaico.
• Efficienza: 85-95%.
• Indicazioni progettuali:
– tenere un rapporto tra potenza inverter e generatore fotovoltaico tra 0,9-1,0
– l’intervallo di tensione della variazione del punto di massima potenza del campo fotovoltaico deve
ricadere nel range di ricerca dell’MPP dell’inverter
– la tensione massima del generatore non deve mai superare la massima ammissibile dell’inverter
– installare l’inverter in ambienti con possibilità di ricambio d’aria.
L’INVERTER
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I CAVI
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• I cavi del circuito lato continua e i cavi del circuito del lato alternata devono percorrere tubi e/ocanaline separate e distinte.
• I cavi in corrente continua devono avere i seguenti requisiti :
– devono essere in grado di sostenere la corrente di corto circuito tra i poli e verso terra
– resistere ai raggi UV, e alle variazioni di temperatura (-40°C -20°C)– devono essere dimensionati in modo tale che le perdite siano contenute al minimo (<2%)
– essere flessibili, sottili, leggeri e maneggevoli
– devono ammettere una tensione massima = 2kV
– resistere al fuoco, ed essere a bassa tossicità in caso di incendio.
• I cavi utilizzati sono:
– cavo tipo FG70R 0,6/1kV a doppio isolamento: per la posa su tetto per la connessione dei modulial quadro di parallelo e/o di campo. Non necessita di elementi di protezione
– cavo tipo N07V-K 450/750V cordina: necessita di posa in tubo o guaina. Non utilizzabile per laconnessione dei moduli sul tetto.
• All’esterno e all’esposizione ai raggi solari utilizzare tubazioni in metallo (tubazioni in materialeplastico dopo un periodo non lunghissimo di esposizione ai raggi solari potrebbero deteriorarsi)
• Per il cablaggio di moduli fino a 4A di corrente cc utilizzare cavi che abbiano una sezione dialmeno 2,5 mm2; per correnti superiori usare cavi con sezioni di 4 mm2.
• La posa dei cavi non deve ostruire il deflusso dell'acqua piovana.
• Per le connessioni tra quadro di parallelo e/o di campo all'inverter si usano cavi tipo NYM o NYY(necessaria la prova di corto circuito trai i poli e verso terra).
I CAVI
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– Temperatura: 9%
– Mismatch stringhe: 8%
– Circuito cc: 3%
– Inverter: 15%
– Servizi ausiliari: 3%
– Ombreggiamento: 3%
– Sporcamento: 2%
Per
dite
10,8%
15%
Rendimento cella: 15%
Resa impianto: 10,8%
L’EFFICIENZA DEL SISTEMA
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• Temperatura: la temperatura aumenta le resistenze elettriche nel modulo e ne riduce la resa
istantanea.
• Mismatch: i moduli non hanno tutti la stessa potenza ma oscillano attorno alla potenza di picco.
Minore è la tolleranza di resa e più i moduli saranno simili. Una tolleranza elevata fa si che vi
siano moduli di potenza inferiore che vanno a “rallentare” anche gli altri appartenenti alla stringa.
• I cavi vanno dimensionati in base alla corrente che li percorre e alla distanza da percorrere. Le
perdite massime ammesse nei cavi sono del 3%.
• L’inverter è il componente più sollecitato termicamente. La sua efficienza è legata ad una sua
ottimale ventilazione.
L’EFFICIENZA DEL SISTEMA
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Superficie necessaria:• falda: 10 m2 per kWp• superficie orizzontale: 20 m2 per kWp
Condizioni ottimali:• Orientamento: sud• Inclinazione: 30°
10 m2/kWp
20 m2/kWp
INCLINAZIONEMODULI
IRRAGGIAMENTO% RISPETTOALL’OTTIMALE
POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI
57
• La superficie netta di moduli per 1 kWp è di circa 8 mq. Per l’installazione va sempre previsto
ulteriore spazio di manovra.
• Le installazioni a terra o su tetto piano richiedono una superficie doppia (20 mq/kWp) rispetto
all’installazione su falda.
• L’installazione su tetto ha dei costi aggiuntivi per la messa in sicurezza.
• Nell’installazione a suolo o su tetto piano posizionare i pannelli ad un’altezza da terra sufficiente per
evitare l’accumulo di neve alla base dei pannelli o l’ombreggiamento causato dall’erba.
• Il posizionamento migliore, alle latitudini italiane, è con orientamento/inclinazione di sud/30°.
POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI
58
Parametri per la distanzatra file parallelecon moduli con angolo di inclinazione 30°
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
2,00
2,20
2,40
47,0
46,5
46,0
45,5
45,0
44,5
44,0
43,5
43,0
42,5
42,0
41,5
41,0
40,5
40,0
39,5
39,0
38,5
38,0
37,5
37,0
36,5
36,0
35,5
35,0
Latitudine
Par
amet
ro
p a d l
38
39
40
41
37
42
43
44
45
46
47P = H x p
A = H x a
D = H x d
L = H x l
a
p
d
l
P D
H
L
A ββββ=30°
DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI
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Per il calcolo della distanza minima tra file parallele di pannelli inclinati si può utilizzare il grafico
oppure le formule qui sotto. I dati fondamentali sono, in entrambe i casi:
- Latitudine del luogo di installazione
- H: altezza del modulo
- β: inclinazione del modulo (tilt), alle nostre latitudini l’angolo ottimale è 30°.
A = H x senβ = H x 0,5
P = H x cos β = H x 0,866
D = A x tan(23,5 -latitudine)
Le formule possono essere utilizzate anche per calcolare la distanza da mantenere per evitare
l’ombreggiamento di un ostacolo posto a sud del campo fotovoltaico.
DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI
60
Nord: 1.100 kWh per kWp
Centro: 1.250 kWh per kWp
Sud: 1.400 kWh per kWp
PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO
61
• Ogni sito è caratterizzato da un profilo climatico proprio composto da temperatura, irraggiamento
solare, velocità del vento.
• La radiazione solare in Italia varia da 1.300 kWh per m2 all’anno al nord fino a 1.900 kWh per m2
all’anno al sud.
• Le rese annuali possono variare di circa +/-10%.
• Nel semestre estivo si producono i 3/4 dell'energia producibile nell'arco dell'anno.
• L’utilizzo di programmi di simulazione dinamica (tipo PVSOL) consente di avere in tempi rapidi e
con una certa precisione la stima di produzione dell’impianto.
• L’accuratezza dei dati di partenza (località, orientamento, inclinazione, tipo componenti,
configurazione) sono fondamentali per avere una corretta stima.
PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO
62
• Costi medi di manutenzione annuale: 1-1,5% dell’investimento.
• Vita utile dell’impianto: 25 anni.
Suddivisione dei costi
struttura6%
inverter13%
montaggio10%
sviluppo progetto
6%
moduli65%
I COSTI DELL’IMPIANTO
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• Moduli: la quota maggiore del costo di un impianto fotovoltaico è data dai moduli.
• Strutture: in caso di tipologie di strutture particolari la sua quota percentuale può aumentare fino al
10%.
• Inverter: le architetture multi-inverter hanno generalmente costi leggermente superiori.
• Installazione: l’installazione a terra è la più semplice e veloce ma potrebbe richiedere opere di
sistemazione del terreno.
• Progettazione: oltre a certificare l’impianto, la progettazione dovrebbe comprendere anche le
pratiche per l’accesso agli incentivi in Conto Energia.
I COSTI DELL’IMPIANTO
CONFIGURAZIONEDELL’IMPIANTO
65
Utenza privata• consumi bassi (max 8.000 kWh ca. all’anno)• utenza monofase• installazione su falda o tetto piano.
Utenza uffici/artigianato/piccola industria• consumi medio-bassi (max 25.000 kWh ca. all’anno)• utenza trifase• installazione su falda o tetto piano.
Autoproduzione
• Destinato alla persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza inmisura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle societàcontrollate, della società controllante e delle società controllate dalla medesimacontrollante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione edistribuzione dell'energia elettrica.
Produzione• Impianto per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
CRITERI DI SCELTA DELL’IMPIANTO
66
Consumo annuale (kWh)3.300 kWh
Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)1.250 kWh anno/kWp
Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumoP= 3.300/1.250 = 2,64 kWp
Configurazione elettrica dell’impianto14 THE/SOL PV 195 + INVERTER M26
Verifica dello spazio richiesto27 mq
Configurazione corretta
Sup. disponibile
non sufficiente
esempio nord Italia
UTENZA PRIVATA
67
• L’impianto va valutato secondo il servizio di scambio sul posto: l’energia prodotta
viene scalata dalla bolletta.
• Il dato base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dalla
somma delle singole bollette. Il dato di una singola bolletta non ha valore
rappresentativo a causa delle forti variazioni mensili e stagionali nei consumi.
• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località
e può essere ricavata da un software di simulazione.
• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto, questo deve avere
una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.
• La potenza di picco richiesta = consumi annuali dell’utenza / resa specifica annuale.
• Qualora lo spazio richiesto non fosse disponibile per l’installazione, si deve procedere
ad una nuova configurazione riducendo la potenza dell’impianto fotovoltaico.
UTENZA PRIVATA
68
Consumo annuale (kWh)23.000 kWh
Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)1.250 kWh anno /kWp
Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumoP = 23.000/1.250 = 18,4 kWp
Configurazione elettrica dell’impianto16 moduli THE/SOL PV 195 x 6 stringhe + inverter T 190
Verifica dello spazio richiesto180 mq
Configurazione corretta
Su
p. d
ispo
nib
ilen
on
sufficien
teesempio nord Italia
UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA
69
• L’impianto va valutato secondo il servizio di scambio sul posto: l’energia prodotta vienescalata dalla bolletta.
• Il dato base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dallasomma delle singole bollette.
• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località e
può essere ricavata da un software di simulazione.
• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto questo deve avere
una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.
• La potenza di picco richiesta = resa specifica annuale / consumi annuali dell’utenza.
• Per questo tipo di utenze, l’impianto potrebbe risultare di potenza superiore ai 20kW,
limite massimo per lo scambio sul posto. Se la potenza risulta di poco superiore,conviene limitarsi ai 20kW in modo da sfruttare lo scambio sul posto.La finanziaria 2008 innalza tale valore a 200 kWp (attualmente mancano ancora i decreti
UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA
attuativi).
70
Ciclo di consumo annuale (kWh)
Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)
Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione ≥ 70% consumo
Configurazione elettrica dell’impianto
Verifica dello spazio richiesto
Configurazione corretta
Su
p. d
ispo
nib
ilen
on
sufficien
te
AUTOPRODUZIONE
71
• Per potersi configurare come autoproduttore è necessario produrre energia elettrica e
utilizzarla in misura non inferiore al 70% annuo.
• E’ importante avere un monitoraggio del ciclo di consumo annuale.
• Gli impianti di questo tipo, destinati ad utenze dai consumi elevati, sono generalmente
di taglio medio-grandi.
• La verifica dello spazio richiesto è fondamentale in quanto è vincolante anche sulla
definizione o meno del titolo di autoproduttore.
• Il titolo di autoproduttore consente di avere una maggiorazione del 5% sulla tariffa
incentivante del Conto Energia.
• La restante energia non autoconsumata può essere venduta.
AUTOPRODUZIONE
72
Spazio disponibile
Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)
Configurazione elettrica dell’impianto
Configurazione corretta
Potenza richiesta
Calcolo potenza impianto fotovoltaicoVerifica spazio richiestoSu
p. d
isp
on
ibile
no
n s
uff
icie
nte
VENDITA
73
• L’impianto è dimensionato sulla potenza da installare o sulla superficie disponibile.
• La produzione energetica viene incentivata dalla tariffa del Conto Energia e venduta.
• La configurazione di produttore determina la denuncia di Officina Elettrica.
VENDITA
74
Potenzaimpianto
verificasuperficiedisponibile
calcolo numeropannelli
verificaconfigurazione
elettrica
Consumoenergetico
calcolo potenzaimpianto
calcolo numerodi pannelli
verifica superficiedisponibile
verificaconfigurazione
elettrica
Superficiedisponibile
calcolo numero dipannelli
calcolo potenzaimpianto
verificaconfigurazione
elettrica
CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
75
• I dati disponibili determinano il punto di partenza per il dimensionamento dell’impianto.
• I grandi impianti hanno come dato di partenza la potenza richiesta (ampio spazio a disposizione) o
la superficie disponibile (non c’è limite di potenza).
• Il dato di consumo di energia elettrica, utile se l’impianto è di potenza minore o uguale a 20kW,
permette di calcolare l’impianto avente una produzione annuale vicina ai consumi.
• La verifica della configurazione elettrica è sempre necessaria ed è quella che definisce l’esatta
potenza e configurazione dell’impianto.
CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO
76
Temperatura minima: -10°CTemperatura massima: +70°CPotenza campo fotovoltaico
Scelta inverter: potenzainverter = 85-95%potenza del campo fv
Calcolo tensione MPPa Tmin e Tmax delmodulo
Calcolo numerominimo e massimo dimoduli in serie perMPPT
Calcolo tensione avuoto a Tmin delmodulo
Definizione numeromoduli per stringa
Calcolo numeromassimo di moduli inserie ammissibili
Calcolo numero distringhe
Calcolo correntetotale stringhe
Verifica compatibilità concorrente nominale emassima dell’inverter
Configurazioneimpianto definita
CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO
77
Tmin=-10°C ΔTmin= -35°CTmax=+70°C ΔTmax= +45°C
Pnom,inv=0,85÷0,95 x Pnom,fv
Vmpp(Tmin)=Vmpp + (ΔTmin x KT,Voc)
Vmpp(Tmax)=Vmpp + (ΔTmax x KT,Voc)
nmod,max = Vmppt,max / Vmpp(Tmax)
nmod,min = Vmppt,min / Vmpp(Tmin)
Voc(Tmin)=Voc + (ΔTmin x KT,Voc)
nmod,max.amm.= Vcc,max / Voc(Tmin)
Impp,str = nstr x Impp<=Icc,nom
Impp,str = nstr x Impp<Icc,max
Calcolo dei salti di temperatura risp. alle STC
Scelta dell’inverter nel corretto range di potenzarisp. Al campo fotovoltaico
Tensione alla temperatura minima del modulo
Tensione alla temperatura massima del modulo
Numero massimo di moduli per stringa
Numero minimo di moduli per stringa
Tensione massima raggiungibile dal modulo
Numero max ammissibile di moduli per stringa
Verifica corrente nominale e massima delle stringhein ingresso all’inverter
CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
79
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
80
2,5 kWp
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
81
• CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO:
3.150 kWh X 0,44 €/kWh = 1.386 €
ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA PRIVATA PARZIALMENTE INTEGRATO IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO
PRODUZIONE ANNUA STIMATA
TARIFFAINCENTIVANTEGSE
SOMMA ANNUALEACCREDITATA DAL GSE
• ENERGIA RISPARMIATA:
3.150 kWh X 0,18 €/kWh = 567 €
PRODUZIONE ANNUA STIMATA
COSTO MEDIODEL kWh ENEL
RISPARMIO SULLABOLLETTA ENEL
1.953 €RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =
SCAMBIO SUL POSTO 2,5 kWp
82
15 kWp
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
83
• CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO:
19.375 kWh X 0,42 €/kWh = 8.137 €
ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA INDUSTRIALE PARZIALMENTE INTEGRATO IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO (PRODUZIONE = CONSUMO)
PRODUZIONEANNUA STIMATA
TARIFFA GSEINCENTIVANTE
SOMMA ANNUALEACCREDITATA DAL GSE
• ENERGIA RISPARMIATA:
19.375 kWh X 0,12 €/kWh = 2.325 €
CONSUMOANNUALE STIMATA
COSTO MEDIODEL kWh ENEL
RISPARMIO SULLABOLLETTA ENEL
10.462 € RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =
SCAMBIO SUL POSTO 15 kWp
84
200 kWp
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
85
• CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE:
250.000 kWh X ( 0,36 €/kWh + premio 5%) = 94.500 €
ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA INDUSTRIALE NON INTEGRATO IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE
PRODUZIONEANNUA STIMATA
TARIFFA GSEINCENTIVANTE
SOMMA ANNUALEACCREDITATA DAL GSE
• ENERGIA RISPARMIATA:
200.000 kWh X 0,12 €/kWh = 24.000 €
AUTOCONSUMOANNUO STIMATO
COSTO MEDIODEL kWh
RISPARMIO SULLABOLLETTA ENEL
123.000 €RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =
• ENERGIA IMMESSA IN RETE:
50.000 kWh X 0,09 €/kWh = 4.500 €
QUOTA VENDITAANNUA STIMATA
PREZZO MEDIODEL kWh
RICAVO DA VENDITAENERGIA
AUTOPRODUZIONE 200 kWp
86
SOLUZIONI D’IMPIANTO PV
87
• CONTO ENERGIA IN REGIME DI VENDITA:
1.250.000 kWh X 0,36 €/kWh = 450.000 €
ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° officina elettrica NON INTEGRATO IN REGIME DI VENDITA
PRODUZIONEANNUA STIMATA
TARIFFA GSEINCENTIVANTE
SOMMA ANNUALEACCREDITATA DAL GSE
562.500 € RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =
• CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE:
1.250.000 kWh X 0,09 €/kWh = 112.500 €
PRODUZIONEANNUA STIMATA
TARIFFA DIVENDITA
SOMMA ANNUALEACCREDITA DAL GSE
VENDITA 1 MWp
IL CONTO ENERGIA
89
• MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE BASATO SULLA REMUNERAZIONE DELL’ENERGIA
ELETTRICA PRODOTTA DA UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO.
• NORMATIVA DI RIFERIMENTO
– Decreto Ministeriale 19/02/2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica
mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.
– Delibera AEEG n° 88/07 del 13/04/2007: disposizion i in materia di misura dell’energia elettrica
prodotta.
– Delibera AEEG n° 89/07 del 13/04/2007: condizioni tecnico-economiche per la connessione di
impianti di produzione alle reti in bassa tensione.
– Delibera AEEG n° 90/07 del 13/04/2007: procedure p er l’entrata in esercizio degli impianti
fotovoltaici e per l’ammissione al regime di incentivazione.
– Circolare Agenzia delle entrate n. 46/E del 19 luglio 2007.
NORMATIVA DI RIFERIMENTO
90
• GSE COME SOGGETTO ATTUATORE.
• DIFFERENZIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI A SECONDA DELLAPOTENZA E DEL LIVELLO DI INTEGRAZIONE.
• SEMPLIFICAZIONE DELLE PROCEDURE DI ACCESSO AGLI INCENTIVI: PIMA SIREALIZZA L’IMPIANTO (SECONDO LE REGOLE DEL DECRETO) E POI SE NEDA COMUNICAZIONE AL GSE.
• AMPLIAMENTO DELLA POTENZA INCENTIVABILE ED ELIMINAZIONE DEI LIMITIANNNUALI DI POTENZA (PREVISTI 1.200 MW).
• ELIMINATO IL LIMITE MASSIMO DI 1.000 KW PER SINGOLO IMPIANTO.
• TARIFFE CHE PREMIANO L’INTEGRAZIONE ARCHITETTONICA E L’USOEFFICIENTE DELL’ENERGIA.
• SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTODEL BILANCIO ANNUALE:
ENERGIA PRODOTTA = ENERGIA CONSUMATA
• GRANDI IMPIANTI (>20 kW): TARIFFA INCENTIVANTE + TARIFFA DI VENDITA.
PRINCIPALI CARATTERISTICHE
91
TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE
PARZIALMENTEINTEGRATO
Impianti sulle superficiesterne di qualsiasi edificioe su elementi di arredourbano o viari.
TOTALMENTEINTEGRATO
Impianti sulle superficiesterne di qualsiasi edificioe su elementi di arredourbano o viario dove vienesostituita la copertura vera epropria.
NON INTEGRATO
LE TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE
92
1) Il soggetto responsabile inoltra il progetto preliminare al gestore di rete e chiede laconnessione alla rete e l’eventuale servizio di scambio.
2) Ad impianto ultimato, il soggetto responsabile comunica la conclusione dei lavori algestore di rete.
3) Entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, il soggetto responsabile -pena la non ammissibilità alle tariffe incentivanti - è tenuto a far pervenire al GSE larichiesta di concessione della tariffa, insieme alla documentazione finale di entrata inesercizio dell’impianto.
4) Entro i successivi 60 giorni GSE verifica il rispetto delle disposizioni del DM ecomunica al soggetto responsabile la tariffa riconosciuta.
5) GSE predispone una piattaforma informatica per le comunicazioni tra soggettoresponsabile e GSE, anche relative al premio sul risparmio energetico.
ITER PER L’ACCESSO ALL’INCENTIVAZIONE
93
• Per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione non si dà luogo al
procedimento unico, ed è sufficiente la dichiarazione di inizio attività (DIA). Qualora
sia necessaria l'acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo, l'acquisizione
del medesimo sostituisce il procedimento unico.
• Gli impianti con potenza non superiore a 20 kWp non sono assoggettabili alla
procedura di valutazione di impatto ambientale (VIA), qualora non siano "aree o
parchi naturali" o ricadano su "beni paesaggistici".
• Per gli impianti in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici NON è
necessaria la variazione di destinazione d'uso del sito.
AUTORIZZAZIONI NECESSARIE
94
TARIFFE INCENTIVANTI
NON INTEGRATO: 0,40 €/kWh
PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,44 €/kWh
TOTALMENTE INTEGRATO: 0,49 €/kWh
• SCAMBIO SUL POSTO: SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO DEL
BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.
• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.
• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN,
CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA
PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.
• IL PAGAMENTO VIENE EFFETTUATO BIMESTRALMENTE IN ACCONTO SU C.C.
DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.
IMPIANTI DA 1 kWp FINO A 3 kWp
95
ESEMPIO IMPIANTO 1-3 kWp
Consumi utenza: 3.000 kWhProduzione impianto FV: 3.000 kWh
Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWhRisparmio per l’utenza: 3.000 x 0,19 € = 570 €Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0
Tariffa incentivante per l’ammortamentodell’impianto FVIntegrato: 3.000 x 0,49 = 1.470 €Parzialmente Integrato: 3.000 x 0,44 = 1.320 €Non integrato: 3.000 x 0,40 = 1.200 €
Conto economico complessivo annuoRisparmio + incentivoIntegrato: 570 + 1.470 = 2.040 €Parzialmente Integrato: 570 + 1.320 = 1.890 €Non integrato: 570 + 1.200 = 1.770 €
Per produrre 3.000 kWh con impianto fotovoltaicosono necessari circanord: 2,7 kWpcentro: 2,4 kWpsud: 2,1 kWp
ESEMPIO DI UTENZA DOMESTICA
96
TARIFFE INCENTIVANTI
NON INTEGRATO: 0,38 €/kWh
PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,42 €/kWh
TOTALMENTE INTEGRATO: 0,46 €/kWh
• SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO
DEL BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.
• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.
• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN,
CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA
PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.
• IL PAGAMENTO VIENE EFFETTUATO BIMESTRALMENTE IN ACCONTO SU C.C.
DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.
IMPIANTI OLTRE I 3 kWp FINO A 20 kWp
97
ESEMPIO IMPIANTO OLTRE 3 FINO A 20 kWp
Consumi utenza: 20.000 kWhProduzione impianto FV: 20.000 kWh
Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWhRisparmio per l’utenza: 20.000 x 0,19 = 3.800 €Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0
Tariffa incentivante per l’ammortamento dell’impianto FVIntegrato: 20.000 x 0,46 = 9.200 €Parzialmente Integrato: 20.000 x 0,42 = 8.400 €Non integrato: 20.000 x 0,38 = 7.600 €
Conto economico complessivo annuoRisparmio + incentivoIntegrato: 3.800 + 9.200 = 13.000 €Parzialmente Integrato: 3.800 + 8.400 = 12.200 €Non integrato: 3.800 + 7.600 = 11.400 €
Per produrre 20.000 kWh con impianto fotovoltaico sononecessari circanord: 18,2 kWpcentro: 16,0 kWpsud: 14,3 kWp
ESEMPIO DI UTENZA UFFICI/ARTIGIANALE
98
TARIFFE INCENTIVANTI
NON INTEGRATO: 0,36 €/kWh
PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,40 €/kWh
TOTALMENTE INTEGRATO: 0,44 €/kWh
• È NECESSARIO FARE DENUNCIA DI OFFICINA ELETTRICA E INSTALLARE UN
CONTATORE UTIF.
• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO
MENSILMENTE DAL GRTN, CHE EROGA UN CORRISPETTIVO PARI AL
PRODOTTO TRA LA PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.
• IN AGGIUNTA E’ APPLICABILE LA TARIFFA DI VENDITA (Delibera AEEG n. 34 del
2005; 0,095€/kWh fino a 500.000 kWh/anno; 0,080 €/kWh da 500.000 a 1.000.000
kWh/anno; 0,070 €/kWh da 1 milione a 2 milioni di kWh/anno).
IMPIANTI OLTRE 20 kWp
99
Le tariffe sono incrementate del 5% nei seguenti casi:
• Impianto il cui soggetto responsabile è una scuola pubblica o una struttura sanitaria
pubblica;
• Impianto installato attraverso integrazione architettonica in sostituzione di coperture in
eternit;
• Impianto il cui soggetto responsabile è un ente locale all'interno di un comune con
popolazione residente inferiore a 5.000 abitanti su base dell'ultimo censimento ISTAT;
• Impianto installato a terra con potenza nominale maggiore di 3 kWp con titolo di
autoproduttore (ai sensi del Dlgs n.79/1999 impianti non integrati, ricadenti nelle righe
B e C);
• Gli impianti che entreranno in esercizio tra il 1° Gennaio 2009 e il 31 Dicembre 2010
avranno diritto ad una tariffa decurtata del 2% (costante in moneta corrente su tutto il
periodo di 20 anni) per ciascuno degli anni successivi al 2007.
VARIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI
100
• Sono stati inseriti dei premi aggiuntivi alla tariffa incentivante, riconosciuti per l'intero
periodo residuo di diritto alla stessa, per impianti su unità immobiliari (o edifici) operanti
in regime di scambio sul posto.
• Premio aggiuntivo qualora si dimostri, mediante certificazione energetica dell'edificio,
una riduzione di almeno il 10% del fabbisogno di energia. Il premio consisterà in una
maggiorazione percentuale della tariffa pari alla metà della percentuale di riduzione di
fabbisogno di energia conseguita e dimostrata. Non potrà comunque essere superiore
al 30%.
• Premio aggiuntivo del 30% qualora l'unità immobiliare o edificio sia stato ultimato
successivamente alla data di entrata in esercizio del presente decreto e consegua,
mediante certificazione energetica dell'edificio, un valore di fabbisogno di energia
primaria annua per metro quadro inferiore al 50% rispetto ai valori riportati nell'allegato
C, comma1, tabella 1, del decreto legislativo del 19 Agosto 2005, n°192, e successive
modificazioni.
PREMI PER L’USO EFFICIENTE DELL’ENERGIA
101
• NON cumulabile con contributi in conto capitale e/o interessi eccedenti il 20%.
• NON cumulabile con certificati verdi e titoli di efficienza energetica.
• Le tariffe incentivanti NON sono cumulabili con la detrazione fiscale.
• Per le scuole pubbliche o paritarie e le strutture sanitarie pubbliche è possibile
cumulare gli incentivi con contributi in conto capitale e/o interessi di qualunque entità.
• Sono escluse dalle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici realizzati per obblighi di
legge (n° 192/2005 e n° 296/2006), che entreranno i n esercizio dopo il 31.12.2010.
COMULABILITA’
102
• Per impianti di potenza nominale non superiore a 20 kW la responsabilità della misura
dell'energia elettrica prodotta è a carico del distributore locale, in cambio di un
corrispettivo versato dal produttore e definito dall'Autorità.
• Per gli impianti di potenza nominale superiore a 20 kW la responsabilità della misura
dell'energia elettrica prodotta è a carico del produttore, il quale però può anche
avvalersi del distributore. In tale ipotesi, il corrispettivo da corrispondere per la
prestazione del servizio di misura è definito dal distributore stesso.
• Il distributore locale deve mettere a disposizione del produttore che richieda la
connessione alla rete - entro 20 giorni lavorativi da tale richiesta - un preventivo che
abbia validità non inferiore a 3 mesi.
• La connessione di impianti a tensione nominale al di sotto dei 50 kW deve essere
erogata sempre in bassa tensione.
DELIBERE n. 88/07 E n. 89/07
103
• Le spese di connessione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili sono ripartite in pari misura tra il soggetto produttore ed il Conto per nuovi
impianti da fonti rinnovabili e assimilate (cd. "conto energia").
• Il distributore nel caso di ritardata realizzazione della connessione è tenuto a versare
al produttore di energia elettrica un indennizzo pari "al maggior valore tra l'1% del
totale del corrispettivo di connessione e 5 (cinque) euro per ogni giorno di ritardo della
realizzazione della connessione, fino a un massimo di 180 (centottanta) giorni". Nel
caso in cui il ritardo sia superiore ai 180 giorni, il produttore può richiedere l'intervento
dell'AEEG. È comunque fatto salvo il diritto del produttore "di richiesta di risarcimento
del maggior danno".
DELIBERE n. 88/07 E n. 89/07
104
• Per la connessione - così come per la misura degli impianti fotovoltaici "ai fini
dell'erogazione della tariffa incentivante" - si applichino le stesse previsioni dettate per
gli altri impianti di produzione di energia elettrica (delibere n. 281/05; 88/07 e 89/07).
• Il "soggetto attuatore" cui inoltrare le richieste per l'ammissione al beneficio della
tariffa incentivante e al premio è il Gestore del Sistema Elettrico (GSE), il quale,
inoltre, è responsabile delle verifiche sugli impianti fotovoltaici in esercizio che
percepiscono le tariffe incentivanti. Le condizioni tecniche che gli impianti fotovoltaici
devono rispettare per beneficiare delle tariffe incentivanti ed essere ammessi al
premio sono stabilite dal decreto.
• Sia la tariffa incentivante sia l'ammissione al premio sono riconosciuti per un periodo
di venti anni.
DELIBERA n. 90/07
105
• Il contributo per la produzione di energia mediante impianti fotovoltaici non è soggetto
a IVA.
• Se l'impianto è utilizzato da persona fisica a fini esclusivamente privati, l'incentivo non
ha alcuna rilevanza fiscale. Così pure l'energia prodotta in eccesso per la quale si
decide l'immissione nella rete elettrica ("scambio sul posto").
• Se l’energia prodotta è venduta alla rete, i relativi proventi rappresentano redditi
diversi.
CIRCOLARE AGENZIA DELLE ENTRATE n. 46/E
106
Realizzazione dell'impianto: disciplina IVA
Per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto fotovoltaico si applica l'aliquota IVA del
10%.
La detrazione dell'imposta pagata è ammessa - secondo i principi generali dettati
dall'articolo 19 del DPR n. 633/1972 - in funzione dell'utilizzo dell'impianto nell'esercizio di
impresa, arte o professione; pertanto, in caso di utilizzo promiscuo, non sarà
detraibile l'IVA corrispondente alla quota imputabile a impieghi per fini privati o,
comunque, estranei all'esercizio dell'attività.
Contributo: disciplina IVA
La tariffa incentivante è esclusa in ogni caso dal campo di applicazione
dell'imposta sul valore aggiunto, anche quando l'impianto fotovoltaico è realizzato
nell'esercizio di attività di impresa, arte o professione. Manca, infatti, per l'applicazione
dell'IVA il presupposto oggettivo: le cifre erogate non rappresentano un corrispettivo per la
fornitura dell'energia, ma una sorta di risarcimento per il titolare dell'impianto a fronte dei
costi sostenuti per la sua costruzione e di quelli di esercizio.
DISCIPLINA IVA
107
•Contributo: ritenuta d'acconto
Quando l'impianto è utilizzato nell'ambito di un'attività di impresa, la tariffaincentivante rappresenta un contributo in conto esercizio e non in conto impianti,poiché viene erogato per sostenere la produzione dell'energia e non per finanziarel'investimento. Di conseguenza, al momento dell'erogazione, deve essere operatauna ritenuta a titolo di acconto delle imposte dirette nella misura del 4 per cento(articolo 28, secondo comma, DPR n. 600/1973).
•Persona fisica o ente non commerciale: utilizzo, al di fuori di attività, per soli finiprivati
La tariffa incentivante percepita dalla persona fisica (o ente non commerciale) perl'utilizzo di impianti fotovoltaici a soli fini privati (usi domestici, di illuminazione,alimentazione di elettrodomestici, eccetera) rappresenta un contributo a fondo perdutonon riconducibile ad alcuna delle categorie reddituali previste dal TUIR. Pertanto, non haalcuna rilevanza ai fini delle imposte dirette.
•Persona fisica o ente non commerciale: produzione, al di fuori di attività, dienergia eccedente i consumi privati
In questo caso, bisogna distinguere l'ipotesi in cui l'impianto abbia potenza non superiorea 20 kW da quella in cui la potenza sia superiore a detto limite.
RITENUTA D’ACCONTO
108
Impianti con potenza non superiore a 20 kW
Se si opta per lo "scambio sul posto", la tariffa incentivante è ininfluente ai fini fiscali.
Se invece si decide di vendere l'energia prodotta in più, la disciplina fiscale cambia a seconda che
l'impianto sia o no posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale.
Impianto posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commercialeIn questo caso, risultano fiscalmente rilevanti i soli proventi derivanti dalla vendita dell'energia
prodotta in eccesso rispetto al proprio fabbisogno, che andranno qualificati come redditi diversi,
ossia come redditi derivanti da attività commerciali non esercitate abitualmente. Il costo per
l'acquisto o la realizzazione dell'impianto non potrà essere considerato inerente alla produzione del
reddito, né sarà detraibile la relativa IVA pagata.
Impianti diversiIn questa ipotesi, diventano fiscalmente rilevanti anche le somme percepite a titolo di tariffa incentivante,
concorrendo, come contributo in conto esercizio e in misura proporzionale alla quantità di energia
ceduta, alla determinazione del reddito di impresa e della base imponibile IRAP. Andrà anche applicata,
sempre con riferimento alla parte relativa all'energia ceduta, la ritenuta d'acconto del 4 per cento.
Per quanto riguarda poi i ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, essi andranno assoggettati all'IVA
(con possibilità, laddove sussistano i requisiti, di ricorrere al regime della franchigia), all'IRAP e alle
imposte dirette. In tale fattispecie, però, l'impianto rappresenta bene strumentale all'attività ed è
ammortizzabile con coefficiente del 9 per cento.
REGIME FISCALE
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•Impianti con potenza superiore a 20 kW
Per gli impianti di potenza superiore a 20 kW, non essendo possibile optare per il servizio
di "scambio sul posto", l'energia esuberante potrà essere solo venduta alla rete locale,
con conseguente realizzazione di un'attività di tipo commerciale. La disciplina fiscale
risulta quindi identica a quella descritta nel punto precedente per gli "impianti diversi".
•Persona fisica o giuridica nell'ambito di attività commerciale
Se la produzione di energia tramite impianto fotovoltaico costituisce l'oggetto principale
dell'attività commerciale svolta o l'energia prodotta viene utilizzata prioritariamente
nell'ambito della diversa attività commerciale esercitata, la tariffa incentivante
rappresenta sempre un contributo in conto esercizio fiscalmente rilevante. Anche
in questo caso, si renderà applicabile, in relazione sia alla tariffa incentivante che ai
ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, la disciplina esaminata per gli "impianti diversi”.
REGIME FISCALE
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•Professionista o associazione professionale
Se l'acquisto o la realizzazione dell'impianto fotovoltaico è realizzato da un lavoratore autonomo o da
un'associazione professionale e l'energia prodotta è utilizzata esclusivamente per le esigenze
dell'attività o anche in modo promiscuo (per consumi personali o familiari), la tariffa incentivante è
esclusa dal campo di applicazione dell'IVA e non concorre alla determinazione del reddito
imponibile. L'impianto costituisce, comunque, bene strumentale dell'attività di lavoro autonomo e l'IVA
pagata per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto è detraibile ai sensi dell'articolo 19 del DPR n.
633/1972, tenendo conto dell'utilizzo promiscuo del bene.
Se l'impianto produce energia in eccesso, la vendita costituisce in ogni caso attività commerciale.
Andranno, pertanto, tenute due contabilità separate, una per l'attività di lavoro autonomo e una per
quella di impresa. La tariffa incentivante, in proporzione alla quantità di energia ceduta, costituisce
contributo in conto esercizio, concorre alla determinazione del reddito d'impresa e della base
imponibile IRAP e va assoggettata alla ritenuta del 4 per cento. I ricavi derivanti dalla vendita
dell'energia sono rilevanti ai fini IRES, IRAP e IVA; l'impianto costituisce bene strumentale ad
entrambe le attività e gli ammortamenti del costo vanno ripartiti, ad esempio facendo riferimento
alla proporzione tra energia ceduta ed energia complessivamente prodotta (naturalmente, se
l'impianto è utilizzato anche per fini personali o familiari, la deduzione del costo da ripartire tra le due
attività non può essere superiore al 50 per cento). Anche l'IVA pagata all'atto dell'acquisto o
realizzazione del bene è detraibile in relazione ad entrambe le attività esercitate, a condizione che le
stesse siano gestite, come detto, con contabilità separate.
REGIME FISCALE: PROFESSIONISTA OASSOCIAZIONE PROFESSIONALE
111
Persona fisica o ente non commerciale - compresi i condomini che, al di fuoridell’esercizio di attività non commerciale - utilizzano un impianto fotovoltaico a solifini privati (art. 9.1)
Potenza: qualsiasi potenza.
Tipologia di contratto: consumo di tutta l’energia prodotta.
Tariffe incentivanti
• Imposta diretta sull’incentivo: non dovuta.
• IVA sulla tariffa incentivante: non dovuta.
• IRAP: inesistente.
• Ritenuta 4%: inesistente.
PERSONA FISICA O ENTE NON COMMERCIALE OCONDOMINIO CHE UTILIZZA LO SCAMBIO SUL POSTO
Via Mussa, 20 Z.I. - 35017 Piombino Dese (PD) - Italia - Tel. 049.9323911 - Fax 049.9323972www.thermital.com - email: [email protected]
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