produzione di energia elettrica con sistemi a celle ... - Il Saturatore

UNIVERSITA' DEGLI STUDI DI ROMA “La Sapienza”
DOTTORATO DI RICERCA IN ENERGETICA XVIII CICLO
PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA CON SISTEMI A
CELLE FOTOVOLTAICHE ED UTILIZZAZIONE PRESSO LE
UTENZE FINALI – POTENZIALE DI SVILUPPO DELLE
TECNOLOGIE E CASI STUDIO SIGNIFICATIVI
Tesi di dottorato dell’ing.: Walter Morgano
Il Docente Coordinatore: prof. ing. Maurizio Cumo
I Docenti Guida: prof. ing. Mario Columba
prof. Ing. Celidonio Dispenza
Triennio Accademico 2002/2003 ÷ 2004/2005

Indice
Premessa
1. CENNI INTRODUTTIVI
1.1. Principi di funzionamento delle celle fotovoltaiche, tipi di celle, disponibilità
commerciale della tecnologia
1.2. Cenni storici
1.3. Fondamenti fisici delle celle fotovoltaiche
1.4. Diodo a giunzione a semiconduttore
1.5. Diodo fotovoltaico a giunzione
1.6. Fabbricazione delle celle fotovoltaiche
2. STATO DELL’ARTE DELLE TECNOLOGIE DELLE CELLE
FOTOVOLTAICHE
2.1. Tecnologia costruttiva dei moduli fotovoltaici
2.2. Moduli fotovoltaici a film sottile
2.3. Altri tipi di celle fotovoltaiche
2.4. Il primo film sottile con il silicio amorfo
2.5. Le Celle CIS (Copper Indium Diselinide)
2.6. Le celle CIGS (Copper Indium Gallium Diselinide)
2.7. Le celle a film sottile in CdTe (Telloruro di Cadmio)
2.8. Il Pay back time degli elementi fotovoltaici
2.9. Lo smaltimento ed il riciclaggio dei componenti di un impianto fotovoltaico
3. GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
3.1. Interconnessione dei vari elementi
3.2. Cassetta di terminazione
3.3. Dal modulo fotovoltaico al campo fotovoltaico
3.4. Prestazioni di un campo fotovoltaico
3.5. Sottocampi fotovoltaici
3.6. Connessioni meccaniche
3.7. Moduli fotovoltaici con cornice
3.8. Moduli fotovoltaici senza cornice
3.9. Tegole fotovoltaiche
3.10. Criticità del processo costruttivo e difetti in un modulo cristallino
3.11. Prove sui moduli
3.12. Prove elettriche
3.13. Prove termiche
3.14. Prove meccaniche
3.15. Film sottili e cristallini: confronto tecnico-economico
3.16. L’influenza dell’irraggiamento e della temperatura sulla caratteristica di una cella
3.17. Il modulo fotovoltaico
3.18. Posizionamento di un modulo e scelta dell’angolo di tilt
3.19. Prestazioni del generatore fotovoltaico
3.20. Collegamento di un generatore FV con un utilizzatore funzionante in corrente
continua
3.21. Condizioni standard di misurazione e grado di efficienza
3.22. Incapsulamento delle celle solari
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Indice
3.23. Moduli standard e moduli speciali
3.24. Tipologie di impianti fotovoltaici e loro applicazioni
3.25. Impianti FV collegati in rete
3.26. Impianti FV in isola
3.27. Componenti e tecnologia di sistema
3.28. Stato dell’arte, sviluppi e previsioni
3.29. Analisi economica
3.30. Vantaggi ambientali
4. INNOVAZIONE TECNOLOGICA PER LE CELLE FOTOVOLTAICHE
4.1. Celle fotoelettrochimiche tradizionali
4.2. Celle solari polimeriche
5. SISTEMA DI ACCUMULO DELL’ENERGIA
5.1. Batterie al piombo
5.2. Caratteristiche tecniche
5.3. Regolazione della carica: tecnica e prestazioni
5.4. Immagazzinamento
5.5. Alloggiamento
5.6. Riempimento ed installazione
5.7. Controllo finale
6. CONFIGURAZIONE DEI SISTEMI FOTOVOLTAICI
6.1. Sistemi connessi alla rete (grid-connected)
6.2. Sistemi fotovoltaici su utenza isolata (stand-alone)
6.3. Schemi di collegamento alla rete
6.3.1. Rete di bassa tensione
6.3.2 Rete di media tensione
6.3.3. Schema tipico per un impianto fotovoltaico monofase
6.4. Criteri di esercizio
6.4.1 Esercizio della rete elettrica pubblica in bt
6.4.2. Esercizio della rete del produttore in bt
6.4.3 Esercizio della rete elettrica pubblica in mt
6.4.4. Esercizio di un generatore fotovoltaico in corrente continua
6.5. Criteri di protezione
6.5.1. Protezione per la rete pubblica
6.5.2. Protezione per la rete del produttore
6.5.3. Protezioni del sistema di generazione fotovoltaico
6.5.4. Sistema in continua separato (isolamento galvanico)
6.5.5. Sistema in corrente continua dipendente (assenza separazione)
7. CONVERTITORI STATICI
7.1. Inverter per applicazioni isolate
7.2. Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
7.3. Tipologie particolari di inverter
7.4. Componenti e funzioni principali degli inverter
7.5. Parallelo delle stringhe
7.6. Maximum Power Point Tracker (MPPT)
7.7. Ponte di conversione
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7.8. Trasformatore
7.9. Protezione di massima corrente
7.10. Protezioni di interfaccia con la rete elettrica
8. METODOLOGIE PER LA SCELTA E LA CARATTERIZZAZIONE DEI
SITI, LA PROGETTAZIONE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI E LA
LORO SIMULAZIONE
8.1. La radiazione solare
8.2 La radiazione solare extraterrestre
8.3. La radiazione solare al livello del suolo
8.4. Metodologia per la stima del potenziale energetico che può essere sfruttato in un
certo impianto fotovoltaico
8.4.1. Superfici orizzontali
8.4.2. Superfici inclinate
8.5. Le Banche Dati per la radiazione solare
8.5.1. Il National Solar Radiation Data Base degli USA
8.5.2. Il Data Base della NASA
8.5.3. L’European Solar Data Base
8.5.4. Il Data Base “International Solar Radiation Data”
8.5.5. Il Data Base del World Radiation Data Center (WRDC) di S.Pietroburgo- Russia
8.6. Studi locali
9. ALCUNI CASI STUDIO
9. 1. Caso Studio n. 1 - Progetto di un Impianto Fotovoltaico inserito in una struttura
commerciale
9.1.1. Dimensionamento impianto
9.1.2. Normativa di riferimento
9.1.3. Caratteristiche dell’Impianto
9.1.4. Producibilità media annuale dell’Impianto FV
9.1.5. Scelta del Sistema Fotovoltaico
9.1.6. Simulazione del comportamento dinamico dell’impianto FV a bassa ,media ed
alta insolazione
9.1.7. Caratteristiche dei componenti dell’impianto FV
9. 2. Caso Studio n. 2 - Impianto dimostrativo al servizio di una palazzina unifamiliare
di due piani
9.2.1. Caratteristiche dell’Impianto fotovoltaico
10. QUADRO DELLA SITUAZIONE ATTUALE E DEL POTENZIALE DI
SVILUPPO DELLA CONVERSIONE FOTOVOLTAICA
10.1. America
10.1.1. Alaska
10.1.2. Caraibi
10.1.3. Messico
10.1.4. Stati Uniti di America, USA
10.2. Europa
10.2.1. Danimarca
10.2.2. Germania
10.2.3. Grecia
10.2.4. Italia
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Indice
10.2.5. Olanda
10.2.6. Spagna
10.2.7. Svezia
10.2.8. Regno Unito (UK, Inghilterra)
10.3. Altri Paesi del Mondo
10.3.1. Australia
10.3.2. Giappone
10.3.3. India
10.3.4. Taiwan
10.3.5. Yemen
BIBLIOGRAFIA
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Premessa
Si ritiene che l’uso dell’energia solare per la produzione di energia elettrica con
sistemi a celle fotovoltaiche possa svolgere un ruolo di nicchia suscettibile di
consistente diffusione, ove si possa giungere ad un congruo abbassamento dei costi
di investimento. Se si raggiungesse il traguardo delle disponibilità di sistemi adeguati
con costi accettabili, si potrebbe avere un’ampia diffusione degli impianti
fotovoltaici non solo per produzioni decentrate nei Paesi economicamente evoluti ma
anche nei Paesi in via di sviluppo, ove l’alternativa più probabile, una volta saturate
le risorse idroelettriche, è l’uso di combustibili poveri (carboni e ligniti, torbe etc.
che sono molto inquinanti) e di biomasse. Ciò potrebbe alleggerire, senza dubbio,
l’impatto ambientale a cui nel futuro tali Paesi contribuiranno significativamente,
dato il loro atteso sviluppo socioeconomico. Nell’ambito delle iniziative auspicate
dal Protocollo di Kyoto, tali sviluppi sono oggi di grande interesse (Clean
Development Mechanism e Tradable Renewable Energy Certificates).
A tali tecnologie ed al loro sviluppo innovativo punta oggi anche la politica dell’UE
che le vede come un item di rilievo per lo sviluppo socioeconomico. Infatti, le celle
fotovoltaiche possono essere usate in varie applicazioni di rilievo anche nel resto del
Mondo, oltre che nei settori residenziali (civile e terziario), ove, a parte le attuali
applicazioni dimostrative, potrebbero avere ulteriori sviluppi. Con tali ipotesi il
futuro ruolo dell’energia elettrica prodotta con celle fotovoltaiche potrebbe essere
significativo. Ma il concreto sviluppo può attendersi per quando saranno disponibili
delle innovazioni tecnologiche, che certamente, nel lungo termine, a giudicare dai
successi ottenuti nell’era attuale in campi che trattano nuovi materiali in studio,
potranno aprire delle prospettive, oggi, non immaginabili (celle fotoelettrochimiche
tradizionali ed a dye, celle solari polimeriche, tecnologie termo-fotovoltaiche).
La ricerca che il sottoscritto ha svolto nell’ambito del suo curriculum di Dottorato di
Ricerca è rivolta all’individuazione di concrete possibilità di applicazione delle
tecnologie relative alla produzione di energia elettrica con sistemi fotovoltaici,
approfondendo gli aspetti della caratterizzazione tecnica di nicchie idonee alla loro
diffusione in ambiti più ampi di quelli in cui si sono avute delle sperimentazioni e
delle prime applicazioni dimostrative, stimolate da programmi con incentivi pubblici.
I principali obiettivi che hanno guidato la ricerca svolta sono i seguenti:
- Individuazione di metodologie adatte ed affidabili per la caratterizzazione
dei siti, la stima appropriata del potenziale relativo alla produzione di
energia elettrica con sistemi a celle fotovoltaiche, sia per applicazioni
“stand alone” che “grid connected”.
- Individuazione, per le utenze isolate, di metodologie per la
caratterizzazione dei carichi elettrici e la loro correlazione alla produzione
fotovoltaica, dedotta in base a simulazioni di dettaglio del funzionamento
dei sistemi di generazione e degli impianti di utilizzazione dell’energia
elettrica.
- Revisione delle metodologie disponibili per la progettazione degli impianti
di generazione fotovoltaica, dei sistemi di condizionamento della potenza,
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premessa
dei circuiti di controllo, degli impianti di accumulo, degli ausiliari per la
sicurezza, per la destinazione dell’energia prodotta in eccesso, etc.
- Individuazione del potenziale di sviluppo degli impianti di generazione
fotovoltaica in vari Paesi (anche del Terzo Mondo), tenendo presenti i
programmi e le iniziative per lo sviluppo e la diffusione commerciale della
tecnologia, analizzando i vincoli e le restrizioni che attualmente ne limitano
la diffusione e lo sviluppo.
- Analisi delle prospettive di sviluppo, condotta con la costruzione di scenari
alternativi che fanno riferimento alla possibile diffusione commerciale, ai
costi attesi, alle innovazioni che si intravedono nel medio termine.
- Sintesi dei risultati ottenuti ed applicazione delle metodologie, derivate nel
corso della ricerca, ad alcune significative situazioni.
La ricerca svolta è stata articolata in tre fasi:
1. La prima fase è stata dedicata allo studio per la individuazione di
metodologie per la stima dettagliata dell’energia elettrica producibile nel sito
prescelto (previsioni della quantità producibile nei vari mesi dell’anno,
andamento della produzione in tipici giorni dei vari mesi per disporre degli
elementi per la progettazione e la caratterizzazione del funzionamento degli
impianti, dei sistemi di regolazione e di accumulo, di eventuali sistemi di
integrazione, etc).
2. La seconda fase è stata dedicata allo studio per la risoluzione dei problemi
posti dai profili delle utenze presso cui debbono installarsi gli impianti
(problemi correlati: alla struttura della domanda di energia elettrica
dell’utenza nel settore civile e terziario, al trasferimento della tecnologia nei
PVS, a varie applicazioni specifiche).
3. La Terza fase è stata dedicata infine allo studio per l’individuazione e la
caratterizzazione di nicchie di potenzialità:
a) nel Paese tanto per usi civili e del terziario che per altre determinate
specifiche applicazioni industriali, rurali etc,
b) nell’UE ed in altri Paesi,
c) per le possibilità di trasferimento delle tecnologie in PVS.
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1. CENNI INTRODUTTIVI
La situazione energetica attuale mondiale della Unione Europea (UE) e del nostro Paese
è segnata, oggi, da una serie di eventi che hanno fatto emergere numerosi problemi
energetici ed ambientali che richiedono delle adeguate soluzioni per lo sviluppo
sostenibile delle attività umane del futuro. Infatti è necessario contenere le emissioni di
CO 2 derivanti dalla combustione di fonti fossili e le emissioni degli altri effluenti
inquinanti.
La questione è complessa, anche perché sull’ammontare delle emissioni previste, sia nel
breve che nel medio termine, inciderà molto il contributo dei Paesi in via di sviluppo
che, per la loro crescita avranno bisogno di una cospicua quantità di energia.
Il problema complessivo, dal punto di vista energetico, è di portata assai ampio.
Limitandosi alla sola produzione di energia elettrica, dalle analisi di Scienziati ed Esperti
di rilievo nel campo energetico emerge che è opportuno puntare su determinate fonti
energetiche primarie che, con l’adeguata risoluzione dei problemi relativi all’impatto
ambientale, possano garantire la produzione dell’energia nelle quantità necessarie per
uno sviluppo sostenibile nel breve e medio termine.
Le fonti primarie indicate sono:
- Il gas naturale, i cui consumi negli ultimi anni hanno avuto un forte incremento con
la diffusione delle turbine a gas nella produzione decentrata di elettricità, tanto in
impianti con ciclo semplice che con ciclo combinato o cicli di cogenerazione; oggi si
assiste ad una svolta epocale in cui il gas naturale, sta sostituendo negli usi finali e
financo nella produzione elettrica i prodotti petroliferi;
- Il carbone, che dovrà essere usato in centrali di produzione elettrica di concezione
avanzata, come la combustione in letto fluido o i sistemi di gassificazione, concetto,
quest’ultimo, che può essere sfruttato anche per vari combustibili poco pregiati;
- Gli altri combustibili derivati dal petrolio;
- I combustibili nucleari fissili in impianti nucleari di nuova generazione;
- L’uso di biomasse con più o meno complessi sistemi di combustione (eventualmente
a valle di sistemi di gassificazione);
- L’uso di sistemi fotovoltaici;
ed ovviamente l’uso delle altre fonti classiche, le fonti quasi inesauribili come la
geotermia, le fonti rinnovabili idraulica, eolica, solare termica.
L’uso dell’energia solare per la produzione di energia elettrica con sistemi a celle
fotovoltaiche si ritiene che possa svolgere un ruolo di nicchia suscettibile di consistente
diffusione , ove si possa giungere ad un congruo abbassamento dei costi di investimento
per tali sistemi.
Ad esempio, se si raggiungesse, il traguardo delle disponibilità di sistemi adeguati con
costi accettabili, si potrebbe avere un ampia diffusione degli impianti fotovoltaici nei
Paesi in via di sviluppo ove l’alternativa più probabile è l’uso di combustibili poveri
(carboni poveri come ligniti, torbe etc. che sono molto inquinanti) di biomasse, se non
esistono risorse idroelettriche.
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cenni introduttivi
Come si dirà in seguito, le celle fotovoltaiche possono essere usate in varie applicazioni
di rilievo anche nel resto del Mondo, oltre che nei settori residenziali (civile e terziario)
ove, a parte le attuali applicazioni dimostrative potrebbero avere ulteriori sviluppi.
Con tali ipotesi il futuro ruolo dell’energia elettrica prodotta con celle fotovoltaiche
potrebbe essere di rilievo portando ad una apprezzabile aliquota di energia elettrica
prodotta in modo decentrato. Tale prudente affermazione potrebbe però essere più
ottimistica, ove si sviluppassero nuove filiere tecnologiche innovative.
L’effetto fotovoltaico fu scoperto da Becquerel nel 1839, la prima cella fotovoltaica di
silicio monocristallino fu realizzata a scopo dimostrativo nel 1953, la teoria relativa al
funzionamento fu ben compreso, però, solo alla fine degli anni cinquanta.
Da allora le tecniche per la produzione di celle con il silicio monocristallino hanno avuto
un progressivo sviluppo. Oggi la fabbricazione di celle fotovoltaiche c-Si si può definire
un processo di produzione tecnologicamente maturo. Anche se il costo dei moduli
fotovoltaici è ancora troppo alto, perché la produzione di energia elettrica con celle
fotovoltaiche possa competere con gli altri sistemi di generazione dell’energia elettrica, la
scelta dei sistemi fotovoltaici risulta economica e vantaggiosa in parecchie applicazioni
nel settore residenziale, in certe applicazioni del settore terziario ed in altre specifiche
applicazioni.
Per ridurre il costo dei moduli, nel Mondo sono in corso molte ricerche in gran parte
dedicate allo sviluppo di celle a “thin film” (spessore sottile).
Le celle si ottengono da un film di silicio amorfo depositato su un substrato (a-Si), le
prime esperienze si sono avute nel 1984, dopo circa venti anni, comunque, non si ha
ancora un quadro tecnico completo del loro funzionamento.
Analoga situazione si ha per le celle a film sottile al telluriuro di cadmio o al diseleniuro
di rame-indio. Nelle ricerche sono state adoperate elaborate tecniche sperimentali per
migliorarne le prestazioni. La struttura delle celle, è infatti, molto complessa e, non
disponendo ancora di un soddisfacente quadro teorico, i miglioramenti ottenuti si
basano su osservazioni empiriche.
Le tecnologie più sperimentate sono:
- quelle delle celle al silicio monocristallino (c-Si) che danno rendimenti del 7÷8%,
hanno oggi raggiunto valori del 12÷15%
- quelle delle celle al silicio policristallino (poly-Si), che danno rendimenti del 6÷7%,
hanno oggi raggiunto valori del 11÷13%
- quelle del silicio amorfo (a-Si), che danno rendimenti del 2÷3%, hanno oggi
raggiunto valori del 6÷9%, ma, ma per quest’ultimo tipo il vero problema da
risolvere è quello del controllo del degrado che subiscono nel tempo e che è indotto
dalla radiazione luminosa.
Il panorama delle tecnologie in corso di sviluppo è molto ampio.
La ricerca tecnologica riguarda sia i materiali che le tecniche di lavorazione per la
fabbricazione delle celle e del loro assemblaggio per formare i sistemi ottenuti
combinandoli in serie-parallelo.
Per le celle di tipo a) si utilizza, per la loro fabbricazione, il silicio monocristallino
ottenuto come sottoprodotto della produzione per l’industria dei semiconduttori e dei
chips elettronici. Ciò lega la sorte economica delle celle agli alti e bassi economici
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cenni introduttivi
dell’industria dell’elettronica. Tale situazione potrà però cambiare se si avrà una
produzione indipendente di silicio adatto alla fabbricazione delle celle.
Ciò potrebbe portare ad un concreto abbassamento dei loro costi di produzione.
Le tecniche di produzione basate sull’uso di silicio preparato in nastri si sono evolute, e
si è evoluta anche la tecnica basata sull’uso di film sottili supportati da silicio o da altri
substrati come vetro, grafite o materiali ceramici.
Anche per il silicio amorfo c’è un rilevante fervore di attività di ricerca.
La ricerca si occupa anche della sperimentazione di celle a struttura eterogenea a-Si/c-Si,
di celle al diseleniuro di rame-indio (CIS) etc.
In tale campo molte sono le ricerche sia sui materiali che sulle tecniche per la
deposizione di strati sottili negli elementi da fabbricare.
Altro campo di interesse è quello della ricerca mirata alla produzione di sistemi di celle
ad alto rendimento per lo sfruttamento di elevate concentrazioni della radiazione solare
su una opportunamente ampia banda dello spettro (ad esempio le celle tandem e le celle
a concentrazione).
Da prime esperienze si è visto che si possono ottenere dei rendimenti dei sistemi
dell’ordine del 25÷30%.
Altre ricerche d’avanguardia si stanno svolgendo su alcuni materiali inorganici che
vengono resi “sensibili” alla radiazione luminosa con un trattamento superficiale con un
solvente organico per attivare un processo fotoelettrochimico.
Altre ricerche sono mirate allo sfruttamento dell’Effetto Auger ed anche sull’uso di
materiali metallici per realizzare sistemi denominati “a banda intermedia”.
Secondo il Fraunhofer-Institute fur Solare Energiesysteme di Friburgo, Germania,
attualmente c’è per i sistemi fotovoltaici:
- un lento ma stazionario miglioramento dell’efficienza di conversione;
- una lenta riduzione dei costi dei materiali e dei sistemi;
- una situazione incerta per il mercato delle materie prime per la fabbricazione di
celle al silicio policristallino.
Sempre secondo la predetta fonte, in futuro si dovrebbe avere:
- un’ulteriore affermazione delle tecnologie basate sul silicio monocristallino e
policristallino;
- la disponibilità di nuovi materiali a film di silicio cristallino di medio spessore,
tanto in nastri che depositato su supporti;
- l’affermazione commerciale ed industriale di materiali per la fabbricazione di celle
a film sottile come a-Si, CIS, CdTe.
1.1. Principi di funzionamento delle celle fotovoltaiche, tipi di celle,
disponibilità commerciale della tecnologia
Il principio di funzionamento delle celle fotovoltaiche deriva da alcuni comportamenti
quantistici dei semiconduttori a cui si fa un rapido cenno.
Per comprendere i fenomeni che ricorrono nei semiconduttori è necessario ricordare
degli aspetti relativi alla struttura della materia.
Il Silicio (Si), con numero atomico 14, ha uno shell esterno con 4 elettroni di valenza;
ciò lo rende tale che non ha né le caratteristiche di un conduttore né di un isolante: è un
“semiconduttore”.
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cenni introduttivi
In condizioni ordinarie un pezzo di silicio è neutro: le cariche dei suoi nuclei sono
bilanciate da quelle della coorte di elettroni che riempiono i vari strati, compresi quelli di
valenza. Nel cristallo si hanno legami covalenti in cui i 4 elettroni di valenza si legano
con altri 4 elettroni di atomi contigui, accoppiando gli spin (paralleli-antiparalleli:
Principio di Pauli).
Il drogaggio con un atomo di un “donor”: ad esempio Arsenico con 5 elettroni di
valenza lascia un elettrone di valenza con spin disaccoppiato ed esso è pronto a migrare
nel reticolo.
Il drogaggio con un atomo di un “acceptor”: ad esempio Boro con 3 elettroni di
valenza dà luogo ad una struttura ove 1 degli elettroni di valenza negli atomi di Silicio,
contigui a quello dell’acceptor, ha spin disaccoppiato e ciò crea una “lacuna”. Si ha
tendenza, infatti, alla formazione colà, di una struttura, ove, accoppiando gli spin, un
elettrone può legarsi con un altro disaccoppiato. Le lacune tendono pertanto “a
migrare” come gli elettroni liberi in seno alla struttura cristallina del semiconduttore.
Il Silicio drogato con i “donor” è un Silicio di tipo n e quello drogato con gli “acceptor”
è un Silicio di tipo p.
Accoppiando fisicamente due pezzi di Silicio di tipo p ed n: cioè creando un
“eccellente” contatto fisico tra due facce esterne degli “slice” di silicio p ed n si ottiene
un diodo a giunzione.
Gli elettroni liberi della zona n sono attratti dalla zona p, ove le lacune tendono a dare
stati quantici in cui si accoppiano gli spin degli elettroni spaiati di valenza con quelli degli
elettroni liberi migranti e si ha, ivi, “una migrazione” della lacuna 1 .
Nella zona n si ha la migrazione degli elettroni spaiati liberi. Il risultato è che,
localmente, nella zona di interfaccia si ha una regione, ora, carica positivamente nella
zona n (difetto di elettroni, dovuto al coacervo degli elettroni dei “donor” che si
accoppiano nelle “lacune” degli “acceptor”); e, si ha, contestualmente, una regione, ora
carica negativamente 2 , nella zona p.
Con il contatto tra gli slices si crea, in tal modo, il così detto “doppio strato” in cui nasce
un campo elettrico; al suo interno gli elettroni liberi sono respinti dallo strato carico
negativamente (nella zona p) e sono attratti dallo strato carico positivamente (nella zona
n). La corrente convenzionale (conseguente al fenomeno quantistico della saturazione
delle “lacune”) va dalla zona positiva a quella negativa (in senso opposto alla migrazione
del coacervo degli elettroni).
Collegando la giunzione ad un carico esterno passivo, statisticamente, si ha solo rumore.
Se si collega ad una sorgente di carica, il doppio strato permette il passaggio di corrente
se si collega il polo positivo di un apparato di generazione di energia elettrica alla
giunzione p e quello negativo alla giunzione n; diversamente si ha un impedimento alla
circolazione della corrente. Si è così ottenuto un diodo a giunzione.
1 Un elettrone del donor resta disaccoppiato; il legame con il nucleo resta labile e l’elettrone migra.
2 Nella predetta zona (poniamo che l’acceptor sia un atomo di boro che ha tre elettroni di valenza) vi sono
elettroni di valenza del silicio disaccoppiati; ciò fa si che degli elettroni liberi possano accoppiare il loro spin
(parallelo antiparallelo) raggiungendo uno stato quantico più stabile.
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Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

cenni introduttivi
Se la giunzione p-n si espone ad un flusso di fotoni di congrua energia (per i fotoni
E=hν, quindi di opportuna frequenza) si ha una creazione di elettroni liberi aggiuntivi
tanto nella giunzione n che in quella p. Il campo elettrico “nel doppio strato” della
giunzione p-n, fa il gioco già decritto e, se si collega un carico passivo alla giunzione p-n,
si ha un flusso di corrente convenzionale diretto dalla zona p alla zona n: così funziona
una Cella Fotovoltaica. La liberazione degli elettroni per stimolo indotto dalla
interazione con i fotoni è, come è noto, un fenomeno “a soglia”; occorre cioè “luce” di
congrua frequenza (si sfruttano, per le Celle Fotovoltaiche, delle date bande di
frequenza, per le Celle fotovoltaiche “termiche” anche dell’infrarosso).
1.2. Cenni storici
La fotoconduttività del selenio (variazione della conduttività in presenza di luce) fu
scoperta da Willoughby Smith nel 1873. Tre anni prima Adams e Day avevano osservato
una certa serie di fenomeni che classificarono come effetti fotovoltaici (cioè osservarono
una tensione indotta nel selenio).
Tali scoperte furono presto seguite dallo sviluppo di celle fotovoltaiche al selenio che
rappresentarono il primo dispositivo capace di convertire l’energia solare direttamente in
energia elettrica. Le celle al selenio, nonostante abbiano un’efficienza solo dell’1% sono
state utilizzate in modo intensivo ed esteso per i fotometri fotografici.
Dopo l’invenzione del transistor a contatto e poi dei transistor a giunzione da parte della
Compagnia telefonica Bell si sono sviluppate delle celle fotovoltaiche moderne che
hanno maggiori efficienze di conversione.
Il transistor a contatto fu inventato da John Barden, Brittain e Shockley.
L’invenzione fruttò loro il premio Nobel per la fisica nel 1956.
All’invenzione del transistor a punto di contatto del 1947 seguì l’invenzione del
transistor a giunzione nel 1950.
Lo studio dei semiconduttori, ed in particolare lo studio delle lacune e degli elettroni
liberi nei semiconduttori, portò, poi, all’invenzione del diodo a giunzione nel 1953.
Anche le celle fotovoltaiche al silicio di più antica fattura, avevano un’efficienza del 4%
con un incremento di un fattore 4 rispetto ai diodi al silicio.
La teoria di base relativa al funzionamento di un diodo a giunzione fu pubblicata nel
1955 e fu costruita sulla teoria che venne sviluppata per i semiconduttori a transistor.
Come risultato degli sviluppi teorici e delle tecniche di produzione di base stabilite per la
produzione di transistor a semiconduttori si sono raggiunte nel 1957 delle efficienze
delle celle fotovoltaiche dell’ordine del 10%.
1.3. Fondamenti fisici delle celle fotovoltaiche
Il funzionamento di una cella fotovoltaica dipende dall’interazione dei fotoni con gli
elettroni di valenza del semiconduttore di cui è composto.
=
hν
= hc / λ J
E fotone
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cenni introduttivi
Dove:
h costante di Planck 6.625 10 -4 Js
ν frequenza, Hertz
c velocità della luce nel vuoto fisico, 3 10 -8 m/s
λ lunghezza d’onda, m
L’energia del fotone, E fotone , è espressa in Joule. Per le applicazioni nel campo dei
semiconduttori è più comodo però esprimere l’energia del fotone in elettronvolt (eV):
E fotone − eV
dove
= hc / qλ
= 1,
242 / λµ
m eV
Q carica dell’elettone, 1.6 10 -19 Coulomb
lunghezza d’onda, µm
λµm
6
Intensità relativa
ultravioletto
visibile
infrarosso
lunghezza d'onda µm
energia del fotone in eV
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
ultravioletto
visibile
infrarosso
λ λ
lunghezza d'onda µm
Fig.1 - Densità dello spettro di energia del Sole all’esterno dell’atmosfera
ed energia del fotone
Un fotone con una lunghezza d’onda di 0.5 µm ha l’energia di circa 2.5 eV (figura 1). In
un semiconduttore al silicio a 20°C l’energia di un fotone di 1.12 eV è sufficiente per
liberare un elettone di valenza dalla sua banda. Gli elettroni liberi e le buche che hanno
origine dalla liberazione degli elettroni per effetto dell’interazione dei fotoni danno
luogo ad una corrente nel dispositivo.
Le prime applicazioni fotovoltaiche hanno avuto luogo nel 1955, quando fu installata
una stringa fotovoltaica per alimentare un ripetitore telefonico in un villaggio rurale.
Sebbene le prove siano state coronate dal successo, gli elevati costi di una stringa
rendevano il sistema non competitivo con le sorgenti alternative di energia elettrica. Con
l’avvento dei satelliti artificiali (il primo Sputnik nel 1957) le stringhe fotovoltaiche
trovarono, poi, una maggiore diffusione.
Il primo satellite che sfruttò la tecnologia fotovoltaica per l’alimentazione dei propri
impianti fu il Vanguard I, lanciato nel 1958, il suo radio trasmettitore fu alimentato con
celle fotovoltaiche a silicio ed operò per quasi otto anni. Certamente i costi furono
elevati, dell’ordine di 100.000 $ per Watt, malgrado ciò, i sistemi di alimentazione a celle
fotovoltaiche per l’alimentazione dei satelliti artificiali risultò un’alternativa
economicamente vantaggiosa.
Al giorno d’oggi le stringhe di celle fotovoltaiche per la produzione di potenza elettrica e
per l’alimentazione di sistemi satellitari, per quanto riguarda le comunicazioni,
rappresentano l’opzione più valida.
Quantunque la produzione di celle fotovoltaiche per gli usi satellitari sia risultata
vantaggiosa anche al tempo della crisi energetica del 1970, i costi erano però allora
proibitivi per le applicazioni terrestri.

cenni introduttivi
Oggi sono disponibili parecchi tipi di semiconduttori con cui si fabbricano delle celle
fotovoltaiche, ma per parecchie celle in commercio è usato il silicio. Il silicio, che ha
numero atomico 14, ha una corteccia esterna con 4 elettroni liberi, perciò non è né un
conduttore né un buon isolante, nella forma cristallina gli atomi di silicio formano dei
legami covalenti condividendo il loro elettrone di valenza con gli atomi circostanti.
Come è indicato nella rappresentazione bidimensionale di figura 2 il nucleo e i gusci
elettronici interni hanno una carica netta positiva pari alla carica di quattro elettroni. In
un cristallo reale gli atomi sono disposti in una disposizione tetraedrica tridimensionale e
ciascun atomo è equidistante dagli atomi circostanti. L’energia media necessaria per fare
uscire l’elettrone dalla banda di valenza di un cristallo di silicio a 20°C è di 1.12 eV, un
elettrone che esce dalla banda di valenza è chiamato “elettrone libero” poiché è
disponibile per la conduzione.
Fig.2 - Rappresentazione bidimensionale del cristallo di silicio
In media ciascun elettrone di valenza possiede un energia termica pari a 3/2 KT che
approssimativamente corrisponde a 0,038 eV a temperatura ambiente, ma, per via della
distribuzione maxwelliana, alcuni elettroni hanno l’energia sufficiente per lasciare la
banda di valenza e divenire elettroni liberi.
Ciascun elettrone libero lascia dietro di se una buca nella banda di valenza. Ciò fa si che
un elettrone di valenza con un legame adiacente si può spostare da un atomo ad uno
contiguo, così pure può avvenire per le buche.
In presenza di un campo elettrico le buche sono sempre sottoposte ad una forza che le
spinge nella stessa direzione in cui è diretto il campo, mentre nel caso degli elettroni
avviene il contrario.
Quando un elettrone va ad occupare la locazione quantistica di una buca, se esso era
appaiato, resta al suo posto un elettrone spaiato e nasce una buca, le buche così
migrano.
Il moto di drift di una buca è nella stessa direzione di quella in cui tende a spostarsi una
carica positiva. Invece di considerare il movimento dei numerosi elettroni di valenza è
più conveniente riferirsi al movimento della buca che rappresenta la locazione
quantistica dell’elettrone mancante, correlato all’elettrone disaccoppiato.
Un campo elettrico dà luogo ad un moto di drift delle buche nella direzione del campo
elettrico e a un moto di drift degli elettroni liberi nella direzione opposta. Poiché gli
elettroni liberi e le buche sono in coppia allora si dice che un semiconduttore puro,
intrinseco, ha un uguale numero di buche e di elettroni liberi.
La corrente in un semiconduttore dipende dalla densità dei portatori di carica e dalla
loro mobilità. Quando una coppia buca-elettrone viene generata all’interno del cristallo
c’è, in concorrenza, una ricombianzione di buche e di elettroni e ciò porta ad una
situazione di equilibrio in cui si ha una loro densità. La ricombinazione si verifica
quando un elettrone libero cade in una buca, nel processo predetto si genera una energia
potenziale. Poiché la frazione di generazione dei portatori di carica dipende dalla loro
energia termica, la loro densità dipende dalla temperatura.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
7

cenni introduttivi
Per il silicio, la densità di ricombinazione a 20°C è n i=1,5 10 16 /m 3
La densità è piccola se raffrontata a quella degli elettroni di valenza, si ha infatti una
coppia elettrone buca su 10 13 elettroni di valenza.
La luce incidente con energia dei fotoni superiore a quella che consente il rilascio
dell’elettrone libero, che è di 1,12 eV, per il silicio può generare delle coppie di elettroni
addizionali. Tale effetto, denominato “fotoconduttività”, è usato in parecchi strumenti
sensibili alla luce.
La realizzazione di una cella di conversione fotovoltaica, però, richiede un materiale con
un più complesso assetto della configurazione rispetto a quello di un semiconduttore.
I semiconduttori “intriseci” vengono trattati introducendovi delle impurità e diventano
semiconduttori “estrinseci”.
Tali tipi di semiconduttori contengono delle impurità selezionate che sono introdotte dal
processo di drogaggio o di doping. Nei semiconduttori drogati la conduzione può
essere, in predominanza, il risultato tanto di un’introduzione di elettroni liberi che di
buche.
Per esempio,come mostra la figura 3 nel caso di un atomo presente in un cristallo di
silicio, se esso è rimpiazzato con un atomo che ha cinque elettroni di valenza come
l’antimonio, l’arsenico o il fosforo quattro dei suoi cinque elettroni di valenza
completano i legami covalenti con quelli degli atomi di silicio circostanti, accoppiando
gli spin parallelo antiparallelo, mentre il quinto è un elettrone in eccesso che alla
temperatura ambiente, ha sufficiente energia per essere considerato un elettrone libero.
Gli elettroni liberi in tale caso, però, non lasciano dietro di loro una buca. l’atomo però è
ora carico positivamente.
8
Fig.3 - Drogaggio del semiconduttore
Un’impurità consistente di un atomo con cinque elettroni di valenza, è quella relativa a
un atomo che si chiama “donor”. Se ci sono sufficienti atomi presenti in un cristallo, la
loro densità deve essere superiore alla densità n i degli elettroni liberi; essa potrebbe
superare di gran lunga quella delle buche, e come risultato, la conduzione sarebbe
principalmente dovuta agli elettroni liberi. Un semiconduttore con un’impurità di tipo
donor è, dunque, classificato come un semiconduttore di tipo n.
1.4. Diodo a giunzione a semiconduttore
Una cella fotovoltaica non è altro che un diodo a semiconduttore, essa converte
l’energia dei fotoni in energia elettrica. Si ottiene un diodo quando c’è una transizione
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

cenni introduttivi
da un semiconduttore drogato di tipo p e un semiconduttore di tipo n. Perchè i
portatori di carica, siano essi elettroni liberi o buche, possano migrare facilmente da una
regione ad un’altra, il diodo deve essere formato da un singolo cristallo. La figura 4 a
indica lo schema di un diodo a giunzione e la fig. 4 b indica la concentrazione del
“doping” su ciascun lato della giunzione p-n. Prima di considerare il funzionamento di
una giunzione in presenza di luce è, però, opportuno considerare il funzionamento della
giunzione in assenza di luce.
Si verifica, in tale situazione di funzionamento (al buio), una ricombinazione nella zona
della giunzione come in figura 4 c e, gli elettroni liberi, dal materiale di tipo n, nella
regione di sinistra, tendono a diffondere verso la regione di tip p, dove essi possono
facilmente ricombinarsi a causa della grande concentrazione di buche. Le buche dal lato
destro della giunzione tendono a diffondere nel materiale di tipo n e, rapidamente, si
ricombinano con i numerosi elettroni liberi.
Il movimento degli elettroni liberi e delle buche dà luogo ad una densità di carica netta
nella regione di giunzione.
Gli elettroni liberi si muovono dalla sinistra della giunzione verso destra lasciando una
carica positiva dietro di loro, mentre, le lacune che migrano, lasciano una carica negativa
dietro di loro sul lato destro della giunzione.
a) diodo
b) densità di drogaggio
c) concentrazione dei
portatori di carica
c) distribuzione di carica
d) profilo del potenziale
atomi donatori
elettroni liberi
n p
densità
densità
potenziale
densità di carica
buche
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
x
atomi accettori
x
x
Fig.4 - Diodo a giunzione a semiconduttore
La distribuzione delle cariche da luogo ad un campo elettrico e quindi ad una differenza
di potenziale attraverso la giunzione.
x
x
9

cenni introduttivi
Il punto zero del profilo del potenziale che è indicato nella figura 4 d è arbitrario, ma, in
pratica, si assume come zero il punto più negativo e si assume come differenza positiva
la parte superiore a quest’ultimo.
Il potenziale attraverso la giunzione tende a ritardare la diffusione dei portatori di carica
attraverso la giunzione ed eventualmente può prevalere una condizione di equilibrio.
Oltre ad aversi degli elettroni liberi nei conduttori di tipo n e delle buche nei conduttori
di tipo p, si possono prendere anche in considerazione, al fine di giustificare il modo di
funzionamento di questi diodi, le buche presenti nel conduttore di tipo n e i pochi
elettroni liberi presenti nel conduttore di tipo p, che sono le cosiddette cariche
minoritarie.
Le cariche minoritarie tendono anche ad attraversare la giunzione facilmente poiché il
profilo di potenziale è tale che la loro migrazione ne risulta incentivata. Pertanto il
potenziale elettrico, quando il passaggio di corrente è trascurabile, permette la diffusione
attraverso la giunzione di una sufficiente quantità di carica maggioritaria, cosicché la
corrente della carica minoritaria tende ad essere mascherata.
La differenza di potenziale attraverso la giunzione non è, però, direttamente disponibile
per un circuito esterno. In tale caso, infatti, si ha un conduttore che è collegato da
entrambi i lati alle giunzioni del diodo. Le cariche sulle giunzioni sono neutralizzate dalle
cariche indotte nel conduttore e si ha solo rumore. Con corrente “zero” (assenza di
luce), infatti, la differenza di potenziale nella zona di contatto tra la giunzione metallica
ed il semiconduttore neutralizza la differenza di potenziale dovuta alla concentrazione
di carica nella giunzione del diodo.
Una differenza di potenziale su un circuito esterno modifica però lo stato della
giunzione di contatto.
Una piccola differenza di potenziale positiva applicata alla giunzione fa, infatti,
decrescere la barriera di potenziale e fa passare una grande quantità di cariche
maggioritarie attraverso la giunzione. D’altra parte, il potenziale negativo accresce la
barriera di potenziale e fa decrescere la corrente dovuta alle cariche maggioritarie, ma
lascia inalterata la corrente dovuta alla cariche minoritarie. La corrente del diodo, I d, è la
somma della corrente dovuta alle cariche maggioritarie e di quella dovuta alle cariche
minoritarie, se le differenze di potenziale sono moderatamente grandi, possono
attraversare la giunzione solamente le cariche minoritarie. La corrente dovuta alle
cariche minoritarie dipende dal rateo di generazione delle cariche minoritarie e, quindi, è
determinata dalla temperatura del materiale semiconduttore. Per un dato materiale è
approssimativamente costante e vale –I 0; essa è indipendente dal potenziale della
giunzione.
La corrente dovuta alle cariche maggioritarie dipende, invece, dal profilo del potenziale
poiché solo pochi elettroni e buche con energia che supera quella della barriera di
potenziale possono superarla. Come risultato di tutto ciò, per effetto della mobilità di
alcuni portatori di carica che tendono ad avere una distribuzione maxwelliana
(dipendente dalla temperatura), si ottiene una corrente con una dipendenza che è di tipo
esponenziale. Il risultato netto è dato dalla seguente espressione:
I D = I=
e
Vd tensione di diodo, V
K costante di Boltzmann, 1.38 10 -23 J/K
T temperatura assoluta
n fattore adimensionale
10
qVD
/ nKT
−
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
I
0
dove:

cenni introduttivi
la costante I 0 che moltiplica il termine esponenziale delle cariche maggioritarie è zero nel
caso in cui la differenza di potenziale sia zero. La figura 5 mostra la caratteristica
tensione corrente di un diodo a giunzione in cui la dipendenza esponenziale della
tensione dalla corrente dà luogo ad un incremento molto rapido della corrente con la
tensione.
Fig.5 - Caratteristica tensione corrente di un diodo a giunzione
La corrente –I 0 che si ha nel caso di alimentazione inversa è trascurabile se confrontata
con la corrente diretta. Si possono però avere delle correnti apprezzabili per diodi al
silicio con valori di 0.6÷0.7 volt.
1.5. Diodo fotovoltaico a giunzione
La radiazione incidente con fotoni che hanno energia uguale all’energia richiesta per
liberare l’elettrone di valenza genera delle coppie addizionali di elettroni e buche nel
semiconduttore.
La regione n del diodo è sufficientemente sottile, cosicché la luce incidente è assorbita
anche dalla regione p che è immediatamente adiacente (figura 4 a).
Le cariche sia maggioritarie che minoritarie (elettroni buche) sono generate in eguale
quantità.
Poiché sono presenti delle elevate quantità di cariche maggioritarie anche in assenza di
luce, le cariche maggioritarie in eccesso hanno poco effetto sulla creazione del doppio
strato e sull’incremento della differenza di potenziale del doppio strato.
In assenza di luce, però, sono presenti solamente poche cariche minoritarie e pertanto la
corrente dovuta alle cariche minoritarie che sono generate con l’incidenza dei fotoni,
può essere, in tale caso significante.
Poiché la cariche minoritarie attraversano facilmente la giunzione, si produce una
corrente dovuta alle cariche minoritarie che è proporzionale all’energia generata
attraverso il meccanismo di impatto fotonico con la generazione dei trasportatori
minoritari di carica. Ciò da luogo ad un andamento della caratteristica tensione corrente
che è quella riportata in figura 6.
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11

cenni introduttivi
12
ombra
illuminata
Fig.6 - Caratteristica tensione corrente in una cella fotovoltaica
Un circuito elementare equivalente di una cella solare consiste di un generatore di
corrente che dipende dal flusso fotonico, I p , esso è in parallelo con il diodo a giunzione
caratteristico della giunzione p-n. (figura 7).
Generatore di corrente
Diodo di giunzione
Carico esterno
Fig.7 - Circuito elettrico ideale con cella fotovoltaica
Si ha quindi un’espressione per la corrente che va al carico, I L ,che è data da:
I −
qVD I e − I
/ nKT
L = I P I D - =
0
dove I p è la corrente generata dal flusso fotonico.
Per il carico si può scrivere, poi, l’espressione della legge di Ohm:
I = V / R
L
se conosciamo la tensione di uscita ai capi del carico e la corrente è I L , la potenza risulta
essere allora:
P= I LV D
Fig.8 - Corrente di carico di una cella fotovoltaica
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
D
L

cenni introduttivi
per una data intensità luminosa, la potenza in uscita dipende dalla resistenza di carico.
Spesso è interessante conoscere il massimo della potenza P MAX a cui corrispondono V L
mp e I L mp .
Nella figura 8 P MAX rappresenta l’area del rettangolo formato da I L mp e V L mp che è
nettamente inferiore al prodotto tra la tensione a circuito aperto V OC e la corrente di
corto circuito I SC .
Un espressione per la tensione a circuito aperto VOC, si può ottenere ponendo uguale a
zero la corrente IL. = I − I
qVD / nKT
I e − I
0 P D - 0
0
Voc = nKT / q ln I p / I0
+ 1
( ) ( )
per un diodo fotovoltaico la corrente dovuta ai fotoni I p è assai più grande della corrente
I 0, pertanto si può trascurare il valore 1 rispetto al logaritmo:
( nKT / q)
ln(
I / I )
Voc = p 0 .
La tensione a circuito aperto di una cella fotovoltaica al silicio è di 0,6 V. E’ necessario
pertanto disporne parecchie in serie per raggiungere i valori di potenziale adeguato per le
varie applicazioni.
In una classica memoria di Loferski si possono trovare delle informazioni relative al
procedimento per l’ottimizzazione del funzionamento delle celle solari.
Poiché contribuiscono alla corrente fotonica solamente i fotoni con energia superiore a
quella richiesta per formare una coppia elettrone buca, l’energia di gap (E g) della
radiazione incidente è un parametro assai importante, tale energia rappresenta il valore
di soglia perché si abbia l’effetto fotovoltaico.
Nella figura 9 è mostrata la distribuzione della densità spettrale dell’energia di un corpo
nero che irradia a 5.800 K, tale tipo di distribuzione può essere indicativamente
paragonata a quella del sole.
La radiazione incidente è però ridotta a causa dell’assorbimento atmosferico, cosicché la
distribuzione di figura 9 può essere solo usata per ottenere dei risultati approssimativi.
Fig.9 - Distribuzione della densità di energia per una cella fotovoltaica in funzione della
lunghezza d’onda
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13

cenni introduttivi
I fotoni che hanno lunghezza d’onda maggiore di 1,1µm sono fotoni che non hanno
energia sufficiente per generare i portatori di carica.
L’area sottostante alla curva di distribuzione alla destra di 1,1 µm è pertanto
proporzionale all’energia che non può essere utilizzata dalla cella fotovoltaica.
Approssimativamente per tale limitazione è perduto il 23% dell’energia totale. Mentre,
infatti, tutti i fotoni con lunghezze d’onda minori di 1,1 µm possono generare dei
portatori di carica, non tutta l’energia dei singoli fotoni può essere, però, utilizzata.
Poiché ciascun fotone produce una coppia di elettroni e buche, l’energia in eccesso
contribuisce solamente a riscaldare il semiconduttore.
Si può ottenere con facilità un valore approssimativo dell’efficienza dei fotoni in eccesso
rispetto all’energia di soglia E g. Se Eλ è la densità di energia spettrale dei fotoni
incidenti, Eλdλ rappresenta l’energia che è disponibile nel range dλ. Il numero
corrispondente dei fotoni in tale range differenziale di lunghezze d’onda, dn, può essere
ottenuto dividendo Eλdλ per l’energia di un fotone hν.
14
Eλd
dn =
hν
λ λ
λE
dλ
=
hc
L’energia utile di ogni fotone è E g, l’energia necessaria all’elettrone di valenza per
svincolarsi dal legame quantistico di valenza è:
E
E dn =
g
E dλ
hc
gλ
λ
l’energia di soglia E g è legata alla lunghezza d’onda del fotone:
λ
λ λ
E dn E
hc
Eg
g ⎟
g
g
⎟
⎛ ⎞
= , = ⎜
⎝ ⎠
la distribuzione di energia, valida per λ ≤ λg
, è indicata in figura 9. Quando si considera
il predetto effetto soltanto un 44% dell’energia dovuta alla radiazione incidente può
essere potenzialmente utilizzata dalla cella fotovoltaica.
I semiconduttori con maggiore energia di soglia E g utilizzano, nelle interazioni con gli
elettroni di valenza, quasi tutta la loro energia, ma il numero dei fotoni sotto soglia è
assai rilevante. Nei semiconduttori con energia di soglia Eg più bassa interagisce, invece,
un maggiore numero di fotoni, ma si utilizza, ai fini dell’effetto fotovoltaico, una minore
quantità di energia posseduta dai fotoni che interagiscono. In base a queste
considerazioni, l’ottimo del gap di banda per l’energia è dell’ordine di 1,5 eV, quantità
maggiore di quella del silicio.
Per le tipiche celle fotovoltaiche, la tensione di uscita è considerevolmente minore
rispetto alla differenza di potenziale che corrisponde al gap di banda (1/2÷2/3 di E g in
eV). Pertanto l’ordine di grandezza del rendimento teorico di conversione diretta
dell’energia dei fotoni in energia elettrica è di un 22%.
Loferski indica valori teorici per celle al silicio del 19,2%.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
λ d
λ

cenni introduttivi
Anche se tali ordini di grandezza sono stati raggiunti nei laboratori, in campo
commerciale si sono raggiunti valori nel range del 12÷16%.
1.6. Fabbricazione delle celle fotovoltaiche
Un materiale, oggi considerato di base, per la fabbricazione delle celle fotovoltaiche è il
silicio.
Il silicio (simbolo dell’elemento: Si) è il 2° elemento del IV gruppo principale del sistema
periodico. Il nome deriva dal latino: silex = selce.
Fig. 10 – Caratteristiche fisico chimiche del silicio
NeI 1822 J. J. Berzelius preparò l’elemento per riduzione di SiF 4 con potassio metallico.
Nel 1854 H. Sainte-Claire Deville riuscì nella prima preparazione pura in forma
cristallina. Il carbonio forma la base di tutti gli esseri viventi, il silicio è a sua volta il
fondamento di tutti i composti inorganici della natura.
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15

cenni introduttivi
Il silicio è un metalloide grigio scuro, brillante, duro (durezza Mohs: 7) e fragile con
struttura reticolare cristallina simile al diamante (distanza Si-Si: 0,235 nm).
Il silicio bruno in polvere è anch’esso cristallino, ma la grandezza delle particelle è
ridotta e il reticolo mostra molti difetti. La massa atomica rel. è 28,086; esistono 3
isotopi stabili: 28 Si, 29 Si e 30 Si.
I tempi di dimezzamento degli isotopi instabili del Si si trovano tra 218 ms ( 25 Si) e 280
del ( 32 Si). Il silicio è un semiconduttore; la conduttività elettrica aumenta con la
temperatura. Quantità minime di impurezze (per es. drogaggio con B) aumentano la
conduttività di vari ordini di grandezza. Il coefficiente di dilatazione è relativamente
piccolo, nella solidificazione il Si si espande. L’elemento è trasparente alla radiazione
infrarossa. La configurazione elettronica è [Ne](3s)2(3p)2, i numeri di ossidazione sono
+4 e raramente +2.
A causa della capacità di formare legami pπ e dπ, non possibili per il C, si può
raggiungere il numero di coordinazione 6. Si formano catene e anelli; a causa della
ridotta energia di legame Si-Si questa tendenza non è così marcata come per il carbonio.
Il silicio è insolubile in acqua e acidi. E’ però solubile in un miscuglio di acido fluoridrico
2-
e acido nitrico con la formazione di un complesso SiF6 . Le basi calde sciolgono il silicio
nello stesso modo dell’alluminio fuso. Il silicio è un elemento inerte, poiché forma in
superficie uno strato di biossido di silicio passivo. A causa della maggiore superficie il
silicio bruno è più reattivo. All’aria il silicio brucia solo oltre 1000 °C:
16
Si+02 Si02 ∆H=-912 kJ
Il silicio reagisce anche con N, S e C solo se riscaldato. La reazione con gli alogeni, al
contrario, avviene già a temperatura ambiente; la reazione con il fluoro è violenta:
Si+2F2SiF4 ∆H =-1620 kJ
Con i metalli il silicio forma composti intermetallici, siliciuri:
CaSi, CaSi2, Ca2Si.
Il silicio non è tossico; come oligoelemento compare in tutti gli organismi viventi.
L’uomo elimina ogni giorno circa 10 mg di composti di silicio. Il biossido di silicio in
polvere è pericoloso, poiché si deposita nei polmoni (silicosi, pneumoconiosi).
La sua determinazione si effettua spettroscopicamente sulle linee 251,6 nm e 288,2 nm,
mentre la determinazione qualitativa come SiO 2 si esegue con la prova della goccia
d’acqua.
La sostanza viene riscaldata in un crogiolo di piombo con un po’ di fluoruro d’ammonio
e acido solforico concentrato; si forma SiF 4. Se si espone al gas una goccia d’acqua
pendente da una bacchetta di vetro scuro, essa si riveste di acido silicico, prodotto d’idrolisi
del SiF 4.
La determinazione quantitativa del Si è difficile. Il silicio è l’elemento più frequente sulla
Terra dopo l’ossigeno. La percentuale in peso di Si sulla superficie terrestre ammonta a
27,5%. Si non compare mai in forma elementare, si presenta esclusivamente in composti
inorganici. Quasi tutto il silicio si trova come costituente delle rocce. Anche gli
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cenni introduttivi
organismi viventi e le piante contengono silicio; nel tessuto umano si trovano circa 500
mg di composti di silicio per kg di sostanza secca. Le diatomee e altri microrganismi
estraggono silicio dall’acqua, i loro resti formano sedimenti di farina fossile. I minerali di
silicio sono per lo più silicati, sali della silice mSiO2nH2O o biossido di silicio libero
SiO 2. I minerali sono spesso colorati da impurità.
Alcuni minerali naturali di silicio sono la fenacite Be2 [SiO4], l’olivina (Mg, Fe) 2SiO 4, il
granato Ca 3A1 2[Si0 4] 3, lo spodumene LiAl[Si 20 6], il talco Mg 3[Si 40 10](OH) 2, il serpentino
Mg 3[Si 20 5](OH) 4 e la caolinite Al 2[Si 20 5](OH) 4.
Il quarzo è in forma più frequente di Si0 2 varietà naturali sono per es.: il cristallo di rocca
(trasparente), l’ametista (violetto), il citrino (giallo), il quarzo affumicato (bruno) e il
quarzo rosa (rosa).
Il biossido di silicio è inoltre componente di conglomerati di granito, mica, gneiss,
arenaria e sabbia. Alcuni biossidi di silicio sono contenuti nell’acqua e sono: l’opale,
l’agata, l’onice, il diaspro e la pietra focaia. L’asbesto è un silicato minerale fibroso
costituito soprattutto di serpentino. Alcuni tipi di asbesto sono incombustibili e si
possono filare. E’ usato come componente di indumenti di protezione. L’asbesto è
tossico e la sua inalazione porta a malattie polmonari.
In laboratorio la produzione avviene per alluminotermia da Si0 2:
3SiO 2 + 4Al 3Si + 2A1 20 3 ∆H = -619 kJ
Si effettua poi la separazione finale con acido cloridrico, il silicio insolubile resta come
residuo.
La produzione industriale avviene invece per riduzione di quarzo con carbonio o
carburo di calcio in forni elettrici:
SiO 2+2CSi+2CO= ∆H =+691kJ
SiO 2+CaC 2Si+2CO+Ca ∆H =+754kJ
Il silicio purissimo viene ottenuto per riduzione termica a 1200 °C dell’acido
clorosilicico con idrogeno:
HSiCl 3+H 2 Si+3HC1
Nel procedimento finale di fusione a zone le impurità vengono ridotte al 10 -9 %.
E’ impiegato in forma pura quasi esclusivamente come semiconduttore, più raramente
in lenti per ottica e prismi per la luce infrarossa. I composti di silicio sono disossidanti
nella produzione dell’acciaio. E’ un legante di ferro e acciai (ferrosilicio) e si usa anche
come componente principale di vetro, porcellana, terraglia e cemento.
Il silicio è il materiale di base più importante per le celle solari. La cella al silicio
monocristallino, prodotta da processi che sono simili a quelli usati per la produzione di
circuiti elettronici integrati, è la cella fotovoltaica oggi più estesamente impiegata. Si usa
la quarzite come materiale iniziale, si riduce attraverso una reazione con carbonio in una
fornace ad alta temperatura per produrre del silicio di alto grado. Il silicio di grado
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17

cenni introduttivi
metallurgico viene trattato con acido cloridrico per formare acido clorosilicico
(triclorosilano). Poi si fa avvenire un processo di distillazione frazionata per ridurre le
impurità; l’ulteriore passo consiste nella riduzione dell’idrogeno che trasforma il
triclorosilano, si libera acido cloridrico e si forma del silicio puro.
La nascita di un singolo cristallo da materiale policristallino di silicio si ha nel processo
Czochralaski: si forma un cristallo di silicio ottenuto per sedimentazione attraverso il
contatto con una massa fusa di silicio. La massa depositata è lentamente estratta dalla
massa fusa ed il silicio aderisce al cristallo che si va formando; si tratta di un singolo
cristallo che si va solidificando. Se si procede ad una lenta estrazione del cristallo, la sua
crescita continua, si ha la solidificazione del cristallo e si ha la formazione di un cristallo
di forma cilindrica (boule) delle dimensioni di un metro di lunghezza o più e del
diametro di 10 centimetri o più.
Per potere formare del silicio di tipo p, che è richiesto in una certa zona della cella come
impurità di tipo accettore, è aggiunto al silicio fuso prima che il cristallo sia estratto del
materiale adatto che spesso è il boro.
Dopo che la boule si è raffreddata viene affettata in sottili wafers di spessore inferiore al
millimetro. Ciò da luogo ad una struttura rotonda che caratterizza diverse celle
fotovoltaiche.
Alternativamente la boule si può usare per ottenere celle di tipo quadrato (in questo caso
il taglio avviene longitudinalmente) il minimo spessore del wafer è limitato dalle
proprietà fisiche del silicio; si usano spessori che sono di 0,25 mm o più. Come risultato
dell’affettamento si ha una perdita di circa il 50% del silicio originario, il wafer viene poi
trattato chimicamente e ripulito a livello superficiale.
I wafer che si ottengono con l’aggiunta degli atomi degli accettori alla miscela, da cui
sono estratti, formano il silicio di tipo p.
La superficie superiore che è esposta alla luce deve essere drogata con una sufficiente
densità di atomi donatori per neutralizzare l’effetto degli accettori e dare luogo ad una
forma di doppiaggio con atomi “donor”, in questo caso si forma un semiconduttore di
tipo n.
La sottile regione di tipo n viene a formare un diodo a giunzione con il wafer del
semiconduttore di tipo p. In questo caso si usa come donor, in genere, il fosforo come
elemento drogante. Tipicamente questo è introdotto come ossido di fosforo sulla
superficie del wafer, generalmente su entrambe le facce, che si portano ad elevata
temperatura (800÷900°C); si ha così, un processo di diffusione degli atomi di fosforo in
seno al cristallo.
Dopo la diffusione si rimuove l’ossido rimanente dalla superficie dello strato.
Infine, si realizza il contatto di tipo metallico tra il materiale di tipo n, che rappresenta il
materiale superiore da esporre alla luce e il materiale di tipo p.
Si ottiene, così, una tipica cella fotovoltaica con la dimensione caratteristica di 10 cm.
Quando viene esposta alla luce del sole, produce una potenza di circa 1 Watt, quindi
per una cella che abbia un voltaggio di 0,5 volt si avrà una corrente di circa 2 ampere.
18
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cenni introduttivi
Dato che la corrente è abbastanza intensa, occorre una connessione al semiconduttore
che deve avere una resistenza elettrica sufficientemente bassa (anche piccole perdite
ohmiche riducono di parecchio l’efficienza di una cella fotovoltaica).
Si usano perciò, di solito, delle griglie che si ottengono con la spalmatura di vernici con
paste metalliche per formare dei contatti metallici, sulla superficie frontale i conduttori
sono depositati formando una configurazione a griglia, mentre sulla superficie posteriore
si usa uno strato solido.
La formazione di in modulo in cui le celle sono connesse in modo da produrre la
tensione desiderata rappresenta infine il passo successivo; ciò implica la saldatura di fili
che sono interconnessi alle singole celle, le celle poi sono incapsulate e sono sigillate con
una chiusura che è a tenuta stagna ed è montata su una struttura di supporto. Esistono
dei complessi metodi di formazione di semiconduttori che sono condotti ad alte
temperature in fornaci ad atmosfera controllata e ciò rende elevato il costo delle celle.
Si possono adottare dei processi automatici per ridurre i costi, ma in parecchie
applicazioni si hanno dei costi che sono parecchio più alti che per i sistemi tradizionali
di produzione dell’energia elettrica.
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2. STATO DELL’ARTE DELLE TECNOLOGIE DELLE CELLE
FOTOVOLTAICHE
Il mercato dei moduli fotovoltaici commerciali è in gran parte costituito da moduli in
silicio cristallino (nelle due varianti mono e poli); il rimanente, valutabile in circa il 40% è
coperto invece dalla tecnologia amorfa. Di questa percentuale più della metà è però
dedicata alle microapplicazioni del fotovoltaico che spesso solo l’amorfo può coprire per
via della facilità con cui sì riescono a costruire celle di bassissima potenza e peso
estremamente contenuto tipiche dell’alimentazione di calcolatrici, orologi, gadget solari.
Al di là dei numeri di mercato, quanto verrà esposto nel seguito permetterà in modo
molto semplice di capire su quale tecnologia concentrare l’attenzione per scegliere il
modulo fotovoltaico che meglio si adatta alla specificità del caso
2.1. Tecnologia costruttiva dei moduli fotovoltaici
Si è già fatto osservare che le celle di silicio cristallino sono di fatto delle fettine di
semiconduttore opportunamente drogato con spessore di qualche centinaio di micron e
dimensioni quadrate di poco più di 10 cm di lato. Risulta evidente che l’assemblaggio di
più celle una a fianco all’altra con i relativi collegamenti elettrici fino a formare il modulo
fotovoltaico, non può che avvenire posando le celle su un supporto rigido (il vetro
anteriore) a causa della fragilità dei sottili cristalli impiegati i quali, lo ricordiamo, no
sono in grado di assorbire sforzi meccanici o deformazioni senza danni.
Le celle fotovoltaiche a film sottile (amorfo, CIS, CdTe) sono, invece, formate per
deposizione di una miscela di gas: possono così essere utilizzati differenti tipi di supporti
(detti substrati), sia per formare moduli rigidi che moduli flessibili ( per esempio
utilizzando un substrato polimerico, arrivando a realizzare prodotti leggeri e deformabili,
utili specialmente per l’alimentazione di carichi mobili (carica batteria per servizi elettrici
su caravan, barche, roulotte).
Pur con qualche variante, i moduli fotovoltaici cristallini attualmente disponibili sul
mercato possono essere ricondotti a questo schema base (1). Dalla figura si può notare
che anteriormente vi è sempre un vetro temprato di circa 4 mm di spessore che assolve
l’ovvia funzione di permettere il passaggio della luce e proteggere la parte attiva. Non ci
si lasci ingannare dalla presenza del vetro per ritenere il modulo fotovoltaico un oggetto
delicato:le caratteristiche meccaniche del vetro superiore devono essere tali da
assicurarne la calpestabilità, reggendo il peso di una persona senza deformazioni
apprezzabili. Devono inoltre essere in grado di resistere a condizioni meteorologiche
particolarmente severe rappresentate anche dagli urti in seguito alla caduta di grandine di
grosse dimensioni.
La trasmittanza del vetro anteriore, cioè la sua capacità di essere attraversato dalla luce
solare, è molto superiore a quella offerta dai normali vetri in commercio, in modo da
non pregiudicare il rendimento complessivo del modulo: per raggiungere il risultato, i
costruttori ricorrono a particolari composizioni con basso contenuto di ferro.
Tra il vetro e le celle fotovoltaiche viene interposto un sottile strato di vinilacetato di
etilene (EVA) trasparente che contiene additivi che ne ritardano l’ingiallimento dovuto
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
all’esposizione ai raggi ultravioletti durante la vita operativa del modulo. Lo scopo
dell’EVA è triplice: evitare un contatto diretti tra celle e vetro, eliminare gli interstizi che
altrimenti si formerebbero a causa della superficie non perfettamente liscia delle celle ed
isolare elettricamente la parte attiva dal resto del laminato.
Le celle fotovoltaiche, che si presentano all’assemblaggio del modulo con i contatti
elettrici anteriori e posteriori già predisposti, vengono appoggiate sul vetro a matrice
(per esempio, in moduli da 36 celle si possono avere 4 file da 9 celle ognuna) e collegate
elettricamente tra loro, generalmente in serie, utilizzando sottili nastri metallici
elettrosaldati.
Il numero di celle presenti in ogni singolo modulo fotovoltaico assume generalmente
valori standard:32,64 e 72 a cui corrispondono dimensioni circa di 1 x 0.5 m, 0.8 x 0.8
m, 1 x 1 m.
Sul retro delle celle viene posto un ulteriore foglio di EVA, con funzioni analoghe a
quello utilizzato anteriormente. A chiusura del sandwich realizzato, viene in genere
utilizzato un foglio di polivinile fluorurato Tedlar( in genere di colore bianco)
eventualmente rinforzato con Fogli metallici e polimerici per aumentare la sua
impermeabilità all’ossigeno ed all’acqua. In alternativa è possibile usare un altro vetro
con caratteristiche meccaniche e trasmissive della luce inferiori a quelle previste per il
vetro anteriore: un modulo realizzato in questo modo viene denominato a doppio vetro.
La soluzione a doppio vetro offre maggiore protezione e consente una trasparenza che,
per l’uso architettonico, è spesso essenziale; per contro, ne raddoppia quasi il peso
(sconsigliandone l’uso in impianti mobili) e ne aumenta il prezzo di mercato.
Una variante prettamente architettonica della soluzione a doppio vetro, la si trova nei
casi in cui i moduli fotovoltaici sono utilizzati per la sostituzione, anche parziale, dei
tamponamenti esterni degli edifici: in questi casi, si deve ricorrere a moduli con bassa
trasmittanza termica. Questa caratteristica si ottiene ricorrendo a costruzioni con vetro
camera, in cui cioè viene applicato un vetro supplementare a poca distanza dal vetro del
modulo, così da lasciare tra i due componenti un’intercapedine d’aria con funzione di
isolante termico.
Sul bordo dei moduli fotovoltaici può poi essere presente o meno una cornice la quale è
generalmente realizzata in alluminio anodizzato e incollata al sandwich con gomma
siliconica. La cornice contribuisce a proteggere il bordo del modulo nella delicata fase di
installazione e risulta indispensabile quando si intenda fissare il modulo con bullonatura
alle strutture di sostegno: proprio per questo motivo è generalmente preforata in più
punti.
I collegamenti elettrici con l’esterno avvengono nella maggior parte dei casi all’interno
delle cassette di terminazione stagne (grado di protezione IP65) dotate di passacavi ed
applicate con gomma siliconica sul retro dei moduli (i moduli più grandi, a 64 o 72 celle
possono averne anche due); nelle cassette sono disponibili, con soluzioni che ogni
costruttore personalizza, le polarità positiva e negativa ed i diodi di by-pass ai quali
faremo cenno nel seguito. In altri casi quando non c’è la cornice, i collegamenti vengono
fatti uscire lateralmente al modulo stesso direttamente con due spezzoni di cavo isolato
uno per polo senza l’uso di una cassetta di terminazione.
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21

stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
A proposito dell’uscita elettrica dei moduli fotovoltaici, vale la pena ricordare per pura
curiosità, che il mercato offre da un paio d’anni una particolare classe di moduli
fotovoltaici, chiamati moduli AC (Alternative Current), dotti sul retro di una cassetta di
terminazione di dimensioni generose che incorpora un piccolo convertitore
continua/alternata (inverter), il quale consente di disporre, già ai morsetti elettrici del
modulo stesso, di energia elettrica in corrente alternata monofase a tensione e frequenza
di rete.
2.2. Moduli fotovoltaici a film sottile
Per semplicità si fa riferimento ad un modulo a film sottile in silicio amorfo. A
differenza del modulo cristallino, in questo caso, manca lo strato di EVA superiore (cioè
tra celle e substrato che lascia filtrare la luce) in quanto le celle sono depositate
direttamente sul substrato. Come già ricordato, il modulo in amorfo ha un aspetto molto
gradevole in quanto si presenta come una superficie di colore uniforme marrone con
riflessi rossastri: questa caratteristica lo ha reso particolarmente gradito ad architetti e
designer.
E proprio per rafforzare questa peculiarità che negli ultimi anni si sono cercate più
efficaci soluzioni per eliminare l’uso della classica cassetta di terminazione sul retro a
favore di soluzioni di miglior gusto estetico.
Avendo una certa libertà di scelta del substrato sul quale depositare le celle di silicio
amorfo, sono state sperimentate soluzioni dedicate all’integrazione architettonica con gli
elementi costruttivi tipici dell’edilizia civile: sono quindi disponibili a catalogo lamiere
grecate fotovoltaiche per la copertura di solai e anche tegole fotovoltaiche.
Dal punto di vista costruttivo, non esiste una regola fissa per la loro realizzazione:in
genere, i costruttori tendono a ricopiare la forma degli elementi di fabbricazione edili
esistenti, così da facilitare la sostituzione, totale o parziale di questi ultimi con
componenti fotovoltaici. A livello di prototipo, sono state presentate tegole
fotovoltaiche di tipo marsigliese ed a coppo: viceversa, commercialmente sono
disponibili solo quelle di tipo canadese.
Non si tratta di singole tegole di piccole dimensioni, ma di strisce già formate in tegole
preaccostate: si presentano costituite da una striscia plastica di supporto, sulla quale
viene applicato in evidenza (a forma e dimensione di più tegole canadesi accostate) il
materiale attivo.
2.3. Altri tipi di celle fotovoltaiche
Un’alternativa al metodo Czochralaski, usato per fare avvenire la crescita del cristallo di
silicio, consiste nella fusione del silicio direttamente all’interno di lingottiere
rettangolari. I lingotti ottenuti sono poi tagliati in wafer per produrre delle celle
rettangolari che vanno ad essere montate in moduli più efficienti rispetto a quelle
circolari.
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
Sfortunatamente, però, la fusione all’interno di crogioli particolari produce silicio
policristallino che è costituito da piccoli e grandi cristalli che tipicamente danno luogo a
celle fotovoltaiche di minore qualità rispetto a quelle prodotte con silicio
monocristallino.
Fig.11 - Cella fotovoltaica di silicio monocristallino
Un altro processo produttivo, che elimina l’affettatura e le conseguenti perdite di silicio,
consiste nella formazione diretta di nastri di silicio. Un nastro di silicio monocristallino
si può ottenere spingendo il silicio dalla massa fusa attraverso uno stampo di grafite, poi
il nastro sottile 1 mm di spessore è tagliato in wafer per produrre le celle. Si hanno però
delle impurità che si vengono ad introdurre nello stampo di grafite e il silicio che si
ottiene è di qualità inferiore rispetto a quello che si ottiene con il processo Czochralaski.
Si possono usare anche elementi appartenenti al III e IV Gruppo della Tavola Periodica
per produrre dei semiconduttori elementari a singolo cristallo.
Un semiconduttore comune è l’arseniuro di gallo. Ogni atomo di gallio, con valenza 3,
ha legami con 4 atomi di arsenico egualmente distanziati che hanno valenza cinque.
Similmente ogni atomo di arsenico ha legami con 4 atomi di gallio equidistanti.
Attraverso la compartecipazione degli elettroni di valenza, tutti i legami di valenza sono
completi in un cristallo che ha un egual numero di atomi di gallio e di arsenico.
L’arseniuro di gallio può essere drogato con donor o accettor per ottenere dei
semiconduttori di tipo n o di tipo p.
L’energia di soglia per l’arseniuro di gallio è di 1,42 eV, ed è molto vicina a quella che dà
luogo alla massima utilizzazione dell’efficienza di conversione dei fotoni. Inoltre,
l’arseniuro di gallio, come pure molti altri semiconduttori appartenenti al III-V Gruppo
della tavola periodica degli elementi hanno un coefficiente di assorbimento abbastanza
maggiori rispetto a quello del silicio. Le celle fotovoltaiche fabbricate con
semiconduttori del III-V gruppo necessitano solamente di uno spessore di pochi
micron, mentre un monocristallo di silicio richiede uno spessore di più di 10 micron.
Sono disposti alcuni dispositivi per sperimentare alcune applicazioni con celle
all’arseniuro di gallio e materiali ad esso simili e si sono raggiunti valori di efficienza
maggiori del 30%, altri semiconduttori del III-V gruppo che sono suscettibili per essere
usati per la fabbricazione di celle fotovoltaiche includono l’arseniuro di gallio in forma
cristallina con alluminio con indio con fosforo e questi atomi possono essere sostituiti
con atomi di fosfito di indio.
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
Si sono raggiunte anche efficienze più elevate con semiconduttori del III-V Periodo
della Tabella Periodica degli elementi, ma i costi sono notevolmente più alti che per le
celle di silicio monocristallino.
Un approccio alternativo che ci si attende che possa notevolmente ridurre il costo delle
celle fotovoltaiche consiste nell’uso di celle a film sottile.
Si può depositare, infatti, un film policristallino semiconduttore su un substrato di vetro
attraverso una gran varietà di metodi che includono la deposizione di vapori chimici,
l’elettrodeposizione, la pittura.
Gli strati sono depositati in successione: prima si forma lo strato di contatto che è
seguito da due differenti strati di semiconduttori su cui si deposita un secondo strato di
materiale conduttore. I due strati di semiconduttori policristallini formano ciò che è
noto come un apparato ad eterogiunzione.
Si sono ottenute delle efficienze di conversione elevate 16÷17%, rispettivamente,
usando dispositivi sperimentali di celle fotovoltaiche fatte con telluriuro di cadmio e
diselenide di rame-indio.
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Fig. 12 - Cella fotovoltaica di silicio amorfo
Sono pure allettanti le celle fotovoltaiche a film sottile ottenute da silicio amorfo. Si usa
del silicio amorfo idrogenato che contiene atomi di idrogeno legato ad atomi di silicio, si
può poi procedere al drogaggio per produrre semiconduttori di tipo p e di tipo n da cui
si forma una giunzione. Delle celle fotovoltaiche prodotte utilizzando tale tecnica hanno
già raggiunto efficienze del 13%. Per via dei loro costi elevati, queste celle sono solo
usate, per ora, per l’alimentazione di orologi e calcolatori. Sfortunatamente, però, le celle
al silicio amorfo subiscono una degradazione nel tempo e si stabilizzano al 65÷85%
della loro iniziale efficienza. Un vantaggio di queste celle è che ci si aspetta che il loro
costo possa notevolmente ridursi rispetto a quello delle celle al silicio monocristallino.
Si anticipa il concetto che si potrebbero ottenere celle di 1 m 2 e più, usando questa
tecnica; usando poi tecniche di fabbricazione automatizzate, queste celle potrebbero
essere tagliate in celle più piccole ed essere interconnesse per formare un modulo
completo. La tecnica di produzione in serie dovrebbe portare ad una notevole
diminuzione dei costi.
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
2.4. Il primo film sottile con il silicio amorfo
Il silicio amorfo è stato il primo e l’unico film antagonista del cristallino per tutti gli anni
‘80 e ‘90. Dal momento del suo lancio sul mercato ad oggi, la tecnologia amorfa è quella
che ha realizzato i maggiori progressi sviluppando soluzioni sofisticate e risolvendo col
tempo molti dei suoi iniziali problemi tecnologici: a questo proposito, va considerato
che proprio negli anni ‘90 lo sviluppo del cristallino ha avuto un naturale rallentamento
dovuto alla necessità dell’industria di ridurre i costi, recuperando nel contempo, con
produzioni di larga scala, parte degli investimenti in ricerca del decennio precedente.
Con l’uso del silicio amorfo si possono ottenere film di spessore totale pari a 1÷2 mm,
su supporti anche flessibili (per esempio, silicio amorfo depositato su una lastra di 0,5
mm di alluminio) e leggerissimi.
Purtroppo la natura stessa del silicio amorfo, che non presenta una struttura molecolare
definita (a cristalli), limita notevolmente le prestazioni del
prodotto in termini di efficienza di conversione, la quale rimane ben al di sotto di quella
del cristallino(5÷8% delle migliori celle amorfe multigiunzione contro il 12÷15 %).
Questa difficoltà permette tutt’ogg, nonostante che con prototipi di laboratorio siano
state raggiunte efficienze record fino al 13% con celle a tripla giunzione cioè con più
strati di materiali attivi a base di amorfo in grado di assorbire uno spettro di luce più
ampio rispetto alla monogiunzione.
Inoltre, rimangono da risolvere una serie di problemi legati alla stabilità delle prestazioni
nel tempo. L’amorfo perde quasi il 10% delle prestazioni di potenza dichiarate dal
Costruttore nelle prime 300÷400 ore di esposizione (effetto Staebler-Wronski). Questo
comporta la difficoltà di:
- stabilire a priori le vere prestazioni dell’impianto realizzato dopo il degrado
iniziale (non sempre il derating è indicato dai Costruttori);
- confrontare economicamente, in termini di costi/prezzi dei moduli, espressi in
Watt, l’amorfo con altre scelte (il cristallino soffre di un degrado contenutissimo) a pari
potenza acquistata.
Per contro, sul fronte dei costi, il processo produttivo offre la possibilità di una
automazione molto spinta con conseguente risparmio e parallelo aumento della velocità
di produzione: in questo senso, si profilano ulteriori
miglioramenti con associate significative riduzioni nei costi. Il prodotto finale è quindi di
prestazione elettrica (densità di potenza) inferiore rispetto al cristallino ma anche di
costo unitario (euro/W) più contenuto; a onor del vero occorre sottolineare che solo
alcuni moduli in amorfo hanno prezzi del watt venduto decisamente al di sotto del
cristallino. Il motivo di questa mancata riduzione di prezzo è da ricercarsi in un’altra
peculiarità dell’amorfo, già menzionata precedentemente ma che vale comunque la pena
di sottolineare: l’aspetto estetico decisamente attraente superficie uniforme nera con
sfumature rossastre) con la possibilità di realizzare moduli flessibili. Questi prodotti, di
uso prevalentemente architettonico e che nascono come sostitutivi di elementi edilizi
(tegole, lamiere grecate. tamponamenti di facciate, ecc.), coprono un segmento di
mercato che non trova rivali tra i componenti fotovoltaici di altro tipo: pertanto la scarsa
concorrenza e l’extra-costo dovuto all’adeguamento con standard architettonici di alta
qualità fanno necessariamente lievitare il prezzo d’acquisto.In base ai trend di vendita, gli
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
analisti prevedono un costo dell’amorfo (non architettonico”) pari a circa 1,5 ÷ 2
euro/W entro questa decade, con il valore minimo associato alla tecnologia di
produzione che sarà in grado di risolvere il degrado iniziale causato dall’effetto Staebler-
Wronski.
2.5. Le Celle CIS (Copper Indium Diselinide)
Dal punto di vista economico sono tra le celle più promettenti in quanto utilizzano
substrati di basso costo e processi di produzione facilmente automatizzabili e quindi
idonei a produzioni in grandi volumi. Inoltre, hanno dimostrato affidabilità nell’utilizzo
in esterno e stabile efficienza nel tempo. Entrambe le tecnologie sono uscite dalla fase di
test in laboratorio dimostrando anche buone caratteristiche elettriche. Moduli CIS sono
già commercialmente presenti sul mercato anche se i lunghi tempi di consegna indicano
che gli sforzi di investimento nelle linee di produzione sono ancora scarsi.
Il CIS è venuto alla ribalta del mondo fotovoltaico quando nel 1988 la prima cella da
laboratorio riuscì a raggiungere l’ 11 % di efficienza. L’interesse dei ricercatori per un
simile risultato era legato al fatto che l’amorfo, dieci anni prima, e con simili condizioni
di sviluppo aveva registrato un dato inferiore. Tuttavia, nei sette anni di ricerca che
seguirono i risultati stentavano ancora ad arrivare e solo alcune soluzioni produttive
brillanti a metà degli anni ‘90 accelerarono lo sviluppo.
Oggi i valori di efficienza massimi si avvicinano a quelli ottenibili con celle in silicio
(mono o poli) e il NREL (National Renewable Laboratories) americano ha raggiunto un
record del 18,8 % utilizzando un substrato in vetro (anno 2001).
2.6. Le celle CIGS (Copper Indium Gallium Diselinide)
Il CIGS, e ancora più recentemente il CIGSS (con l’aggiunta di zolfo) è un derivato che
consente di aumentare l’efficienza elettrica di conversione. Nonostante la più intuitiva
complessità di realizzazione, fortunatamente l’aggiunta di un composto nel mix di
produzione ha consentito una maggior flessibilità del processo senza gravare sui costi
totali.
Contrariamente a quanto accade per il silicio amorfo, la stabilità delle prestazioni in
esterno del CIS-CIGS è notevole e prove in campo che durano da oramai 7 anni
provano che non c’è apprezzabile degrado della potenza.
Viceversa, lo stato di maturità della tecnologia sul piano della uniformità di produzione
(celle o moduli di simili caratteristiche elettriche) è ancora insufficiente.
I processi chimico-fisici che stanno alla base della realizzazione dei dispositivi CIS e
CIGS comportano l’utilizzo di materiali di base piuttosto costosi anche se si ottengono
prestazioni accettabili con materiali di qualità intermedia. La peculiarità di poter
utilizzare substrati anche flessibili rendono, in prospettiva, queste celle attraenti anche
per gli usi architettonici. A questo proposito, nell’ambito dei programmi di
finanziamento europei per la ricerca e lo sviluppo della tecnologia, è stato finanziato un
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
progetto di affinamento della tecnologia CIS orientato proprio alla realizzazione di
prototipi per uso in edilizia sostitutivi dei componenti tradizionali.
Il rapporto prestazioni/costi risulta, in questa prima fase di limitata
commercializzazione, molto interessante nonostante non sia ben chiaro quanto questa
caratteristica dipenda da specifiche politiche di marketing.
2.7. Le celle a film sottile in CdTe (Telloruro di Cadmio)
I moduli in CdTe sono l’altra nuova tecnologia oramai sulla via della
commercializzazione. Linee di produzione di CdTe sono in allestimento in questi anni
negli Stati Uniti, mentre in Giappone già da anni si costruiscono piccole celle che
equipaggiano le calcolatrici solari.
Il materiale è un semiconduttore con caratteristiche vicine a quelle delle efficienti ma
costose celle all’arseniuro di gallio (GaAs) realizzate per le applicazioni spaziali. Anche in
questo caso, il processo costruttivo è tecnologicamente semplice e produce una cella
con buone caratteristiche meccaniche di resistenza e reazione agli stress termici.
Il processo tipico è detto di “sublimazione in spazio chiuso” e permette la costruzione
di celle con efficienze maggiori del 15%. La tipica cella CdTe è a quattro strati e tre
giunzioni per migliorare le caratteristiche di assorbimento dello spettro solare, ma
nonostante questo può essere realizzata con spessori molto ridotti che aiutano a
contenere i costi.
Sino al 1999 le migliori prestazioni erano state raggiunte con celle caratterizzate da uno
strato attivo di soli 3,5 micron, ma attualmente spessori di 5-10 micron sono alla portata
delle nuove tecniche di produzione.
I primi impianti fotovoltaici formati da moduli prototipo sono apparsi nei campi prova
intorno ai primi anni ‘90. Allora, il problema, poi risolto, era rappresentato
dall’incapsulante che non riusciva a mantenere nella sperimentazione in esterno la
costanza dell’isolamento.
L’efficienza massima ottenuta in laboratorio è stata del 16% su celle di 1 cm2 e del 10%
su moduli prototipo. Per valutare la tecnologia si deve osservare che il record riportato è
stato ottenuto parecchi anni or sono e che da allora non è stato più migliorato
nonostante l’introduzione di numerosi processi di produzione evoluti. Dal punto di vista
industriale la tecnologia CdTe “soffre” di un problema che altre nuove tecnologie non
hanno: esistono molti metodi di produzione e tutti hanno consistenti margini di
miglioramento. Questo significa che l’investitore industriale si trova in una condizione di
maggiore aleatorietà nella scelta tecnologica: lo dimostrano le scelte dei grandi
produttori che hanno optato ognuno per un diverso processo produttivo.
Dagli anni ‘90 fino ad ora si è cercato di dare una risposta ad una serie di problemi
tecnici che ostacolavano il processo di maturità tecnologica. Da subito si notò come,
nonostante buoni risultati di efficienza sulle singole celle (risultati che molti gruppi di
ricercatori raggiungevano facilmente in laboratorio e che dimostrano quindi una buona
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
semplicità di metodo), i moduli formati dall’insieme delle celle fornissero un’efficienza
nettamente più bassa (dal 15 % al 6÷8 %). Inoltre, a fronte della facilità di realizzazione
di buone celle, si notò come le stesse avessero o eccellente o povera stabilità. L
spiegazione, tutt’altro che banale, sembra ancora parzialmente aperta non ostante sia già
avanzata la pre-industrializzazione del prodotto (stessa situazione si ricorda per l’amorfo
alla metà degli anni ‘80).
2.8. Il Pay back time degli elementi fotovoltaici
Nella tabella si indicano alcuni elementi fotovoltaici per cui è stato effettuato un
confronto di merito tra varie tecnologie, descritte comprendendo anche il cristallino, in
un’ottica di reale mercato. Nelle varie colonne le tecnologie migliori occupano la
posizione in alto mentre quelle con minori meriti occupano posizioni decrescenti
dall’alto in basso. Per le varie colonne nella prima riga è riportato il parametro che ha
guidato il raffronto. Va sottolineato che l’analisi risulta solo indicativa ed esclude la vita
stimata e le valutazioni economiche in merito agli aspetti di salvaguardia ambientale
(smaltimento, riciclo).
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Costi di produzione Costo dei materiali Efficienza
Cristallino Amorfo Cristallino
CdTe Cristallino CIS
Amorfo CdTe CdTe
CIS CIS Amorfo
Per un confronto tra le varie tecnologie, è interessante dare uno sguardo ai risultati di
uno studio mirato a dare risposta ad una domanda ricorrente:
- in quanti anni si ripaga l’energia spesa per produrre un modulo?
- e, parlando di film sottili, come si comportano a confronto con i cristallini?
Senza entrare nel merito tecnico del metodo, osserviamo che i risultati quantitativi
ottenuti, pur riferendosi alla realtà del paese nel quale lo studio è stato svolto (Stati
Uniti), possono essere esportati almeno qualitativamente.
Sono stati presi in considerazione due moduli commerciali in cristallino ed in CIS e
sono stati valutati i costi energetici sia dei materiali che li costituiscono sia quelli di
produzione del manufatto modulo ovviamente a pari potenza (energia consumata per
watt prodotto).
A fronte di un pay back time energetico di 3,3 anni per il cristallino, il film sottile CIS si
trova a 1,8 (ipotesi di irraggiamento di 1700 kWh/m 2 /anno mediamente valida anche
per il nostro paese) cioè circa a metà.
Nella tabella che segue è riportato il risultato di un’analoga analisi comparativa fra film
sottili.
Parametri Silicio amorfo CIS/CIGS CdTe
Costo per Watt 0.6 – 0.9 €/W 0.9 – 1.0 €/W 0.9 – 1.35 €/W
Tempo di pay back 2-3 anni 1.3 – 1.8 anni 0.5 – 0.9 anni
Efficienza Bassa Alta Media
Prospettive di mercato Discrete Buone/ottime ottime
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stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche
2.9. Lo smaltimento ed il riciclaggio dei componenti di un impianto fotovoltaico
In generale, tutte le tecnologie utilizzate nei processi produttivi di moduli fotovoltaici
implicano alcune ricadute ambientali che solo adeguati provvedimenti tecnici riescono a
mitigare.
Una grande varietà di materiali, che risultano potenzialmente tossici e pericolosi, sono
usati nell’industria fotovoltaica: nella precedente descrizione delle tecnologie
fotovoltaiche commerciali si è cercato di evidenziare come siano sempre presenti
elementi come i metalli (rame, piombo, gallio, indio, selenio, cadmio, tellurio) e che i
processi produttivi consistano in lavorazioni con agenti chimici.
E’ evidente che il rilascio nell’ambiente (aria, suolo, acqua) di questi materiali è un
evento prevedibile solo come il risultato di un guasto o di un funzionamento anomalo
della linea di produzione e che comunque aggiunge un rischio limitato per la salute
pubblica. Lo stesso rischio che l’ambiente e l’uomo corre negli stabilimenti chimici dove
sono utilizzate analoghe miscele tossiche o esplosive. La sostenibilità ambientale
dell’utilizzo del fotovoltaico deve essere valutata non solo per le indubbie peculiarità
non inquinanti (emissioni nocive ed acustiche nulle) ma anche sulla eco-compatibilità
dello smaltimento a fine vita utile.
Tale problema si inserisce in uno ben più ampio che riguarda da un lato il riciclo e lo
smaltimento di tutti i metalli che fanno parte della tecnologia fotovoltaica e dall’altro in
un bilancio ambientale che vede, per esempio, il mercurio delle lampade fluorescenti
valutato complessivamente in modo positivo.
Per il fotovoltaico, è questo un problema che risulta ancora aperto e non esistono
ancora oggi metodi standardizzati espressamente pensati per i moduli fotovoltaici; la
complessità per il fotovoltaico deriva dal fatto che il modulo è formato da moltissimi
elementi di cui solo alcuni si presentano distinti e separabili con facilità (cornice, vetro,
tedlar posteriore, polimeri della cassetta di terminazione, metalli delle terminazioni
elettriche, ecc.).
Mentre da un lato i volumi di produzione di moduli fotovoltaici ed il conseguente uso di
materiali potenzialmente difficili da smaltire risultano ancora ridotti, dall’altro nuove
tecnologie che troveranno in futuro un mercato sempre maggiore (celle CIS, CdTe
come descritto precedentemente) hanno un contenuto di metalli più accentuato.
Per citare solo un esempio di queste difficoltà, ricordiamo le indagini compiute negli
Stati Uniti in merito alla presenza del Cadmio nelle celle CdTe in relazione alla sua
tossicità.
L’indagine ha preso in considerazione tutto il percorso di vita delle celle CdTe a partire
dai rischi di rilascio durante il processo produttivo a quelli durante la vita (es. incendio)
nonché il recupero e lo smaltimento alla fine della stessa). Per esempio, i test mirati ad
evidenziare la pericolosità potenziale del prodotto CdTe in caso di decomposizione e
successivo rilascio nell’atmosfera a seguito di incendio hanno fornito risultati confortanti
constatando che vetro e substrato di materia attiva (quindi anche il Cadmio) si fondono
prima della decomposizione della cella riducendo al minimo i rischi di rilascio.
Occorre comunque ricordare che i rischi derivanti dall’incendio risultano comunque ben
più importanti di quelli che riguardano il rilascio.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
29

3. GLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
Il presente capitolo descrive le caratteristiche di un impianto fotovoltaico e le relative
tecniche di assemblaggio, e le modalità di funzionamento del complesso.
3.1. Interconnessione dei vari elementi
Tensione e corrente, che servono per alimentare il carico elettrico a cui sono
collegate, si ottengono collegando in serie-parallelo le celle fotovoltaiche singole.
L’interconnessione di celle ugualmente illuminate non dà luogo a problemi; se n celle
sono collegate in serie si ottiene una tensione che è n volte quella di una singola cella,
se n celle sono collegate in parallelo si ottiene una corrente che è n volte quella di una
singola cella.
Fig.13 - Collegamento in serie di due celle fotovoltaiche
Per effetto delle tolleranze di fabbricazione, però, le celle di un modulo non sono
identiche, inoltre la caratteristica di una singola cella può subire degradi durante il suo
esercizio. Il soleggiamento e l’ombreggiamento possono produrre delle riduzioni
nelle uscite delle celle.
Se una cella non funziona si ha una riduzione dell’energia generata dal modulo in cui
è inserita ed inoltre delle degradazioni del regime di funzionamento di una cella e
delle interconnessioni non ottimali possono dar luogo a cali di efficienza dell’intero
sistema.
Consideriamo il caso di una connessione in serie di due celle fotovoltaiche con
differenti output di corrente (figura 13); l’andamento della corrente che ne risulta in
funzione della tensione delle due celle è data dalla caratteristica tratteggiata della
figura 13 che è ottenuta sommando le caratteristiche delle singole celle fotovoltaiche.
La caratteristica relativa ad una connessione in serie di due celle è quella di una cella
equivalente che ha un più basso output. Tale effetto è importante perché la
connessione in serie di diverse celle dà luogo ad una riduzione della efficienza delle
celle messe in serie che determina l’efficienza globale per l’intera stringa di celle
connesse in serie.
Per due celle, connesse in parallelo, la corrente complessiva si ottiene sommando la
corrente delle celle individuali, (figura 14), quando si ha una perdita di corrente
dovuto a un cattivo funzionamento della cella 2, la tensione terminale è quasi la
medesima. Qui la perdita è essenzialmente dovuta al cattivo funzionamento delle
celle, per l’effetto del comportamento della cella 1; in tale caso si ha una leggera
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gli impianti fotovoltaici
riduzione della tensione.
Poiché la tensione caratteristica di una singola cella è di 0.5÷0.6 V, è necessario
connettere le celle in serie per ottenere delle tensioni richieste nelle varie applicazioni;
per esempio per caricare una batteria di 12 volt bisogna collegare 36 celle in serie per
avere una adeguata tensione di carica (14,5V) e compensare l’effetto delle perdite nel
circuito di regolazione. Generalmente si usano collegamenti combinati in serie e
parallelo per minimizzare l’effetto del malfunzionamento delle celle.
Fig. 14 - Collegamento in parallelo di due celle fotovoltaiche
La stringa della figura 15 ha due celle che sono connesse in serie e poi in parallelo
con due altri sistemi di celle connesse in serie a due a due; le predette celle sono, poi,
connesse in serie con altre simili combinazioni per ottenere la tensione adeguata
all’alimentazione del carico.
Fig. 15 - Collegamento in serie parallelo di celle fotovoltaiche
Si può avere un “fuori servizio” di una cella che non sia raggiunta dalla radiazione
solare, per tale motivo la cella si comporta come un circuito aperto di un diodo a
giunzione in cui non si ha una produzione di corrente per effetto fotovoltaico. Se la
cella è inserita in un insieme di altre celle in serie, per effetto dell’interruzione che ne
deriva, le altre celle connesse non sono in grado di produrre corrente.
Fig. 16 - Collegamento in serie parallelo di celle fotovoltaiche con diodo di by pass
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 31

gli impianti fotovoltaici
A seconda dei collegamenti circuitali si può avere una controtensione ai capi della
cella difettosa che può causare la distruzione. L’inconveniente può essere superato
inserendo dei diodi di by pass (figura 16); in condizioni operative di routine i diodi di
by pass sono alimentati all’inverso e la corrente che li attraversa è trascurabile.
Se, invece, si manifesta il difetto in una cella il diodo in parallelo alla cella provvede a
deviare la corrente e la stringa continua a funzionare, ma la tensione complessiva ai
capi di essa è ridotta per la caduta di tensione nella cella difettosa e per la caduta di
tensione che si ha attraverso il diodo, complessivamente si ha una caduta di tensione
di 0,7 volt.
Nella figura 16 è indicato un altro diodo di blocco connesso al circuito esterno che
alimenta il carico. Il diodo, nel caso di collegamento ad una batteria previene l’
alimentazione inversa del generatore fotovoltaico nel momento in cui il sistema non
sia illuminato. L’inserimento del diodo di blocco riduce la tensione che può essere
disponibile al carico di un 0,7 volt. Con la connessione in serie e parallelo delle celle,
si ha un degrado dell’efficienza complessiva di un modulo in caso di mal
funzionamento delle celle, ovvero solo di una certa cella. Tuttavia, anche se è
necessario, l’inserimento dei diodi di blocco dà luogo ad una degradazione
dell’efficienza dell’intero modulo.
3.2. Cassetta di terminazione
Le bandelle terminali che raccolgono la serie di celle in un modulo fotovoltaico
vengono generalmente fatte uscire dal retro forando il foglio di tedlar o il vetro
posteriore in corrispondenza della posizione della cassetta di terminazione. Nella sua
forma più comune, la cassetta di terminazione si presenta come un contenitore
plastico di colore nero con altezza di qualche centimetro e dimensioni di circa 10 x
15 cm, con grado di protezione IP 65, incollato al retro del modulo, e dotato di
coperchio con viti, guarnizione di tenuta lungo il coperchio oltre a uno o più fori
equipaggiati con pressacavi per il cablaggio elettrico.
In alcuni moduli, le cassette di terminazione sono equipaggiate con speciali
connettori stagni che permettono un più veloce collegamento tra i moduli (non e
necessario aprire e chiudere la cassetta) risultando particolarmente utili quando si
prevede che le operazioni di installazione possano risultare difficoltose.
All’interno della cassetta trova posto la morsettiera che rende disponibili le due
polarità. Ogni costruttore adotta, tuttavia, soluzioni personalizzate: sul mercato sono
presenti moduli con morsetti a pressione, torrette a vite o semplici morsetti in
plastica neri del tipo utilizzati negli impianti elettrici civili in bassa tensione. I diodi di
by-pass sono in genere preinstallati dal costruttore in questa morsettiera. Come si è
detto, in alcuni casi la cassetta di terminazione viene sostituita da spezzoni di cavo
isolato che hanno i terminali collegati alle bandelle ed annegati in una speciale resina
che garantisce sia un franco collegamento che una buona resistenza meccanica. In
questi casi le bandelle terminali non fuoriescono dal retro del modulo ma in
corrispondenza del bordo del vetro. Questa soluzione, in genere, non prevede diodi
di by-pass e pertanto, qualora il progettista ne valuti l’effettiva necessità, occorre
predisporre opportuni cablaggi esterni da disegnare caso per caso.
32
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gli impianti fotovoltaici
3.3. Dal modulo fotovoltaico al campo fotovoltaico
La caratteristica di generazione tensione-corrente di un modulo commerciale da 36
celle è circa 50 Wp di potenza; ad esclusione della semplice ricarica di una batteria da
12 V con un solo modulo, per qualsiasi altra applicazione fotovoltaica è
indispensabile collegare moduli in serie e parallelo così da ottenere rispettivamente la
tensione e la corrente totale necessaria.
Lo schema di figura illustra quanto comunemente avviene nella pratica impiantistica:
più moduli vengono così collegati a formare una serie, chiamata stringa, al fine di
raggiungere la tensione nominale; più stringhe vengono poi collegate tra loro in
parallelo fino a raggiungere la potenza che si desidera installare.
In serie ad ogni stringa si può poi notare la presenza di un diodo di blocco, il cui
scopo è di impedire che, qualora l’erogazione di potenza delle singole stringhe non
sia bilanciata, gli squilibri di tensione tra le stesse possano provocare dei ricircoli di
corrente verso quelle a tensione minore. Inoltre, evitano eventuali ritorni di corrente
alle apparecchiature generatrici poste a valle delle stringhe (batteria, rete).
Nella maggior parte delle realizzazioni, i diodi di blocco sono contenuti in quadri di
parallelo stringhe (che hanno la principale funzione di raccogliere il contributo
elettrico delle varie stringhe), in genere costituiti da un contenitore di materiale
plastico nel quale i diodi sono alloggiati su un circuito stampato o collegati a delle
morsettiere di appoggio su adeguati dissipatori.
3.4. Prestazioni di un campo fotovoltaico
Supponendo di utilizzare moduli di uguali caratteristiche elettriche, la tensione
nominale di un campo fotovoltaico risulterebbe essere pari alla somma delle tensioni
nominali dei moduli che compongono ogni stringa: cioè VN x n, dove n è pari al
numero di moduli in serie.
Si deve anche considerare la disuniformità di prestazioni tra moduli (i moduli
fotovoltaici commerciali, anche se della stessa marca e modello, presentano valori di
VN e IN non uniformi, benché questi risultino distribuiti intorno ai valori medi
indicati dalle case costruttrici), gli effetti della temperatura e, all’occorrenza, anche la
caduta di tensione sul diodo di blocco (circa 0,7 V). Analogamente, la corrente
nominale di un campo fotovoltaico è data dalla somma delle correnti nominali delle
stringhe (uguale a quella di ogni modulo della stringa) che lo compongono: cioè IN x
m, dove m è pari al numero di stringhe. I valori di tensione a vuoto e di corrente di
corto circuito di un campo fotovoltaico possono essere ottenuti dai rispettivi
parametri Voc e Isc dei singoli moduli in modo analogo a quanto visto per la
tensione nominale e la corrente nominale.
3.5. Sottocampi fotovoltaici
Vi sono casi in cui un singolo impianto può utilizzare più campi fotovoltaici, i quali
vengono per questo motivo detti sottocampi.
Può infatti nascere l’esigenza di separare tra loro le sezioni in corrente continua di
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gli impianti fotovoltaici
differenti caratteristiche elettriche tra loro incompatibili; ogni sottocampo viene allora
collegato ad un proprio dispositivo di condizionamento della potenza, sia questo un
inverter o un regolatore di tensione.
I motivi per cui può essere conveniente ricorrere a più sottocampi, anziché far uso
di un singolo campo fotovoltaico di potenza maggiore, rientrano generalmente in
uno dei casi seguenti:
- le stringhe di moduli sono tra loro distanti o sono in numero elevato, per cui è
preferibile un loro iniziale raggruppamento in più sottocampi anziché in un unico
campo fotovoltaico;
- la potenza complessiva del generatore fotovoltaico è superiore a quella massima
consentita da un singolo inverter (o altro dispositivo di condizionamento della
potenza) che si ha intenzione di utilizzare; è necessario pertanto il frazionamento
per raggiungere la potenza prevista;
- i moduli fotovoltaici non possono essere tutti orientati allo stesso modo (ad
esempio perché disposti su una copertura a volta o su una superficie sfaccettata
o, ancora, perché suscettibili di essere ombreggiati in modo non uniforme). Al
fine di evitare sbilanciamenti di potenza che si traducono in perdite di efficienza,
è buona regola progettare il sistema suddividendo il generatore fotovoltaico in
tanti sottocampi quanti sono i differenti orientamenti dei moduli che lo
compongono;
- è necessario utilizzare moduli fotovoltaici di marca e/o modello differenti;
- i vari sottocampi conterranno allora gruppi omogenei di moduli.
3.6. Connessioni meccaniche
Un efficace montaggio meccanico dei moduli fotovoltaici sulla struttura di sostegno è
spesso una condizione indispensabile per la buona riuscita del progetto. Le regole da
seguire dipendono dalla tipologia di impianto che si ha in mente di realizzare, tuttavia
è possibile evidenziare alcuni criteri generali:
- i moduli fotovoltaici devono essere ben vincolati alla struttura che li sostiene in
un numero di punti sufficiente ad evitare eccessivi sforzi localizzati;
- devono essere previsti sufficienti spazi tra i moduli così da permettere
- eventuali assestamenti della struttura e consentire le necessarie dilatazioni
termiche
- i moduli fotovoltaici, una volta installati, devono essere facilmente ispezionabili e
sostituibili;
- a prescindere da considerazioni di natura energetica, i moduli fotovoltaici
dovrebbero essere montati con una inclinazione di almeno 10 ÷ 15°, così da
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gli impianti fotovoltaici
evitare il ristagno dello sporco sulle loro superfici e favorire l’azione di lavaggio
delle precipitazioni atmosferiche;
- deve essere utilizzata bulloneria in acciaio inox con bullone composto da vite,
dado e rosetta dentata da posizionare lato cornice del modulo in modo da scalfire
la superficie anodizzata della cornice stessa (l’anodizzazione crea un sottile strato
isolante sulla cornice in alluminio).
3.7. Moduli fotovoltaici con cornice
La presenza della cornice in alluminio anodizzato facilita le operazioni di montaggio
in quanto rende possibile l’utilizzo dei fori già presenti sul bordo della cornice stessa
o, in alternativa, permette di praticarne altri a seconda delle esigenze.
Dal punto di vista meccanico, la cornice permette di distribuire meglio gli sforzi sul
bordo del vetro del modulo, riducendo la possibilità che possano insorgere rotture o
crepe conseguenti a manovre di montaggio errate: ad esempio un eccessivo serraggio
di un dado può avere al massimo come conseguenza il danneggiamento della cornice
in quel punto.
Il trattamento di anodizzazione dell’alluminio costituente la cornice dei moduli
fotovoltaici ha un sensibile influsso sulle prestazioni di conduttività del metallo. In
questo senso, qualora risulti necessario procedere col collegamento equipotenziale a
terra del modulo fotovoltaico (per esempio, moduli in classe di isolamento I), prima
di fissare il capocorda del conduttore giallo verde al bullone di ancoraggio del
modulo alla struttura di sostegno, è utile asportare localmente l’anodizzazione con un
utensile.
La presenza della cornice contribuisce inoltre a salvaguardare il modulo da possibili
infiltrazioni di acqua o altre sostanze sul bordo, in quanto la gomma siliconica
utilizzata come collante costituisce un’ottima barriera impermeabile.
3.8. Moduli fotovoltaici senza cornice
Sempre più spesso, soprattutto per ragioni estetiche, vengono utilizzati moduli
fotovoltaici senza cornice i quali, indubbiamente, consentono di realizzare strutture
più snelle e gradevoli che valorizzano la scelta fotovoltaica inserendola in modo
armonico nel contesto architettonico esistente. Per la realizzazione di facciate
fotovoltaiche si ricorre a profili di alluminio estruso nei quali i moduli vengono
alloggiati come se fossero dei normali vetri di tamponamento per edifici a facciata
continua ed inserendo, come per un normale vetro, tra profilo di alluminio e modulo
un sottile strato di gomma.
3.9. Tegole fotovoltaiche
Disponibili nella versione canadese, come già visto sono raccolte in strisce di circa 2
metri per13 cm composte da 13-15 tegole ciascuna.
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gli impianti fotovoltaici
Essendo disponibili su substrato flessibile e polimerico hanno il vantaggio di avere
un peso contenuto ma lo svantaggio di non autosostenersi: necessitano quindi di una
superficie di appoggio di area almeno equivalente a quella del campo fotovoltaico che
si intende realizzare.
E’ consigliabile la posa inchiodando le strisce su di un tavolato in legno (dopo avere
attentamente studiato il percorso dei cavi di collegamento ed i fori di uscita dal tavolo
stesso) e vincolare il tavolato alla soletta o travatura sottotetto con gli usuali tasselli
utilizzati in edilizia.
3.10. Criticità del processo costruttivo e difetti in un modulo cristallino
Le condizioni operative nelle quali si svolge parte del processo di costruzione di un
modulo fotovoltaico hanno un forte impatto sulle prestazioni e sull’ affidabilità nel
tempo del prodotto finito.
Si è già avuto modo di sottolineare come la fase principale del processo costruttivo
sia costituita dall’operazione che porta ad inglobare l’insieme delle celle fotovoltaiche
nel foglio di EVA trasparente.
Il processo (polimerizzazione sotto vuoto) viene realizzato in un apparecchiatura
denominata laminatore costituita da una camera separata orizzontalmente in una
membrana con proprietà elastiche. La sezione inferiore contiene una piastra elettrica
in grado di mantenere una temperatura interna piuttosto uniforme e costante con
oscillazioni contenute in ± 20 °C.
Un tipico ciclo di laminazione ha inizio ponendo il sandwich formato da vetro, celle
fotovoltaiche, EVA e Tedlar all’interno della camera inferiore e procedendo a fare il
vuoto in entrambe le sezioni portando il laminatore a circa 100 0C in modo da
rimuovere dal sandwich ristagni (bolle) d’aria.
Poi si toglie il vuoto dalla camera superiore in modo che la membrana di separazione
delle due sezioni comprima uniformemente il modulo favorendo l’adesione dell’EVA
alle celle, al vetro anteriore e al Tedlar posteriore e si porta il laminatore ad una
temperatura a circa 150 0C che consente la polimerizzazione del’EVA. Questa fase
può durare dai 10 ai 20 minuti.
Poi si riporta la temperatura a 100 0C e lentamente si lascia entrare aria. Va
sottolineato che la scelta dei parametri del ciclo di laminazione è sempre il risultato di
una combinazione tra le indicazioni fornite dai fabbricanti di EVA, la
sperimentazione specifica dei produttori di moduli ed una ottimizzazione dei tempi
del processo al fine di incrementare la produzione oraria.
Infatti, se da un lato per giudicare la qualità della laminazione spesso si usa il grado di
polimerizzazione dell’EVA determinato chimicamente sfruttando la sua non
solubilità (pesata iniziale del polimero e finale del residuo secco dopo il trattamento
chimico), d’altro canto occorre cercare di ottenere il prodotto finito nel minore
tempo possibile ed a un costo di energia elettrica ottimizzato con la qualità.
L’uso di EVA a polimerizzazione rapida e di laminatori automatici che eliminano i
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gli impianti fotovoltaici
passaggi da temperatura ambiente a 100 °C possono portare risparmi anche
consistenti. Nonostante la laminazione risulti un processo di realizzazione dei moduli
non complesso e la percentuale di scarti risulta piuttosto contenuta (< 2 %), i moduli
fotovoltaici non sono esenti da difetti che derivano anche dalle operazioni aggiuntive
spesso eseguite manualmente (allineamento celle, saldatura dei contatti elettrici tra
celle, saldatura bandelle verso la scatola di terminazione, ecc.). Importante è
sottolineare che, non tutti i difetti sono rilevabili da un’ispezione visiva seppure
accurata. In questi casi solo l’indicazione strumentale può aiutare.
La normativa CEI EN 61215 (CEI 82-8) riporta l’elenco dei difetti rilevabili su di un
modulo fotovoltaico cristallino a fronte di una ispezione visiva (test 10.1) senza però
stabilirne una classificazione di merito che risulta però indispensabile quando, per
esempio, si voglia procedere a test di accettazione su di una fornitura. Nella nostra
esperienza di collaudatori di moduli per le prove di accettazione di grosse forniture
(centinaia di kW) abbiamo classificato i difetti rileva-bili da ispezione visiva in tre
classi:
- classe 1: vi appartengono i difetti definiti critici in grado di determinare il rifiuto
della fornitura;
- classe 2: vi appartengono i difetti definiti medi;
- classe 3: vi appartengono i difetti definiti lievi.
Nel seguito si elencano i difetti riconducibili alle tre classi di merito.
Difetti critici
a) rottura meccanica grave delle celle o della struttura del modulo in grado di
determinare il mal funzionamento e/o la ridotta affidabilità nel tempo, inclusi
danni all’incapsulante tali da mettere in contatto la parte attiva (interna) del
modulo con l’ambiente esterno;
Difetti medi
b) Vetro anteriore difettoso (graffiature, opacizzazioni, bolle, intrusioni) o
comunque non conformealle specifiche costruttive
c) rottura non passante del vetro anteriore del modulo.
D rottura no passante del vetro posteriore ( se presente) del modulo.
e) Tagli o pieghe non passanti sul retro del modulo (se di materiale plastico Tedlar).
f) Rotture nelle celle che possono interessare più del 20% della dimensione lineare
della singola cella o che comportino il distacco completo di un frammento,
comunque piccolo, dal resto della cella.
g) Disallineamenti tali da portare le stringhe di celle o qualsivoglia parte del circuito
elettrico ad una distanza, dal bordo del vetro o della cornice di chiusura del
modulo, inferiore ai valori minimi prescritti dalla Specifica Tecnica
h) Disallineamenti fra le stringhe di celle che comportino il contatto fra le celle
stesse
i) Cornice metallica deformata o incompleta nella lavorazione e imprecisioni oltre le
tolleranze sugli interassi e nei diametri dei fori.
j) Cassetta di terminazione difettosa a causa di pressacavi rotti, morsettiere poco
isolate o meccanicamente inconsistenti, dimensioni differenti da quelle di
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 37

gli impianti fotovoltaici
progetto.
k) Bolle o delaminazioni che inficino l’isolamento fra circuito elettrico e la cornice
l) Presenza di corpi estranei conduttori inglobati all’interno del modulo.
m) Scheggiature sui bordi delle celle che interessino le serigrafie anteriori.
n) diodi di by pass non funzionanti o non montati correttamente.
Difetti lievi
o) Rottura meccanica grave delle celle che interessano meno del 20% della
dimensione lineare della cella
p) disallineamenti tali da portare le stringhe di celle o qualsivoglia parte del circuito
elettrico ad una distanza, dal bordo del vetro o della cornice di chiusura del
modulo, inferiore ai valori minimi di progetto.
q) presenza di corpi estranei non conduttori inglobati all’interno del modulo.
r) cracks e scheggiature sui bordi delle celle che non interessino le serigrafie
anteriori
s) Difetti nella realizzazione delle piste serigrafate o delle saldature delle bandelle
collettrici.
t) Connettori e connessioni con delaminazioni del metallo o saldati in maniera
incompleta.
u) Distribuzione non omogenea del materiale di ancoraggio delle celle solari
all’interno del modulo.
v) Danneggiamenti estetici che non pregiudicano in alcun modo il funzionamento
elettrico del modulo fotovoltaico (graffi, macchie, abrasioni).
z) Rifiniture di scadente qualità o presenza di residui di lavorazione sulle superfici
del modulo o sulla cornice.
E’ evidente che le azioni conseguenti l’aver trovato difetti medi e lievi durante
l’ispezione visiva dipendono dal Piano di Campionamento utilizzato (numero di
campioni rispetto alla fornitura) e dai rapporti commerciali con il Fornitore. Come
visto nell’elenco dei difetti medi e lievi, un tipico difetto che si può trovare da una
semplice ispezione visiva è la rottura di parti di una o più celle, provocata in genere
da un’eccessiva pressione durante la laminazione o alla imprudente manipolazione
delle celle nella fase di assemblaggio.
Va sottolineato che, al di là della difettosità evidente, non sempre una cella rotta dà
luogo ad un degrado delle prestazioni del modulo, specialmente se si tratta di
sbeccature o se la rottura non provoca il distacco di una parte di celle, che rimangono
legate tra loro ad esempio tramite i contatti posteriori.
In questo caso, comunque, non risultano totalmente garantiti i limiti di degrado sul
lungo termine (20 anni) i quali costituiscono una garanzia commerciale oramai
standard su tutti i moduli prodotti. Un altro difetto che può limitare la durata dei
moduli è la formazione di bolle d’aria dovuta all’errata impostazione o al cattivo
controllo dei parametri di laminazione (temperature, vuoto, tempi); l’aria racchiusa
nella bolla è sottoposta a cicli termici giornalieri con conseguenze non facilmente
prevedibili. Viceversa, ci sono difetti che compromettono il funzionamento del
modulo da subito.
Celle contigue a contatto tra loro o a contatto con una bandella, verificano
cortocircuiti con fuori servizio di parte del modulo. Sicuramente più insidiosi, sono i
38
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gli impianti fotovoltaici
difetti non rilevabili visivamente. Esistono metodi in grado di verificarne l’esistenza
prima che il modulo venga installato, ma poichè si tratta in generale di test lunghi,
alcune volte invasivi e che richiedono apparecchiature costose, sono in genere affidati
alle garanzie del controllo di qualità del prodotto in fabbrica su campioni (utilizzando
comunque le normative di riferimento per le numerosità dei campioni in modo che i
test effettuati siano statisticamente significativi).
Tra i più diffusi difetti riconducibili al ciclo di laminazione vanno ricordati gli “hot
spot”. Gli hot spot sono punti del modulo in cui si rileva, in esercizio, una
temperatura superiore di alcuni gradi rispetto al resto del modulo dovuta ad
un’elevata resistenza elettrica localizzata, in genere frutto di cattive saldature. Gli hot
spot sono rivelabili mediante termovisione (analisi all’infrarosso) del modulo in
condizioni di funzionamento. Cattive saldature sono anche origine di scollegamento
elettrico di porzioni di moduli a volte anche dopo anni di esposizione e
funzionamento regolare.
Tra i difetti non rilevabili visivamente, forse il più tipico è l’ingiallimento dell’ EVA
dopo anni di vita operativa anche se non determina di per sé scadimenti di
prestazione molto sensibili. L’EVA si degrada otticamente in maniera precoce
diminuendo il valore di trasmittanza e virando colore verso un giallo-bruno
caratteristico.
Più grave risulta l’associata produzione di acido acetico rilasciato dalla
decomposizione dell’EVA all’interno del sandwich, che può causare la corrosione dei
contatti metallici. La causa principale dell’ingiallimento è il basso grado di
polimerizzazione (< 70 %) ed un cattivo stoccaggio dell’EVA prima della
laminazione.
Decisamente più sconcertanti sono poi le delaminazioni durante l’esercizio con lo
scollamento tra i diversi strati del sandwich molto evidenti soprattutto nei moduli
senza cornice. La delaminazione è in genere dovuta alla scarsa pulizia nella fase di
assemblaggio del sandwich o ad un basso grado di polimerizzazione dell’EVA (< 70
%).
In fase di prove di tipo (prove su di un modulo campione della produzione), la
delaminazione si controlla attraverso cicli normati (CEI EN 61215) in camera
termica.
3.11. Prove sui moduli
Da tempo si sta cercando di dare al prodotto fotovoltaico una valida normativa di
riferimento che copra tutte le questioni tecnologiche: vari comitati a livello IEC
hanno contribuito alla emissione di norme tra le quali, la prima, in ordine di tempo,
riguardava proprio le prove a cui sottoporre un modulo fotovoltaico in silicio
cristallino affinché, una volta superate, rispondesse a standard qualitativi idonei alla
commercializzazione e, con un ulteriore passo, ottenerne una certificazione di qualità
in laboratori accreditati all’emissione (per esempio il laboratorio ESTI del JRC - Joint
Research Center - di Ispra - VA).
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 39

gli impianti fotovoltaici
La norma CEI EN 60904-3 (CEI 82-3) riporta alcune utili definizioni relative alla
conversione fotovoltaica e alle grandezze meteorologiche di interesse, tra cui le
condizioni di prova normalizzate (STC) per celle e moduli fotovoltaici, le quali si
riferiscono all’irraggiamento solare di riferimento (1000 W/m 2 e AM 1,5 con una
particolare distribuzione spettrale) e alla temperatura di cella di 25 0 C.
Viene inoltre definita la temperatura nominale di lavoro della cella (NOCT) come la
temperatura media di equilibrio di una cella solare all’interno di un modulo posto in
condizioni ambientali normalizzate cioè con irraggiamento di 800 W/m 2 ,
temperatura ambiente di 20 °C e velocità del vento pari a 1 m/s.
La cella deve essere elettricamente a circuito aperto e il modulo installato su un telaio
in modo tale che in corrispondenza del mezzogiorno solare i raggi incidano
normalmente sulla sua superficie esposta.
Le caratteristiche elettriche e meccaniche alle quali devono rispondere i moduli
fotovoltaici, da verificare attraverso una particolare sequenza di prove di tipo, sono
riportate nelle norme CEI EN 61215 (CEI 82-8 ) per i moduli in silicio cristallino e
CEI EN 61646 (CEI 82-12) per quelli in silicio amorfo a film sottile.
Si accenna alle prove sui moduli per comprendere lo standard qualitativo di un
prodotto fotovoltaico certificato: nel seguito sono stati selezionati i principali criteri
di rispondenza previsti dalle norme.
3.12. Prove elettriche
Se ne descrivono brevemente le caratteristiche e le modalità.
Prestazioni a STC
Questa prova consiste nel tracciare la caratteristica tensione-corrente del modulo alle
condizioni di prova normalizzate (STC).
Prova di isolamento
Il test si riferisce alla misura di isolamento tra i terminali del modulo posti in
cortocircuito e la cornice (o un opportuno telaio metallico se questa non è presente).
La tensione da applicare al modulo è di 1000 V a cui va aggiunto il doppio della
tensione massima del sistema (cioè la tensione del sistema a circuito aperto e a SIT).
Nel caso in cui la tensione del sistema non superi i 50 V, la tensione da applicare è di
500 V.
Nel corso della prova la corrente di fuga non deve superare a 50 µA e la resistenza di
isolamento non essere inferiore a 50 MΩ.
Misura delle temperatura nominale di lavoro di cella (NOCT) e prestazioni ad NOCT
La temperatura nominale di lavoro di cella (NOCT) e la caratteristica tensione
corrente del modulo in corrispondenza del NOCT danno delle indicazioni sulle
prestazioni del modulo nell’esercizio reale.
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gli impianti fotovoltaici
Prova di esposizione in esterno
Il modulo a seguito di una irradiazione totale di 60 kWh/m 2 non deve non deve
presentare difetti visibili, deve avere la resistenza di isolamento pari a quella iniziale.
Esposizione prolungata alla luce
Questa prova è prescritta solo per i moduli in silicio amorfo a film sottile (CEI 82-
12) per i quali il degrado delle prestazioni nelle prime ore di esposizione è fisiologico.
Consiste nell’esporre il modulo ad un irraggiamento compreso tra 800 e 1000 W/m²
fino a che la potenza di uscita non si è stabilizzata. A fine prova il modulo non deve
presentare difetti visibili, deve avere la resistenza di isolamento pari a quella iniziale e
la potenza di uscita STC deve essere non inferiore al 90% di quella minima dichiarata
dal costruttore.
3.13. Prove termiche
Se ne descrivono brevemente le caratteristiche e le modalità.
Prova di resistenza ai surriscaldamenti localizzati
Si tratta di un insieme di prove in cui alcune celle vengono progressivamente oscurate
al fine di determinare la capacità del modulo di sopportare effetti di surriscaldamento
localizzato che possono portare a fusioni delle saldature o deterioramenti
dell’incapsulante.
Prova dei cicli termici, umidità e congelamenti, caldo umido
Il modulo fotovoltaico viene sottoposto:
- ad una serie di cicli termici tra –40°C e +80°C con periodo di ogni ciclo di
riscaldamento/raffreddamento non superiore a 6 ore;
- ad un ciclo ad elevata temperatura ed elevata umidità seguita da uno
stazionamento ad una temperatura inferiore alla zero;
- per lungo tempo ad elevata umidità.
Nel corso della prova il circuito elettrico interno non deve mai interrompersi e la
resistenza di isolamento deve restare inalterata. Alla fine della prova, il modulo non
deve presentare difetti visibili e la potenza di uscita deve essere non inferiore al 95%
di quella iniziale.
Ricottura
Questa prova è prescritta solo per i moduli in silicio amorfo a film sottile (CEI 82-
12) e consiste nel sottoporre il modulo ad una temperatura di 85 °C fino a che la
potenza di uscita non si sia stabilizzata.
Prova di corrente di dispersione in ambiente umido
Solo per i moduli in silicio amorfo a film sottile (CEI 82-12) occorre misurare la
corrente di dispersione a 500 V mentre il modulo è immerso in una soluzione
acquosa. Nel corso della prova non devono manifestarsi cedimenti dell’isolamento e
la corrente di dispersione non deve aumentare oltre un valore prestabilito.
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3.14. Prove meccaniche
Se ne descrivono brevemente le caratteristiche e le modalità.
Prova di robustezza delle terminazioni
Lo scopo è quello di determinare se i terminali di un modulo sono in grado di
resistere alle sollecitazioni cui possono essere sottoposti nel corso delle operazioni di
cablaggio.
Prova di svergolamento
In questa prova il modulo viene fissato su tre angoli, mentre il quarto angolo viene
alzato di un valore calcolato con una formula stabilita nella normativa.
Prova di carico meccanico
Al modulo fotovoltaico viene applicato un carico di 2.400 Pa che simula l’azione
della pressione cinetica del vento o 5.400 Pa se deve sopportare accumuli di neve o
ghiaccio.
Prova di grandine
Il modulo fotovoltaico viene bersagliato in punti specificati con sfere di ghiaccio di
diametro compreso tra 45 mm e 75 mm e con velocità comprese tra 30,7 m/s e 39,5
m/s. Questa prova simula condizioni di esercizio molto gravose; basti pensare che in
più di un decennio di esperienza sul campo non ci è mai capitato di vedere moduli
con il vetro anteriore in frantumi a causa della grandine. In questo senso la
certificazione CEI EN 61215 sembra un valido strumento anche dal punto di vista
assicurativo.
3.15. Film sottili e cristallini: confronto tecnico-economico
Si è già sottolineato come la maggior parte delle celle fotovoltaiche attualmente in
commercio sia costituita da semiconduttori che utilizzano come
materiale di base il silicio.
La ragione di questa scelta è principalmente dovuta al fatto che il silicio, a differenza
di altri elementi semiconduttori, è disponibile sul nostro pianeta in grandissime
quantità. Inoltre, è largamente utilizzato nell’industria elettronica che, con la
rapidissima espansione degli ultimi decenni, ha agevolato lo sviluppo degli attuali
processi di produzione.
Fra i tipi di silicio utilizzati per la conversione dell’energia solare in elettrica, il più
diffuso è quello cristallino che rappresenta circa l’80% del venduto al mondo,
suddiviso in monocristallino, circa il 45%, e policristallino, circa il 35%.
Allo stato attuale le aziende produttrici di celle fotovoltaiche in silicio
cristallino(mono e poli) utilizzano ancora gli scarti dell’industria elettronica e la
disponibilità a costi contenuti comincia a essere scarsa.
Lo stato di maturità della tecnologia cristallina raggiunta in 30 anni di ricerca e
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gli impianti fotovoltaici
sperimentazione può essere riassunto come segue:
- crescita dell’efficienza dei moduli fotovoltaici commerciali di quasi il 100% (dal 9
al 17 %);
- costo del Wp ridotto del 60% (indicativamente 24000 Lit/Wp nel 1980, Lit/Wp
nel 2000);
- totale potenza installata circa 1000 MWp a fine 2000;
- capacità produttiva media delle fabbriche da 5 a 10 MW/anno.
Attualmente il rendimento di un modulo fotovoltaico disponibile commercialmente
(e di buona qualità) in silicio monocristallino è tra il 12 ed il 15%. Il record di
efficienza per un prodotto di laboratorio (celle di 1 cm2) è tenuto dalla università del
South Wales in Australia con il valore di 24%.
La stessa Università detiene anche il record per una cella in silicio policristallino con
il valore di 19,8%. In Giappone, nell’ambito di un programma di ricerca
appositamente dedicato, si sono raggiunti valori del 17% su celle industriali di grandi
dimensioni (15x15 cm).
I moduli realizzati in silicio cristallino risultano quindi:
- tecnologicamente ben sperimentati;
- con degrado delle prestazioni elettriche molto contenuto (qualche percento) nei
20 anni di vita utile (tanto è vero che molti costruttori garantiscono il 90% delle
performance); di efficienza record rispetto a qualsiasi altro materiale.
Fig. 17 - Celle fotovoltaiche di silicio monocristallino
Pur tuttavia, i moduli cristallini, essendo formati da più celle fotovoltaiche ottenute
tagliando a fettine (wafer) un cilindro di materiale attivo ed accoppiandole
elettricamente, rivelano nel contempo alcuni punti deboli: la visione di insieme
dell’oggetto è pur sempre quella di un componente “assemblato”; l’aspetto estetico
non soddisfa pienamente tutti i progettisti, principalmente a causa delle limitate
potenzialità architettoniche; i margini di riduzione del costo di produzione sono
infine piuttosto contenuti, come si vedrà nel seguito.
Questi aspetti, non completamente soddisfacenti della tecnologia cristallina sono stati
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in passato la molla che ha fatto scattare la ricerca di base su nuovi materiali, la quale,
dopo un paio di decenni di sforzi, sta proponendo al mercato un’alternativa: i film
sottili.
Come è stato esposto, a differenza della tecnologia cristallina, le celle fotovoltaiche a
film sottile sono composte da strati di materiale semiconduttore (non sempre è
presente il silicio) depositati generalmente come miscela di gas su supporti a basso
costo come vetro, polimero, alluminio che danno consistenza fisica alla miscela.
La deposizione di un gas consente l’immediato beneficio di un utilizzo minore di
materiale attivo: lo spessore si riduce da 300 micron della celle cristallina a 4-5 micron
di quella a film sottile. Inoltre, il processo produttivo dei film sottili consente una
riduzione di alcune fasi di lavorazione che, a differenza del cristallino, possono essere
automatizzate.
Per capire il grado di sviluppo, i vantaggi e le peculiarità dei film sottili è importante
esaminarli individualmente. Ogni tipo di film sottile possiede un proprio potenziale
di crescita che dovrebbe permettergli di raggiungere le prestazioni, l’affidabilità e gli
obiettivi di costo che il mercato richiede.
3.16. L’influenza dell’irraggiamento e della temperatura sulla caratteristica di
una cella
Da prove effettuate in laboratorio si è visto che un aumento della temperatura della
cella determina una equivalente diminuzione della tensione a vuoto (celle di silicio
cristallino: circa – 0,4 %/°C) e un minimo aumento dell’intensità di corrente di corto
circuito (circa + 0,05 %/°C nelle celle di silicio cristallino). Le variazioni dei
parametri intensità di radiazione e temperatura della cella determinano quindi una
traslazione della curva caratteristica. Dall’esame della caratteristica si può notare che il
generatore non può essere schematizzato né come un generatore di tensione né di
corrente, né come un generatore di tensione con in serie una resistenza interna,
poiché la caratteristica non è una retta.
44
Fig.18 - Caratteristiche I-V con temperatura di 25° e irraggiamento variabile
Per fissare le idee, si consideri che un irraggiamento di 1.000 W/m 2 corrisponde a
quello di mezzogiorno in una giornata serena estiva, mentre quello di 100 W/m 2
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corrisponde a quello di mezzogiorno in una giornata con cielo completamente
coperto da nuvole bianche. Nella successiva figura in particolare si evidenzia il
comportamento di un generatore fotovoltaico alla temperatura costante di 25 °C e
con irraggiamento variabile da 100 a 1.000 W/m 2 .
Si può notare come la corrente di corto circuito risulti proporzionale
all’irraggiamento mentre la tensione a vuoto varia di molto poco (da 0,5 a 0,6 V
quando l’irraggiamento aumenta di dieci volte, da 100 a 1.000 W/m 2 ).
Da ciò consegue che risulta fattibile la misura dell’irraggiamento dalla misura della
corrente di corto circuito di una cella campione (per la quale sia nota cioè con molta
precisione la corrente Icc 0 relativa ad una condizione di irraggiamento nota Irrag 0); si
avrà infatti:
Irrag mis = Irrag 0 × Icc mis/Icc 0
Per esempio una cella al silicio monocristallino con area pari a 100 cm 2 eroga
all’irraggiamento di 1.000 W/m 2 una corrente di corto circuito di circa 3 A; pertanto
se viene misurata una corrente Icc mis = 2,4 A la condizione di irraggiamento sarà di
800 W/m 2 .
Viceversa la variabile temperatura influenza prevalentemente i valori di tensione.
Nella successiva figura invece vengono messe a confronto 2 caratteristiche con
uguale irraggiamento, la prima rilevata con temperatura di 25 °C mentre la seconda a
60 °C.
Fig.19 -Caratteristiche I-V con uguale irraggiamento e temperatura variabile
Se si confrontano due curve si nota che la corrente di corto circuito praticamente
non è influenzata dalla temperatura, mentre la tensione a vuoto si riduce
considerevolmente con l’aumentare della temperatura.
In definitiva possiamo affermare che la temperatura influenza la tensione mentre
l’irraggiamento determina la corrente del dispositivo fotovoltaico.
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3.17. Il modulo fotovoltaico
Per ragioni di praticità, le celle vengono assemblate in una struttura allo stesso tempo
robusta e maneggevole, in grado di garantire molti anni di funzionamento anche in
condizioni ambientali difficili: il modulo fotovoltaico (figura 20).
46
Fig.20 - Modulo fotovoltaico
Nella sua forma più comune, un modulo è costituito da 36 celle, disposte su 4 file
parallele e collegate in serie tra di loro. Le celle sono sigillate tra due lastre di vetro o,
in altri casi, fra una lastra di vetro anteriore e uno strato di plastica posteriore.
La potenza erogata da un modulo, in condizioni di sole pieno, si aggira generalmente
intorno ai 40-50 Watt. La tensione di lavoro ai morsetti è normalmente di 17 Volt
(che corrisponde all’incirca a 36 x 0,5V poiché il collegamento è in serie), in modo
che il modulo sia collegabile direttamente a un accumulatore convenzionale in grado
di immagazzinare l’energia elettrica prodotta. Un modulo raggiunge un’efficienza di
conversione pari al 10÷12 %, inferiore a quella delle singole celle (fra il 12 e il 15 %).
Fig.21 – Generatore fotovoltaico
Questo perché il risultato dell’assemblaggio è una struttura la cui superficie (circa 0,4
m 2 ) non può essere interamente ricoperta dalle celle. Non tutta l’area esposta al sole,
quindi, partecipa alla conversione. Collegando poi in serie/parallelo un insieme di
moduli si ottiene un generatore fotovoltaico con le caratteristiche desiderate di
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corrente e tensione. La quantità di energia prodotta da un generatore fotovoltaico
varia nel corso dell’anno e dipende dalla località in cui è installato.
Si può dire, comunque, che in una tipica zona dell’Italia meridionale un metro
quadrato di moduli può produrre una energia media giornaliera (su base annua) pari a
0,3÷0,4 kWh.
3.18. Posizionamento di un modulo e scelta dell’angolo di tilt
Affinché un dispositivo che sfrutta l’energia solare (sia esso fotovoltaico o per la
produzione di acqua calda sanitaria) possa raccogliere al meglio l’energia solare
incidente, sarebbe ovviamente opportuno che la superficie attiva fosse disposta
perpendicolarmente ai raggi solari. Però nella stragrande maggioranza dei casi di
generatori terrestri (cioè per applicazioni sulla terra) il generatore è fissato ad una
struttura di sostegno rigida, e non può inseguire il moto apparente del sole.
In tal caso è comunque opportuno che il generatore sia rivolto verso Sud.
È importante anche scegliere l’angolo di inclinazione del modulo rispetto al piano
orizzontale (angolo di tilt).
Fig.22 - Scelta dell’angolo di tilt
La scelta dell’angolo di tilt dipende dal sito nel quale l’impianto deve essere installato
e dall’impiego presunto per l’impianto.
Fig.23 - Pannelli fotovoltaici con angolo di tilt 45°
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Per impianti da installare in Italia è consigliabile scegliere angoli di tilt:
- pari a 10÷15° se si presume che l’impianto debba funzionare prevalentemente in
estate (per esempio se il generatore deve alimentare l’impianto elettrico di un
camper oppure per residenze estive);
- pari a 45÷50° se si vuole assicurare una prefissata raccolta di energia anche in
inverno (è il caso dei generatori impiegati nella segnaletica stradale);
- pari a 30° se si vuole ottimizzare la raccolta di energia nel corso dell’intero anno;
quest’ultima scelta è quella preferita l’impianto è a servizio di una abitazione
residenziale e se non esistono vincoli di integrazione dell’impianto nella struttura
architettonica dell’edificio.
3.19. Prestazioni del generatore fotovoltaico
Una ulteriore valutazione di grande interesse è quella relativa all’energia producibile
da parte di un impianto fotovoltaico di potenza nota in un periodo di tempo
prestabilito, ad esempio un anno.
Il dimensionamento di un impianto fotovoltaico infatti viene di norma eseguito sulla
base della energia richiesta in un periodo di tempo prestabilito (anno o stagione).
Si vuole per esempio stimare l’energia producibile da un generatore con potenza
nominale di 1.600 W installato in un sito con clima mediterraneo (ossia alla nostra
latitudine e posto entro 15÷20 km dal mare). Per fissare le idee, un impianto con
potenza nominale di 1.600 W si ottiene dalla composizione di 16 moduli da 100 W
nominali, cioè del tipo analogo a quello considerato nell’esempio precedente. La
composizione dei 16 moduli potrà essere realizzata in uno dei seguenti modi:
48
- 16 moduli in parallelo;
- 8 rami in parallelo, ciascuno costituito da 2 moduli in serie;
- 4 rami in parallelo, ciascuno costituito da 4 moduli in serie;
- 2 rami in parallelo, ciascuno costituito da 8 moduli in serie;
- 1 ramo, costituito da 16 moduli in serie.
A ciascuna delle composizioni corrisponde un diverso valore di tensione nominale
dell’impianto (pari al numero dei moduli in serie moltiplicato per la tensione
nominale del modulo, che si assume pari alla tensione di massima potenza nelle
condizioni standard).
La scelta della tensione nominale è legata a:
- aspetti di carattere normativo (per esempio una tensione fino a 120 V in corrente
continua è considerata in condizioni ordinarie bassissima tensione di sicurezza e
richiede provvedimenti meno severi riguardo ai contatti accidentali di una persona
con parti elettriche in tensione);
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- contenimento delle dissipazioni di energia (maggiore è il numero dei rami in
parallelo, tanto più grande è la corrente globale, e con essa aumentano le perdite
per effetto Joule);
- adattamento alle caratteristiche elettriche degli altri componenti di impianto (di
cui si parlerà più avanti).
In ogni caso la energia producibile dall’impianto (trascurando le perdite per effetto
Joule) è indipendente dalla configurazione dei collegamenti serie-parallelo, e dipende
dalla potenza nominale dell’impianto e dai dati climatici del sito.
Nel caso di un sito con clima mediterraneo la energia solare che incide sui moduli in
un anno è pari a circa 1.500 kWh / m 2 . Si tenga presente che tale dato può anche
essere rappresentato in modo apparentemente diverso; si consideri che nelle
condizioni di pieno sole si ha una radiazione luminosa di circa 1.000 W/m 2 = 1
kW/m 2 e che pertanto l’energia di 1.500 kWh / m 2 è pari a 1 kW/m 2 moltiplicato per
1.500 h (ore).
Si ha cioè che l’energia luminosa che globalmente incide su di una superficie in un
anno corrisponde a quella che si avrebbe in 1.500 ore di pieno sole, con le rimanenti
ore dell’anno al buio completo. Si suole dire che l’energia luminosa in un sito a clima
mediterraneo corrisponde a 1.500 ore equivalenti all’anno, intendendo queste come
numero di ore annue di piena luce (con le rimanenti senza luce).
Ciò premesso, un impianto con potenza di 1.600 W produce tale potenza quando
esposto all’irraggiamento 1.000 W/m 2 = 1 kW/m 2 e alla temperatura di 25°C.
Trascurando per ora il dato di temperatura, se si considera che tale condizione di
irraggiamento perdura per 1.500 ore equivalenti all’anno, l’energia producibile per tale
periodo sarà:
E = 1.600 x 1.500 = 2.400.000 Wh = 2.400 kWh/anno.
Tale energia deve però essere ridotta, tenendo conto che:
- la temperatura dei moduli è normalmente maggiore di 25 °C, e ciò comporta
una riduzione del 4% della energia stimata ogni 10°C di aumento (si ipotizza
l’uso di moduli al silicio, come normalmente accade);
- vi sono delle perdite per effetto Joule tanto maggiori quanto più alta è la
corrente nominale e tanto maggiore è l’estensione dell’impianto.
Nel caso di clima mediterraneo di tali effetti si tiene conto considerando un
abbattimento della energia prima stimata pari al 15%; quindi l’energia producibile è
pari a:
E = 0,85x2.400 kWh = 2.040 kWh/anno
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3.20. Collegamento di un generatore FV con un utilizzatore funzionante in
corrente continua
Nel presente paragrafo si analizzano le problematiche di connessione del generatore
ad un apparecchio utilizzatore, in grado di funzionare con tale forma di corrente (per
esempio lampada ad incandescenza, motore elettrico in corrente continua, ecc.).
Nella figura 24 si rappresentano differenti caratteristiche di un generatore
fotovoltaico, rilevate in diverse condizioni di irraggiamento ma a temperatura
costante, sovrapposte a quella di un carico resistivo a resistenza fissa.
50
Fig.24 - Caratteristiche I-V del generatore collegato a un carico resistivo
Essendo di volta in volta il punto di lavoro determinabile dalla intersezione fra
caratteristica del generatore e quella del carico, risulta evidente come l’accoppiamento
fra generatore e carico fisso possa comportare una parziale utilizzazione delle
potenzialità offerte dal generatore.
Nella figura 24, ad esempio, il carico resistivo è ottimizzato per estrarre la massima
potenza quando l’irraggiamento è di 500 W/m 2 e la temperatura di 25 °C; quando
però l’irraggiamento è dell’ordine di 1.000 W/m 2 il generatore eroga una potenza
decisamente minore di quella massima, mentre a 100 W/m 2 il generatore funziona
quasi in corto circuito.
A ciò si aggiunge che una variazione di temperatura, rispetto ai 25 °C prima
ipotizzati, comporta la modifica della Caratteristica del generatore, pertanto il punto
di lavoro nella nuova condizione non è più quello ottimale.
Si può concludere che un carico resistivo potrà essere ottimale per una sola
condizione di irraggiamento e per una sola temperatura. Si deve considerare inoltre
che un apparecchio utilizzatore è in genere dimensionato per un funzionamento a
tensione pressoché costante; dalla figura 24 si nota invece che l’apparecchio resistivo
passa da una tensione di lavoro di 3,6 V (irraggiamento di 100 W/m 2 ) ad una
tensione di circa 17,8 V (irraggiamento di 1.000 W/m 2 ); tale escursione di tensione è
assolutamente inaccettabile per l’utilizzatore. I problemi suddetti possono essere in
buona misura risolti collegando in parallelo al generatore fotovoltaico un
accumulatore elettrochimico (batteria). Nella figura seguente si rappresenta lo schema
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di principio di un impianto fotovoltaico che comprende l’accumulo elettrochimico
(batteria).
La funzione del diodo è di impedire che durante la notte la batteria possa scaricarsi
sul generatore fotovoltaico (che in assenza di luce si comporta come un corto
circuito), pur consentendo in condizioni diurne la normale circolazione della corrente
I PV nel verso indicato in figura.
Fig.25 - Impianto fotovoltaico con accumulo elettrochimico
Di solito vengono utilizzati per questo scopo diodi del tipo Schottky, in quanto
caratterizzati da tensioni di soglia ridotte rispetto ai diodi normali, quindi con minori
dissipazioni di energia in condizioni di corrente diretta. Per analizzare il
funzionamento dell’impianto in figura 25 si consideri che il comportamento della
batteria sia assimilabile a quello di un generatore ideale di tensione.
Poiché il carico è collegato direttamente ai morsetti della batteria, la tensione V L del
carico rimane inalterata se tale è la tensione di batteria; si consegue quindi il risultato
di avere la tensione di funzionamento dell’utilizzatore (e quindi anche la potenza)
indipendenti dalla disponibilità del generatore fotovoltaico.
Riguardo poi all’accoppiamento fra batteria e generatore fotovoltaico, si considerino
le curve rappresentate in basso, nelle quali sono state rappresentate sovrapposte la
caratteristica di un generatore ideale di tensione con valore pari a 12 V
(rappresentativo della batteria) e 2 caratteristiche di un modulo commerciale alla
temperatura del modulo di 60°.
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Fig.26 - Caratteristiche I-V con generatore fotovoltaico e accumulo elettrochimico
Si nota che pur essendovi una notevole escursione nell’irraggiamento, la tensione nel
punto di massima potenza del generatore fotovoltaico è comunque molto vicina a
quella della batteria. Quindi il collegamento del generatore fotovoltaico (alla
temperatura indicata) alla batteria porta ad uno sfruttamento ottimale di quest’ultimo.
Nel caso poi di funzionamento a 1.000 W/m 2 il generatore fotovoltaico eroga una
corrente I PV ottenibile come indicato nella figura seguente, dal punto di intersezione
fra la caratteristica I-V del generatore e quella della batteria.
Fig.27 - Caratteristiche I-V con generatore fotovoltaico e accumulo elettrochimico
Viceversa la corrente I L assorbita dall’utilizzatore si determina considerando che
quest’ultimo in ogni caso “vede” la tensione della batteria, e quindi può essere ottenuta
dall’intersezione fra la caratteristica della batteria e quella del carico. La differenza fra
le correnti I PV e I L corrisponde alla corrente di batteria I B .
In questo caso corrisponde ad una carica della batteria, con conseguente accumulo di
energia da parte di questa. L’energia accumulata viene messa a disposizione in caso di
basso irraggiamento. Nella seguente figura è rappresentato il funzionamento con
irraggiamento di 330 W/m 2 e temperatura di modulo di 60 °C.
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Fig.28 - Caratteristiche I-V con generatore fotovoltaico e accumulo elettrochimico
Rispetto alla condizione precedente la corrente I L dell’utilizzatore non cambia,
mentre nelle condizioni attuali di irraggiamento la corrente I PV del generatore è
diventata inferiore del fabbisogno. In questo caso la batteria sostiene il generatore, e
la corrente I B corrisponde ad una scarica della batteria, con conseguente restituzione
della energia accumulata in precedenza.
Naturalmente ad ogni ciclo di carica e scarica corrisponde una aliquota di energia
dissipata. Nel suo complesso però l’impianto descritto risponde molto meglio del
precedente all’esigenza di ottimizzare lo sfruttamento della risorsa fotovoltaica,
consentendo inoltre all’utilizzatore di lavorare a tensione pressoché costante.
Si può concludere che un impianto fotovoltaico collegato a carico resistivo e batteria
potrà essere ottimale solo per una sola condizione di temperatura.
Infatti l’ottimizzazione indicata nella figura 26, con la caratteristica di batteria che
media fra i punti di massima potenza del generatore, può venir meno nel caso la
temperatura dei moduli sia molto diversa da quella ipotizzata. Tuttavia per impianti
con potenza nominale fino a qualche centinaio di Watt (per esempio segnaletica
stradale, pali per pubblica illuminazione), lo schema di impianto è del tipo della figura
25, provvedendo in qualche caso ad aggiungere un Regolatore di carica di batteria, avente
lo scopo di evitare sovraccariche oppure scariche troppo profonde.
Per impianti con potenze nominali superiori si può utilizzare uno schema del tipo
indicato nella figura 29, nella quale compare il dispositivo denominato “Convertitore
dc/dc” (dc è la sigla di direct current, ovvero corrente continua).
Si tratta cioè di un dispositivo elettronico che riceve in ingresso ed eroga in uscita
energia elettrica in corrente continua. Il Convertitore dc/dc ha un comportamento
analogo a quello che in alternata ha il trasformatore, ossia è capace di variare la
tensione in ingresso rispetto a quella in uscita, ma lasciando praticamente inalterata la
potenza. Con i simboli adottati in Figura 29 si ha quindi:
V PV x I PV = V C x I C
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gli impianti fotovoltaici
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Fig.29 -“Convertitore dc/dc”
Nel caso della figura 29 la tensione di uscita V C del Convertitore è fissa, essendo pari
a quella di batteria V B; invece la tensione di ingresso (che coincide con quella del
generatore fotovoltaico) viene fatta variare al fine di massimizzare l’estrazione di
potenza dal generatore.
Il dispositivo interno al Convertitore che esegue tale regolazione viene denominato
con la sigla MPPT (che sta per Maximum Power Point Tracking, ossia inseguitore del
punto di massima potenza). Tramite la regolazione MPPT si ha l’effetto di
compensare le variazioni sia di temperatura che di irraggiamento, ottimizzando
l’utilizzo della risorsa fotovoltaica.
3.21. Condizioni standard di misurazione e grado di efficienza
Per poter confrontare tra loro celle solari o moduli fotovoltaici è stato introdotto un
quadro di condizioni standard in cui effettuare le misurazioni (Standard Test
Conditions, STC) per ottenere i dati nominali di riferimento. Le STC sono così
definite:
- intensità di radiazione di 1.000 W/m 2 con grado di incidenza perpendicolare;
- spettro di radiazione corrispondente a AM 1,5 ;
- temperatura della cella di 25 °C .
Durante il funzionamento reale queste condizioni si verificano raramente, poiché per
un’intensità di radiazione di 1.000 W/m 2 le celle si riscaldano a temperature che
vanno da 40 °C a 50 °C e più. La potenza nominale P nom di una cella solare o di un
modulo FV viene definita come potenza di picco alle STC e viene espressa in Watt
peak (W p).
P nom = P MPP = V MPP · I MPP
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gli impianti fotovoltaici
Il grado di efficienza di una cella solare η Cella è il rapporto tra la potenza elettrica in
uscita e la potenza della radiazione. Secondo le condizioni standard di misurazione
viene calcolata secondo la seguente formula:
η Cella = P nom / (A cella · 1.000 W/m 2 )
A cella è la superficie della cella solare e 1.000 W/m 2 è l’intensità della radiazione solare
alle condizioni STC.
3.22. Incapsulazione delle celle solari
Il modulo FV contiene una certa quantità di celle solari collegate elettricamente e
costituisce l’unità base di ogni impianto fotovoltaico. I moduli sono disponibili in
diverse forme, tuttavia devono sempre garantire che le celle, siano protette dalle
intemperie mediante un’adeguata incapsulazione (umidità, pressione e tensioni
meccaniche).
Il materiale di incapsulazione deve garantire l’isolamento elettrico, un’adeguata
resistenza alle tensioni, ai raggi UV e alle intemperie, alle forti escursioni termiche e
inoltre deve garantire un ciclo di vita del modulo di almeno venti anni.
Questi requisiti vengono soddisfatti da una sezione multistrato del modulo: le celle
vengono inserite tra un vetro superiore ad alta trasparenza e un fondo rigido.
Fig.30 – Particolare di un modulo fotovoltaico
Quest’ultimo può essere anch’esso di vetro oppure composto da un multistrato di
pellicole plastiche. In entrambi i casi vi è una pellicola di EVA (etilenvinilacetato)
che protegge le celle da entrambi i lati. Come alternativa alla pellicola di EVA si può
utilizzare una colata di resina, ma solo se si tratta di moduli vetro-vetro; questo
materiale presenta dei vantaggi soprattutto nella produzione di moduli FV di grandi
dimensioni.
Le celle solari all’interno del modulo vengono collegate elettricamente tra loro per
raggiungere una determinata tensione o una determinata corrente di uscita. Una
connessione in serie di più celle solari permette di raggiungere tensioni maggiori,
mentre un collegamento in parallelo determina una maggiore intensità di corrente.
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gli impianti fotovoltaici
56
Fig.31- Inserimento dei conduttori in rame
Se si connettono tra loro celle con valori caratteristici non equivalenti, la potenza
emessa è inferiore alla somma delle potenze di ogni singola cella.
Questa differenza viene chiamata "dispersione di mismatch" e ha un grande peso
nella connessione in serie delle celle.
Un problema più grave della perdita di potenza è costituito dal pericolo di
surriscaldamento di una cella anche parzialmente in ombra mentre il resto del
modulo si trova esposto al sole. In determinate condizioni di funzionamento la cella
in ombra si può comportare come un utente elettrico che viene alimentato dalle altre
celle.
La potenza che viene trasformata all’interno della cella la riscalda (effetto "hot-spot")
portando in casi estremi al danneggiamento dell’incapsulazione ed eventualmente di
tutto il modulo. Per evitare ciò si collegano dei diodi-bypass antiparalleli a un
determinato numero di celle collegate in serie, in modo che la corrente possa fluire
attraverso il diodo saltando la cella in ombra e quindi evitando di riscaldarla.
3.23. Moduli standard e moduli speciali
I moduli fotovoltaici disponibili sul mercato possono essere suddivisi in moduli
standard e moduli speciali. Dietro alla definizione di modulo standard si nascondono
comunque circa 250 diversi tipi di moduli, tra 30 W p e 315 W p. La maggior parte dei
produttori offre i moduli sia con telaio che senza telaio (definiti laminati). Inoltre vi
sono anche le cosiddette tegole solari e speciali moduli che fungono da manto di
copertura. I moduli FV possono quindi avere diverse forme e dimensioni (fino a
circa 2 x 3 m), utilizzando i tipi di celle e di vetro che il cliente desidera.
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gli impianti fotovoltaici
Fig.32 - Vista dall’interno di una parete con elementi fotovoltaici semitrasparenti in
facciata in un edificio amministrativo ad Aachen (Fonte: Pilkington
Solar International GmbH, Köln)
I singoli moduli vengono collegati in serie e in parallelo al generatore FV per ottenere
tensioni e intensità di corrente adeguate all’immissione in rete. Un tipico modulo
standard da 50 W p con 36 celle monocristalline 10 x 10 cm in serie ha una tensione
nominale di circa 17 V e una corrente nominale di circa 3 A.
La potenza nominale del generatore FV risulta dal prodotto della potenza nominale
del modulo per il numero di moduli installati. Per ottenere la tensione di sistema
desiderata o necessaria per l’inverter vengono collegati in serie più moduli a formare
una stringa. La corrente di ingresso dell’inverter risulta dal numero delle stringhe
collegate in parallelo all’interno della scatola di connessione del generatore.
Quando si collegano in parallelo diverse stringhe bisogna tenere conto del fatto che
se un modulo si trova in ombra o non funziona, tutta la stringa si comporta come
un’utenza elettrica che viene alimentata dalle altre stringhe. Per evitare questo
problema si inseriscono dei diodi che interrompono le correnti in verso contrario
(diodi di stringa). Il diodo viene collegato in serie con una stringa; è possibile evitarne
l’inserimento se i moduli utilizzati hanno una resistenza alle correnti contrarie
sufficientemente alta. Il grado di efficienza dei moduli impiegati determina la
superficie necessaria per installare una determinata potenza nominale del generatore.
Analogamente a quello della cella solare, il grado di efficienza η modulo di un modulo è
definito come il rapporto tra la potenza elettrica emessa e la potenza della radiazione
immessa:
η modulo = P nom / (A modulo · 1.000 W/m 2 )
Con P nom si intende la potenza nominale del modulo alle condizioni STC, A Modulo è la
superficie totale del modulo e 1.000 W/m 2 è l’intensità della radiazione alle
condizioni STC. Il grado di efficienza del modulo è sempre inferiore al grado di
efficienza delle celle solari utilizzate per il modulo stesso, poiché anche se questa si
ricava come il prodotto del numero di celle per la loro potenza nominale, la
superficie del modulo è maggiore della somma delle superfici delle celle.
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gli impianti fotovoltaici
Nella tabella sono indicati i gradi di efficienza tipici dei moduli standard reperibili sul
mercato e il fabbisogno di superficie per kW p di potenza nominale installata. I moduli
cristallini hanno di norma una distanza fra le celle di circa 2 mm o 3 mm. Se si
richiede una maggiore trasparenza dell’elemento fotovoltaico si possono utilizzare
moduli speciali con maggiore distanza tra le celle. Naturalmente questo comporta un
inferiore grado di efficienza del modulo oppure un maggiore fabbisogno di superficie
per kW p.
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Grado di efficienza dei moduli FV e superficie specifica
tipo di cella grado di efficienza del modulo
[%]
Si monocristallino 11 – 14 7 – 9
Si policristallino 10 – 13 8 – 10
Si EFG 11 – 13 8 – 9
Si amorfo 5 – 6 17 – 20
CIS 8 – 9 11 – 13
3.24. Tipologie di impianti fotovoltaici e loro applicazioni
Gli impianti fotovoltaici (FV) producono corrente elettrica e la rendono disponibile
nella rete a corrente alternata (impianti FV collegati in rete) o direttamente ad una
utenza o a una batteria (impianti FV a isola). Un impianto FV è composto
essenzialmente dal generatore FV, dalla scatola di connessione, dal regolatore e dalle
batterie oppure dall'inverter di rete. Le due configurazioni determinano differenze
notevoli per quanto riguarda il campo di applicazione e la tecnologia del sistema.
3.25. Impianti FV collegati in rete
superficie specifica [m 2 /kWp]
Gli impianti FV collegati alla rete di distribuzione elettrica possono essere installati in
qualsiasi luogo dove sia raggiungibile una rete elettrica di distribuzione pubblica, che
in questo caso funge da accumulo infinito.
Fig.33 - Schema di base di un impianto FV collegato in rete (da sin.: Generatore FV,
Scatola di connessione e protezione, Inverter di rete con MPPT, Carico utente,
Collegamento rete)
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gli impianti fotovoltaici
Fig.34 - Elementi di un impianto FV
La figura 33 mostra con un semplice schema il principio di funzionamento di un
impianto fotovoltaico connesso in rete. Il generatore FV è composto da singoli
moduli collegati in serie a formare le cosiddette stringhe. Il collegamento in parallelo di
queste stringhe al generatore FV viene eseguito all'interno della scatola di
connessione, dove si trovano anche i dispositivi di protezione come i diodi, i fusibili
e gli scaricatori di sovratensione.
Dalla cassetta di collegamento esce una linea principale in corrente continua che
entra nell’inverter, elemento chiave di un impianto connesso in rete. Il suo compito
principale è di trasformare la corrente continua prodotta dai moduli FV in corrente
alternata con caratteristiche conformi a quelle della rete. L’inverter è dotato di un
sistema di controllo della tensione di rete che in caso di interruzione della rete (per
esempio per lavori di manutenzione) impedisce l’immissione della corrente generata
dall'impianto FV nella rete stessa, spegnendo l’inverter.
Il vantaggio del sistema connesso in rete è che l’energia elettrica prodotta
dall’impianto è utilizzata nella sua totalità, o dall'utenza a cui è connesso o dalla rete
elettrica. Nello stesso tempo è garantita la costanza dell’erogazione, perché quando
non si produce una quantità di corrente sufficiente al proprio fabbisogno con
l’impianto FV (oppure di notte) è possibile assorbire elettricità dalla rete.
3.26. Impianti FV a isola
Gli impianti FV a isola (vedi figura 35) vengono così definiti perché non hanno alcun
collegamento con la rete elettrica pubblica. In questo caso l’energia elettrica
necessaria ai bisogni dell'utenza deve essere prodotta dal generatore FV e la costanza
di erogazione viene garantita da un sistema di accumulo (batterie).
Le possibilità di impiego di sistemi FV a isola vanno dalle piccole applicazioni
(orologi, calcolatrici, gadgets), ai parchimetri e all’illuminazione di fermate
dell’autobus fino all’approvvigionamento di baite o di altri edifici lontani dalla rete
elettrica. Il costo di un impianto a isola è in molti casi inferiore all’investimento
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 59

gli impianti fotovoltaici
necessario per l’allacciamento alla rete o ad altri sistemi convenzionali di produzione
energetica come ad esempio gruppi elettrogeni.
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Fig.35 – Elementi dell’impianto
Fig.36 - Principio di funzionamento di un impianto FV a isola (da sin.: Generatore FV,
Batteria, Regolatore di carica con protezione da scarica completa, Carico utenza
alternata, Inverter, Carico utenza continua)
La figura 36 mostra con un semplice schema il principio di funzionamento di un
impianto fotovoltaico a isola. Il componente principale è il regolatore di carica, che
deve proteggere la batteria da sovraccariche e sottocariche.
Per aumentare l’efficienza dell’impianto FV si consiglia di preferire le utenze in
corrente continua, per evitare le dispersioni determinate dall’inverter.
Se si vogliono collegare anche delle utenze in corrente alternata è necessario installare
un inverter che sia adatto al funzionamento a isola. Per garantire il funzionamento su
tutto l’arco dell’anno un impianto FV a isola deve essere dimensionato per la stagione
con minore radiazione solare (in Italia, per esempio, è dicembre) anche se questo può
creare in estate una sovrapproduzione notevole di energia elettrica.
Spesso è meglio utilizzare un altro sistema integrativo di produzione di energia (per
esempio un generatore eolico, un impianto di cogenerazione o un gruppo elettrogeno
a diesel) per garantire la costanza di erogazione, ottenendo così un sistema ibrido.
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gli impianti fotovoltaici
3.27. Componenti e tecnologia di sistema
I componenti fondamentali di un impianto FV connesso in rete sono il generatore
FV, composto dai singoli moduli, e l’inverter, che trasforma la corrente continua
prodotta dal generatore in corrente alternata dalle caratteristiche adeguate alla rete in
cui deve essere immessa. In questo modo l’energia fotovoltaica così prodotta può
essere utilizzata nella rete domestica di distribuzione oppure essere immessa nella
rete pubblica a bassa tensione dell’azienda elettrica locale. La parte a corrente
continua di un impianto fotovoltaico implica necessariamente la scelta di adeguati
strumenti d’esercizio, e allo stesso modo bisogna attenersi a particolari requisiti per
quanto riguarda la connessione alla rete.
A fianco del generatore fotovoltaico l’inverter è una delle componenti principali di un
impianto connesso in rete. Il suo compito principale è quello di immettere in rete
l’energia prodotta dal generatore e non utilizzata localmente, dopo averla trasformata
in corrente alternata a una fase oppure trifase alla tensione necessaria per la rete
stessa. Una regolazione incorporata per lo sfruttamento massimale della potenza
(MPP-Tracking) serve a far lavorare i moduli collegati all’inverter sempre al punto
della loro potenza massima.
Inoltre deve essere previsto un dispositivo di sicurezza richiesto dall’azienda elettrica
di riferimento, per cui ogni volta che vi è un’interruzione di tensione sulla rete (per
esempio in caso di manutenzione), l’inverter interrompe automaticamente
l’erogazione di corrente alla rete. Al giorno d’oggi appartiene all’equipaggiamento
standard degli inverter disponibili sul mercato anche un’interfaccia per PC oppure un
display interno che rilevi tutti i dati notevoli di funzionamento dell’inverter.
Fig.37 - Inverter commerciali
Gli inverter senza trasformatori hanno in linea di principio un rendimento più alto
dal momento che si evitano le dispersioni relative al trasformatore.
Questo tipo di apparecchiature lavorano con tensioni di ingresso più alte anche se
questo comporta maggiori provvedimenti per la sicurezza.
Importante per la definizione delle misure di sicurezza da applicare per il circuito a
corrente continua è la presenza o meno di un’interruzione galvanica tra ingresso e
uscita dell’inverter. Per la protezione da un contatto indiretto (contatto con una parte
conduttiva che per errore è sotto tensione) all’interno del circuito di corrente
continua si possono usare materiali isolanti della classe II.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 61

gli impianti fotovoltaici
Se i moduli non posseggono la classe II per la protezione dai contatti indiretti è
necessario che la tensione a vuoto del generatore FV non superi mai 120 V CC e
l’inverter utilizzato deve avere un'interruzione sicura tra l’ingresso a corrente
continua e la tensione alternata della rete; l’inverter deve anche avere la capacità di
lavorare con tensioni di input adeguate a tensioni di sistema molto più basse. La
maggior parte degli inverter disponibili sul mercato hanno un sistema di controllo
dell’isolamento che verifica lo stato dei cavi in corrente continua.
La regolazione MPP di un inverter deve determinare sempre il punto di lavoro
migliore del generatore FV, che varia al variare delle condizioni di irraggiamento e di
temperatura. La capacità di adeguarsi al punto di massima emissione di potenza è
descritta dal grado di efficienza di adeguamento. Al contrario, il grado di efficienza di
trasformazione di un inverter è definito come il rapporto tra la potenza di output in
corrente alternata e la potenza di input in continua.
Gli inverter di qualità hanno un grado di efficienza di trasformazione di circa 90% già
al 10% della loro potenza nominale. Un confronto tra i diversi tipi di inverter è
possibile grazie al "grado di efficienza europeo". Utilizzando diverse condizioni di
irraggiamento l’inverter viene portato più volte a lavorare a carico parziale, dove il
grado di efficienza di trasformazione non è costante su tutto il range di potenza, ma
soprattutto verso le basse potenze diventa molto basso.
A seconda della classe di potenza, del livello di tensione continua e del tipo di
connessione, il grado di rendimento europeo degli inverter sul mercato è tra 87% e
96%, e di norma si raggiungono valori tra 90% e 94%.
62
Fig.38 – Altro tipo di Inverter in commercio
La produzione annuale di energia di un impianto FV è definita tra l’altro anche dal
grado di efficienza dell’inverter scelto e dalla sua capacità di adeguamento alla
potenza del generatore FV. In generale gli inverter possono essere sottodimensionati.
L’adeguamento di potenza tra l’inverter e il generatore, cioè il rapporto tra la
potenza nominale dell’inverter e quella del generatore deve essere scelto in modo che
l’inverter ottenga un grado di efficienza massimo sul funzionamento annuale.
Nel caso di un generatore dall’orientamento ottimale la potenza nominale
dell’inverter dovrebbe essere dall’80 al 100% della potenza nominale del generatore.
Il rapporto di adeguamento deve essere inferiore se l’impianto ha una disposizione
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gli impianti fotovoltaici
verticale, per evitare ulteriori dispersioni date dal frequente carico parziale del
sistema.
Sono tre i diversi sistemi per l’erogazione di energia all’interno del gruppo degli
impianti connessi in rete (figura 39):
- inverter centrale con connessione in serie e parallela dei moduli fotovoltaici
dalla parte del circuito in continua. La raccolta dell’energia avviene
esclusivamente dalla parte della corrente continua.
- inverter a stringa (inverter orientato ai moduli) con connessione in serie dei
moduli fotovoltaici dalla parte della continua e connessione in parallelo dalla
parte dell’inverter. In alcuni inverter di questo tipo si possono collegare
anche due o più stringhe.
- inverter integrati nei moduli per singoli moduli FV con connessione in parallelo
dell’inverter dalla parte dell’inverter. La raccolta dell’energia avviene
esclusivamente dalla parte dell’inverter.
Fig.39 - Sistemi per l’erogazione dell‘energia (da sin.: Inverter centrale, Inverter a
stringhe, Inverter integrato nei moduli (Fonte: ISFH, Emmerthal)
Finora è sempre stato uso per gli impianti connessi in rete utilizzare un inverter
centrale, anche poiché questo contiene i costi. Da qualche tempo però iniziano a farsi
più spazio sul mercato sia gli inverter a stringhe, sia gli inverter integrati nei moduli.
Negli impianti con inverter centrale il generatore FV è composto da diverse stringhe
in parallelo, ognuna composta da moduli connessi in serie. Le stringhe vengono
raccolte nella scatola di connessione del generatore e collegate mediante una linea
principale all’inverter. La connessione in parallelo di più inverter di minore potenza
in combinazione master-slave fa aumentare il grado di efficienza a carico parziale ma
porta a un aumento dei costi. Negli impianti con inverter a stringhe non è necessaria
la scatola di connessione, poiché le stringhe si collegano direttamente all’inverter.
Questo riduce il tempo di installazione dalla parte del circuito in continua.
Gli inverter integrati nei moduli sono di piccola taglia, con potenze da 100 W a
500 W.
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gli impianti fotovoltaici
Questi vengono montati direttamente sul retro del modulo o nelle sue immediate
vicinanze. In questo modo si evita tutta la parte delle connessioni in corrente
continua.
I singoli sistemi hanno diverse caratteristiche e quindi presentano ognuno vantaggi e
svantaggi. Il costo specifico di un inverter centrale è in parte molto inferiore a quello
degli inverter integrati nel modulo e inoltre gli inverter di bassa potenza hanno un
grado di efficienza inferiore.
Dall’altra parte un sistema con inverter centrale richiede una maggiore quantità di
installazioni dalla parte del circuito in corrente continua, che a confronto con la
tecnologia di installazione in alternata presenta costi maggiori.
Gli inverter integrati nei moduli rendono superflua la presenza della scatola di
connessione (compresi tutti gli altri relativi dispositivi necessari) e inoltre i circuiti di
continua vengono in parte o completamente sostituiti da circuiti in alternata, meno
costosi.
In un impianto FV che lavora a isola il regolatore di carica costituisce il legame tra il
generatore FV e l’elemento di accumulo. Fondamentalmente ha il compito di
controllare che non si superino i valori limite nella tensione dell’elemento di
accumulo in modo da garantire un funzionamento ottimale.
E‘ composto da un dispositivo che impedisce alla batteria di scaricarsi
completamente e da un limitatore di carica. Per differenze di tensione (V FV< V Batteria)
bisogna evitare inoltre che correnti in verso contrario rientrino nel generatore FV,
per questo vi è un diodo oppure un transistor all'interno del regolatore di carica. Il
regolatore di carica dovrebbe controllare i seguenti valori:
64
- tensione dei morsetti della batteria,
- corrente di carica/ scarica,
- temperatura di carica, eventualmente temperatura dell’ambiente.
Maggiore è il numero di valori che vengono misurati e collegati e valutati da un
regolatore di carica, migliori sono le condizioni di funzionamento per la batteria. I
regolatori di carica per potenze alte (> 1 kW) sono talvolta dotati di un dispositivo di
inseguimento del MPP.
Attraverso una particolare gestione elettronica questo cerca sempre il punto di lavoro
ottimale del generatore FV ottenendo così l’adeguamento della potenza. Ciò significa
allo stesso tempo anche un leggero aumento dei consumi del regolatore di carica.
Una soluzione ottimale è costituita dai regolatori di carica con un controllo
incorporato dello stato di carica, poiché indicano costantemente la quantità di energia
che può essere assorbita. Inoltre si richiede che il regolatore di carica risponda a
particolari requisiti:
- basso livello di autoscarica e quindi alto grado di efficienza,
- adeguamento del processo di carica alla temperatura della batteria.
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gli impianti fotovoltaici
E‘ possibile gestire facilmente il regolatore di carica con un regolatore a due punti:
quando la tensione massima di carica viene superata si interrompe subito il flusso di
corrente di carica. Se si supera invece la soglia inferiore di scarica massima, il flusso di
corrente viene riattivato. All’aumentare dello stato di carica, gli impulsi della corrente
diventano sempre più brevi e gli intervalli sempre più lunghi.
L’immagazzinamento dell’energia elettrica prodotta con il fotovoltaico viene
effettuato per mezzo di elementi di accumulo chimici adeguati all’uopo (batterie). Si
distingue tra elementi primari ed elementi secondari.
Gli elementi primari non sono ricaricabili. Nei sistemi fotovoltaici questo tipo di
elementi hanno importanza relativa. Gli elementi secondari, invece, sono ricaricabili e
vengono definiti anche accumulatori. Sono essenziali negli impianti a isola per
l’accumulo dell’energia. Il ciclo di vita che una batteria può raggiungere dipende
fortemente dalle condizioni di funzionamento.
La normativa (DIN 43539) decreta la fine della vita di una batteria quando da questa
si può assorbire solo l‘80% della sua capacità nominale. Il ciclo di vita presunto può
essere stimato dal numero indicato di cicli completi di carica e scarica per la batteria
in questione. Un ciclo completo è l’assorbimento dell’intera capacità nominale con
successiva ricarica completa. Una batteria che abbia per esempio un numero di cicli
completi uguale a 365 ha una durata, con un processo di carica e scarica completo al
giorno, di circa un anno.
Se la batteria non viene mai scaricata fino in fondo, la sua durata aumenta. Esistono
diversi tipi di accumulatori che a seconda della loro costituzione hanno caratteristiche
specifiche diverse.
La batteria al piombo è lo standard normalmente utilizzato. Ha un rapporto qualità
prezzo relativamente buono, ne esistono diversi tipi e viene prodotta in grandi
numeri e capacità, e per questo viene scelta nella maggior parte degli impianti,
soprattutto se di piccola taglia (fino a circa 200 W p).
Al contrario delle batterie per automobili gli accumulatori al piombo per applicazioni
fotovoltaiche sono state costantemente modificate per poter rispondere in maniera
ottimale ai requisiti relativi a questo tipo di impiego (migliore stabilità dei cicli e
minore autocorrosione portano a un maggiore durata). Le batterie al nickel-cadmio,
al nickel e le OPzS sono invece molto più dispendiose di quelle al piombo e vengono
impiegate solo in casi particolari.
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gli impianti fotovoltaici
3.28. Stato dell’arte, sviluppi e previsioni
I sistemi fotovoltaici che trovano maggiore impiego sono quelli relativi a due
principali categorie di utilizzo : l’alimentazione di utenze isolate e la fornitura di
energia elettrica in parallelo alla rete esistente, integrando i moduli nell’architettura
degli edifici. Mentre per il primo tipo di applicazione non si rilevano novità tecniche
di particolare rilevo, se non un crescente impegno nella riduzione dei costi, nel
secondo si nota un grande "movimento", soprattutto a livello di prodotti volti a
facilitare l’integrazione della tecnologia fotovoltaica nelle strutture, in particolare tetti
e facciate.
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Fig.40 - Impianto fotovoltaico connesso in rete
Ad esempio, sono molto interessanti le cosiddette "tegole fotovoltaiche", di facile
installazione e con un aspetto del tutto simile alle tegole tradizionali. Il fotovoltaico
per le utenze isolate può essere considerato come una fonte sostitutiva. Secondo
valutazioni Enel i costi del collegamento alla rete elettrica (comprendenti un tronco
in media tensione, un trasformatore su palo e la linea in bassa tensione) ammontano
complessivamente a circa 20.000 €/km. Poiché un kW p fotovoltaico costa intorno ai
8000 € (includendo gli accumulatori e l’installazione), se la linea elettrica tradizionale
da realizzare dovesse superare i 500 metri per ogni kW di potenza richiesto
dall’utente, la fonte fotovoltaica risulterebbe la più conveniente.
Gli impianti fotovoltaici connessi alla rete elettrica rappresentano invece una fonte
integrativa, perché forniscono un contributo, di entità diversa a seconda della
dimensione dell’impianto, al bilancio elettrico globale dell’edificio. Inoltre, se sono
definite le necessarie normative tecniche e legislative, è possibile cedere alla rete
l’energia elettrica prodotta e non utilizzata, ricevendo dei corrispettivi, possibilmente
"incentivanti". L’inserimento dei moduli fotovoltaici nei tetti e nelle facciate risponde
alla natura distribuita della fonte solare e presenta diversi vantaggi. Tuttavia se le
applicazioni fotovoltaiche integrate nelle strutture edili non vengono supportate
finanziariamente, non possono trovare convenienza economica e quindi possibilità di
utilizzo laddove l’energia elettrica è già messa a disposizione dalla rete di
distribuzione. Risultano perciò necessari interventi pubblici che incentivino
l’adozione di tali sistemi : il crescente mercato, anche se sussidiato, induce le aziende
del settore a fare sempre maggiori investimenti, per ridurre i costi e aumentare i
rendimenti delle celle.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

gli impianti fotovoltaici
Fig.41 - Pannelli FV in installazione
In Giappone, nel 2002, sono stati realizzati 9.400 tetti fotovoltaici, per una potenza
complessiva di 35 MW. Il programma giapponese prevede di raggiungere nel 2005
una potenza fotovoltaica installata pari a 400 MW (70.000 tetti), che salirà a 4.600
MW nel 2010.
In Germania si sono sfruttate differenti politiche d’incentivazione. Alcune compagnie
elettriche hanno adottato la cosiddetta "green power" (utilizzata anche in altri stati
europei), con la quale l’utente paga l’energia elettrica ad un prezzo superiore
all’usuale, nella consapevolezza che i soldi offerti in più saranno utilizzati per la
costruzione di impianti di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile. Altre
società invece riconoscono all’autoproduttore un prezzo incentivato: si va da 0,25 a 1
euro per ogni kWh prodotto con un impianto fotovoltaico. Il mercato tedesco, grazie
a questi aiuti, è in continua crescita. Negli Stati Uniti si parla addirittura di un milione
di tetti fotovoltaici, nell’ambito del PATH (Partnership for Advancing Technology in
Housing), iniziativa promossa dall’allora Presidente Clinton avente lo scopo di
ridurre il consumo di energia del 50 % nelle nuove case e del 30 % in 15 milioni di
case già esistenti.
Le facilitazioni attualmente esistenti in Italia sono rappresentate dall’IVA al 10 % e
dalla possibilità di detrarre dall’IRPEF il 36% del costo totale d’impianto (materiali e
installazione). Si tratta di disposizioni utili ma non ancora sufficienti : è fondamentale
ridurre l’esborso iniziale ed è inoltre auspicabile l’eliminazione dell’IVA, soprattutto
considerando l’importante valenza ambientale e occupazionale di questi sistemi.
Dagli altri incentivi in conto capitale dovrebbero coprire una parte consistente del
costo totale d’impianto, facilitando in tal modo la diffusione degli impianti
fotovoltaici.
Attualmente esistono sul mercato diversi tipi di celle solari che si possono dividere a
seconda del processo di produzione in due grandi gruppi:
Le celle solari di silicio cristallino coprono circa l‘80% del mercato mondiale.
Vengono prodotte da sottili lamine di silicio cristallino dello spessore di circa 0,3
mm.
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gli impianti fotovoltaici
Nella produzione industriale il grado di efficienza maggiore viene raggiunto dalle
celle solari monocristalline (14-17%), che hanno un aspetto omogeneo dal blu scuro
fino al nero. Per la produzione di queste celle si estrae dal silicio fuso secondo il
metodo Czochralski un blocco cilindrico formato da un unico cristallo che viene
tagliato in lunghezza su quattro lati in modo che le sottili fette successivamente
tagliate (i cosiddetti wafer) abbiano una forma approssimativamente quadrata
(dimensioni tipiche circa 10 x 10 cm).
Questo formato rende possibile una maggiore compattazione delle celle all’interno
del modulo, ma implica anche un grande impiego di tempo ed energia per il
procedimento di taglio e soprattutto un alto volume di sfrido del silicio, materiale
prezioso e ad alto livello di purezza. Le celle solari policristalline raggiungono un grado
di efficienza tra il 12 e il 14% circa e sono di colore blu medio-scuro mentre i diversi
cristalli all’interno di una cella rimangono riconoscibili perché di diverso colore. I
wafer quadrati vengono tagliati da blocchi policristallini di silicio ottenuti per fusione
in stampi e hanno dimensione fino a circa 30 x 30 cm. Anche questo metodo di
produzione implica un certo sfrido.
Le celle solari prodotte con il cosiddetto processo EFG (edge-defined film-fed
growth,) sono anch’esse di silicio policristallino e hanno un grado di efficienza di
circa 13-15%; queste celle solari hanno un colore blu omogeneo. Con il processo
EFG si produce un tubo di sezione ottagonale (ma cavo all’interno) dal silicio fuso, il
cui lato è di circa 10 cm e la cui lunghezza può arrivare fino a 5 metri, mentre le facce
del parallelepipedo sono già dello spessore finale delle celle. Il profilo ottagonale
viene tagliato con un laser in wafer di dimensioni 10 x 10 cm oppure 10 x 15 cm. Il
vantaggio rispetto al sistema di fusione in stampi consiste nel risparmio di materiale
che questo procedimento permette.
Con la tecnologia a film sottile si possono produrre celle solari di spessore di pochi
micrometri evitando così la dispendiosa produzione di wafer. Il materiale
semiconduttore viene fissato su grandi superfici di un altro materiale di supporto (di
norma vetro). I vantaggi di questa tecnologia risiedono nel risparmio di materiale,
nella semplicità del drogaggio e nella possibilità di produrre elementi di ampia
superficie dall’aspetto omogeneo. Il materiale attualmente più utilizzato per le celle a
film sottile è il silicio amorfo (a-Si), che non ha alcuna struttura cristallina, ma è
composto da atomi disordinati. Le celle di silicio amorfo prodotte industrialmente
raggiungono un grado di efficienza intorno al 6-7%. I moduli FV hanno un aspetto
che va dal rosso al marrone scuro e possono essere opachi (non lasciano passare la
luce) ma anche in versione semitrasparente.
Dalla fine degli anni 90 sono disponibili sul mercato anche moduli a film sottile con
celle solari di rame-indio-diselenide (CIS). Queste celle dal colore marrone scuro fino
al nero hanno un grado di efficienza intorno al 10-11%. Un altro materiale adatto alla
produzione di celle a film sottile è il telloruro di cadmio (CdTe).
In Giappone da qualche anno esiste una produzione di celle solari di CdTe per
applicazioni in piccole apparecchiature. Sono da poco iniziate produzioni pilota di
dimensioni industriali, anche se il grado di efficienza rimarrà intorno all’8-9%. Oltre
ai tipi di celle finora elencati ne esistono altre per applicazioni particolari, come per
esempio l’uso spaziale. Lo sforzo di numerosi istituti e laboratori di ricerca in tutto il
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gli impianti fotovoltaici
mondo è rivolto allo sviluppo, con l’aiuto di nuove tecnologie e materiali, di celle
solari dal grado di efficienza più alto e all'ottimizzazione dei processi di produzione
sia per diminuire i costi, sia per ridurre il materiale impiegato.
La tecnologia Laser a contatti sepolti (LGBG)
La tecnologia attualmente più usata per la realizzazione delle celle al silicio prevede
che i contatti metallici vengano saldati sulla superficie della cella, comportando alcuni
svantaggi fra cui una riduzione dell’area captante. La tecnologia LGBG si basa invece
sulla possibilità di "nascondere" i contatti all’interno della cella. Un laser viene
utilizzato per creare dei solchi sulla superficie della cella all’interno dei quali viene poi
fuso il metallo a base di rame che fungerà da conduttore per l’elettricità prodotta.
Questo processo, inventato da Martin Green e Stuart Wenham nel 1984, è stato poi
applicato per la realizzazione di celle commerciali dal 1992. Attualmente le celle
LGBG raggiungono un’efficienza del 17%, ma gli esperti prevedono di raggiungere a
breve il 20%.
L'attuale impianto fotovoltaico di maggior potenza
Sarà installato in Germania il più grande impianto fotovoltaico del mondo. Il sistema
fotovoltaico coprirà complessivamente una superficie di circa 45.000 m 2 e sarà posto
sulla copertura di un grande deposito di proprietà dall’azienda tedesca di servizi TTS
Global Logistics. Con una potenza di 5 MW, supererà in grandezza le installazioni
solari "record" già esistenti in Germania, come l’impianto da 4 MW di Hemau,
ultimato dalla Solartechnik GmbH nel 2003, e quello da 2,1 MW realizzato alla Shell
Solar presso il Trade Center di Monaco. Per la copertura presso la Global Logistic
verranno utilizzati oltre 35.000 moduli FV in silicio monocristallino ad alta efficienza,
i "Saturn" della BP Solar che utilizzano la tecnologia a contatti sepolti -LGBG.
Il progetto è stato curato dall’azienda tedesca Tauber Solar, in collaborazione con
altre aziende del settore solare. L’elettricità prodotta verrà venduta alla rete di
distribuzione locale secondo i termini previsti dalla legge nazionale per le energie
rinnovabili (EEG).
Fig.42 - Celle FV multigiunzione
Dagli anni 90 sono iniziate le esplorazioni di una nuova tecnologia per migliorare
l'efficienza delle celle fotovoltaiche utilizzando delle cella composte, costituite da
differenti materiali semiconduttori disposti a strati, uno sull'altro, e che permettono
alle differenti porzioni di spettro solare di essere convertite in elettricità a differenti
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 69

gli impianti fotovoltaici
profondità, aumentando con ciò l'efficienza totale di conversione della luce incidente.
Viene anche definita come Split spectrum cell o VMJ. (Vertical Multijunction Cell).
Oggi buona parte della ricerca sulla tecnologia a multigiunzione è incentrata sui
semiconduttori all' arsenuro di gallio (GaAs) su uno o anche su tutti i films
componenti la cella,in laboratorio queste celle hanno raggiunto efficienze del 35%,
altri materiali utilizzati nella ricerca per questa tecnologia sono il rame indio
diselenide (CuInSe 2), il telloruro di cadmio (CdTe), fosfuro di indio-gallio (GaInP 2).
La ricerca è mirata anche ad esplorare metodi utili ad abbassare il costo delle celle a
film sottili prodotte con materiali innovativi, come la produzione di supporti-pellicola
meno costosi, sistemi per il recupero dei semiconduttori a fine vita delle celle,
rendere più sottili i film di semiconduttori.
3.29. Analisi economica
Le voci che costituiscono il costo di un sistema fotovoltaico sono: costi di
investimento, costi d'esercizio (manutenzione e personale) e altri costi (assicurazioni
e tasse).Il costo d'investimento è in prima approssimazione diviso al 50% tra i moduli
ed il resto del sistema. Nel corso degli ultimi due decenni il prezzo dei moduli è
notevolmente diminuito al crescere del mercato.
70
Fig.43 -Grafico costi impianto FV
Tuttavia, il prezzo del kW p installato, prossimo agli 8.300 €, è ancora tale da rendere
questa tecnologia non competitiva dal punto di vista economico con altri sistemi
energetici. La figura precedente mostra il prezzo di un impianto chiavi i mano di
taglie diverse.
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gli impianti fotovoltaici
E' possibile notare del grafico come il prezzo del kW installato si riduca
drasticamente con la taglia di impianto passando da 7 € per W p per gli impianti di
taglia compresa tra 0 e 10 kW a poco meno di 4,8 € a W p per impianti di taglia
superiore ai 300 kW p. Nel seguito si riporta l'esempio di calcolo del costo del kWh
elettrico prodotto da un tetto fotovoltaico a Trapani. Sono stati assunti i seguenti
parametri di calcolo:
- tasso di sconto reale 5% (credito agevolato);
- tempo di ammortamento dell'impianto uguale al tempo di vita dello stesso,
stimato in 25 anni (valore valido solo per moduli in silicio cristallino);
- efficienza del B.O.S.: 85%;
- costo annuo di manutenzione: 1% del costo capitale
- dai costi è sempre escluso il sistema di acquisizione dati, il cui prezzo è molto
variabile;
Tipo di impianto Integrato negli edifici
Potenza impianto (kWp) 3
Costo moduli (€/Wp) 3,5
Costo BOS (€/Wp) 3,8
Costo totale impianto (€/Wp) 7,2
Costo totale impianto (€) 21.600
Costo annuo di manutenzione/ gestione 216
Energia prodotta annua (kWh) 4.300
Costo del kWh prodotto (€/kWh) 0,75
L'attuale tecnologia fotovoltaica non è ancora competitiva con gli altri sistemi: il
costo dell'energia ottenuta da sistemi fotovoltaici è dieci volte superiore al costo
dell'energia ottenuta da sistemi eolici e 4/5 volte superiore al costo dell'energia
ottenuta da centrali solari termoelettriche.
Attualmente un impianto da un kW costa 10/15.000 € chiavi in mano, questo
comporta l'impossibilità di ammortare il costo dell'impianto, mediamente senza
incentivi pubblici si riesce a rientrare da 1/3 a 1/2 dell' investimento.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 71

gli impianti fotovoltaici
3.30. Vantaggi ambientali
I vantaggi dei sistemi fotovoltaici sono la modularità, le esigenze di manutenzione
ridotte (dovute all’assenza di parti in movimento), la semplicità d'utilizzo, e,
soprattutto, un impatto ambientale estremamente basso.
In particolare, durante la fase di esercizio, l'unico vero impatto ambientale è
rappresentato dall'occupazione di superficie.
Tali caratteristiche rendono la tecnologia fotovoltaica particolarmente adatta
all'integrazione negli edifici in ambiente urbano.
In questo caso, infatti, sfruttando superfici già utilizzate, si elimina anche l'unico
impatto ambientale in fase di esercizio di questa tecnologia.
I benefici ambientali ottenibili dall’adozione di sistemi FV sono proporzionali alla
quantità di energia prodotta, supponendo che questa vada a sostituire dell'energia
altrimenti fornita da fonti convenzionali.
Per produrre un chilowattora elettrico vengono bruciati mediamente l'equivalente di
2,54 kWh sotto forma di combustibili fossili e di conseguenza emessi nell'aria circa
0,58 kg di anidride carbonica (fattore di emissione del mix elettrico italiano alla
distribuzione). Si può dire quindi che ogni kWh prodotto dal sistema fotovoltaico
evita l'emissione di 0,58 kg di anidride carbonica.
Questo ragionamento può essere ripetuto per tutte le tipologie di inquinanti. Per
quantificare il beneficio che tale sostituzione ha sull'ambiente è opportuno riferirsi ad
un esempio pratico.
Si considerino degli impianti fotovoltaici installati sui tetti di abitazioni a Milano,
Roma e Trapani con una potenza di picco di 1 kW p (orientati a Sud con inclinazione
30°).
L'emissione di anidride carbonica evitata in un anno si calcola moltiplicando il valore
dell'energia elettrica prodotta dai sistemi per il fattore di emissione del mix elettrico.
Per stimare l'emissione evitata nel tempo di vita dall'impianto è sufficiente
moltiplicare le emissioni evitate annue per i 30 anni di vita stimata degli impianti.
72
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4. INNOVAZIONE TECNOLOGICA PER LE CELLE FOTOVOLTAICHE
La prima osservazione sperimentale di conversione della luce del sole in energia elettrica
(cella solare) si deve ad Edmond Becquerel nel 1839 per una cella fotoelettrochimica.
Bequerel scoprì l’effetto lavorando sulla fotografia a seguito delle prime esperienze di
Da Guerre (1837). All’inizio le lastre erano poco sensibili alla parte centrale dello spettro
e alla luce rossa in quanto gli alogenuri metallici sono semiconduttori quasi trasparenti e
assorbono in modo trascurabile la luce con lunghezza d’onda superiore a 460 nm.
La svolta fondamentale avvenne alla fine dell’800 quando Vogel scoprì che le emulsioni
di alogenuri d’argento potevano essere trattate con un colorante (dye) che ne estendeva
la sensibilità alla luce verso il rosso. L’uso dei dye fu esteso poi alle celle
fotoelettrochimche con l’eritrosina su elettrodi di alogenuri d’argento. Studi successivi
(Hauffe, Tributsch e Gerischer), hanno dimostrato che il meccanismo di funzionamento
prevalente, sia per il processo fotografico sia per quello fotoelettrochimico, è il
trasferimento di elettroni.
Le celle solari a coloranti (o a dye) e quelle organiche (o polimeriche) rappresentano
l’aspetto più innovativo nel panorama fotovoltaico odierno, anche se hanno ancora
prestazioni inferiori a quelle tradizionali. Esse fanno parte di una tendenza attuale che
cerca di introdurre nella tecnologia le soluzioni che la natura ha selezionato nelle
centinaia di milioni di anni del processo evolutivo.
La storia e la tecnologia di tali due famiglie di celle solari sono fortemente legate alla
fotografia: le celle fotoelettrochimiche, nate studiando le lastre fotografiche e le pellicole
fotografiche, sono l’idea guida per le celle polimeriche.
In entrambi i casi, dei complessi metallorganici, simili alla clorofilla, favoriscono
l’assorbimento della luce. Per l’applicazione solare, la luce crea una coppia elettronelacuna
molto più difficile da trattare che nel caso fotovoltaico tradizionale: si deve
quindi sfruttare una tecnologia molto più sofisticata. Entrambe le famiglie di dispositivi
solari appartengono di diritto alle “nanotecnologie” dato che il loro funzionamento è
basato sull’uso di materiali con dimensioni intorno ai 10 nm, sono progettati su
nanoscala e lavorano in tempi sotto il picosecondo (10-12s).
Nel campo di produzione delle celle fotovoltaiche è necessario ricordare il principio di
funzionamento delle celle tradizionali a semiconduttori inorganici.
La cella solare convenzionale, cioè con semiconduttori inorganici, è costituita da una
sottile “fetta” (o da un film) di un materiale semiconduttore in grado di assorbire la luce
del sole creando una coppia di cariche, una positiva (lacuna) e una negativa (elettrone).
Le due cariche vengono separate da un campo elettrico, interno alla “fetta” (giunzione),
creato per mezzo della diffusione di opportune sostanze dentro il semiconduttore
(omogiunzione) o con l’accoppiamento di due semiconduttori diversi (eterogiunzione).
La figura 44 riporta uno schema tipo di una cella convenzionale. Se il semiconduttore è
di buona qualità cristallina (silicio floating zone), l’elettrone può percorrere millimetri
prima d’incontrare un ostacolo. Se invece è di qualità inferiore, molte delle cariche
trovano ostacoli (per esempio trappole) e si ricombinano prima di arrivare agli elettrodi
di raccolta con conseguente calo di efficienza.
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innovazione tecnologica
74
Fig. 44 - schema di principio di una cella tradizionale
4.1. Celle fotoelettrochimiche tradizionali
Anche le celle fotoelettrochimiche tradizionali funzionano su un principio simile: i
fotoni con energia opportuna colpiscono un elettrodo di materiale semiconduttore,
generano coppie elettrone-lacuna e questi sono separati dal campo elettrico presente
nella zona di carica spaziale. Gli elettroni si muovono all’interno del semiconduttore
verso l’elettrodo collegato al circuito esterno. Le lacune (h) si dirigono verso la superficie
dove sono raccolte dal/a forma ridotta della coppia redox (R) ossidandola:
h + RO
All‘altro elettrodo la forma ossidata O viene poi ridotta di nuovo a R dagli elettroni che
rientrano nella cella dal circuito esterno, I semicondultori studiati sono molti e sono di
tipo n (Il/V o III/V) mentre gli elettroliti sono basati sulle coppie redox
solfuro/polisolfuri, iodio/ioduro, vanadio(ll)/ vanadio(III), ecc...
L’uso elettrochimico dei dye 3 4 ha rivoluzionato le celle fotoelettrochimiche.
L’importanza della scoperta consiste nella scelta della coppia “giusta” dye e
semiconduttore e nel modo di fissare il dye sul semiconduttore per avere un efficiente
trasferimento degli elettroni fotoeccitati dal dye verso il semiconduttore che ha una Eg
elevata (TiO2). Altro aspetto fondamentale è come rendere massima la raccolta delle
cariche.
La cella fotoelettrochimica a dye (figura 45) ha una struttura differente da quelle
tradizionali e opera in modo del tutto diverso. Nella cella i processi di assorbimento
della luce, di trasporto e separazione delle cariche sono fisicamente distinti.
Le celle a dye imitano la fotosintesi in quanto il colorante organometallico (come la
clorofilla) assorbe la luce del sole e crea un eccitone.
3 Si veda l’articolo di Gratzel su “Nature”: M., Gratzel, Nature, 414, 338-344, 2001
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innovazione tecnologica
Fig. 45 - schema di principio di una cella a dye nanocristallina
La dissociazione avviene all’interfaccia organico/organico o organico/inorganico, come
per esempio quella dye/Ti02. Nel 1980 nacque l’idea di legare il dye all’ossido
semiconduttore attraverso un gruppo carbossilico. La soluzione scelta ha permesso di
costruire uno strato monomolecolare di dye sul TiO2 che permette di ottimizzarne la
distribuzione, ma, soprattutto, permette di realizzare il trasferimento di carica per
iniezione di elettroni in tempi dell’ordine dei 10 -3 s contro 10 -12 s richiesti dal
trasferimento delle lacune.
La separazione delle cariche deriva appunto dalla velocità, di ordini di grandezza diversa,
con la quale l’elettrone è iniettato nel semiconduttore e la buca neutralizzata dalla
molecola della coppia redox.
Quindi, diversamente dalle celle convenzionali, non è necessario che si abbia un campo
elettrico per separare le cariche, il fatto che la fotorisposta dipenda dalla cinetica di
reazione dei portatori di carica (positiva e negativa) con la coppia redox presente
nell’elettrolita ha interessanti implicazioni. Se il trasferimento degli elettroni all’elettrolita
è più veloce di quello delle lacune, la fotocorrente è dovuta alle lacune. Se avviene
l’opposto la corrente è di elettroni.
Lo strato monomolecolare di dye sulla superficie del semiconduttore riduce
l’assorbimento della luce penalizzando le prestazioni perché lo strato è troppo sottile.
La necessità di assorbire completamente la luce incidente ha spinto verso lo sviluppo di
semiconduttori porosi formati da grani di dimensioni di pochi nanometri, con una
densificazione incompleta, perché lo strato abbia un’elevata porosità e quindi possa
esporre un’alta area superficiale al suo interno.
L’effetto della loro introduzione è stato fondamentale: nella figura 46 sono a confronto
la fotorisposta di una cella formata da un monocristallo di TiO2 (a) e quella (b) dove la
TiO2 è sotto forma di un film nanocristallino poroso. Entrambi gli elettrodi sono stati
sensibilizzati da un complesso del rutenio, Il valore più alto della l’efficienza di
conversione fotone incidente-corrente (IPCE; Incident Photon to Current Conversion
Efficiency) ottenuta con il cristallo singolo è soltanto 0,13% vicino a 530 nm, dove il dye
ha il massimo di assorbimento, con l’elettrodo nanocristallino si raggiunge l’88% (figura
46 b), con un aumento di quasi tre ordini di grandezza. In corrispondenza la
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75

innovazione tecnologica
fotocorrente aumenta di un fattore 10 3 ÷10 4 .
76
a, b
Fig. 46 - fotorisposta di celle a dye monocristallino e nanocristallino
L’enorme aumento è dovuto non solo alla raccolta della luce, molto più completa da
parte dell’elettrodo nanocristallino, ma anche alla struttura del film che favorisce la
separazione e la raccolta delle cariche, infatti, la distanza che l’eccitone può percorrere è
molto breve (pochi nanometri) e quindi la struttura nanocristallina interpenetrante
favorisce sia la probabilità di dissociazione degli eccitoni in prossimità dell’interfaccia
con il TiO2, sia la raccolta delle lacune da parte dell’elettrolita. I film di semiconduttori
porosi, spessi circa 10 µm, sono costituiti da cristalliti che misurano pochi nanometri di
sezione e vengono realizzati con ossidi come TiO2, ZnO, ecc, oppure con calcogenuri
come CdSe.
Nei predetti dispositivi, il semiconduttore, il dye e l’elettrolita formano un sistema
interconnesso che permette con continuità la conduzione nel semiconduttore e
nell’elettrolita. il risultato finale è una giunzione di superficie molto estesa tra due reticoli
interpenetranti e individualmente continui.
Fig. 47 - confronto di efficienza tra dispositivi tradizionali e innovativi su scala di laboratorio
La figura 47 riporta lo stato della tecnologia tradizionale sull’area più grande per la quale
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innovazione tecnologica
fosse possibile trovare dati (4 cm 2 ) sulla maggior parte delle attuali opzioni fotovoltaiche
e, nel contempo, fosse confrontabile con le aree dei dispositivi a dye e polimerici.
Questi, essendo a uno stadio di sviluppo molto più arretrato, hanno aree sensibilmente
più piccole (0,2÷0,3 cm 2 ). Molti dei valori “record” sulle celle convenzionali sono stati
ottenuti su dispositivi con area di qualche mm 2 e pertanto sono di interesse applicativo
scarso o nullo, anche perché al crescere dell’area tali valori si abbassano drasticamente.
Come si può osservare, l’efficienza della cella a coloranti e di quelle polimeriche è ancora
distante dalla migliore cella al silicio, realizzata all’University of New South Wales
(UNSW). In particolare, la differenza più evidente si ha nella densità di corrente e nelle
dimensioni con cui è stato realizzato il dispositivo.
Ciò spiega I ’attività di ricerca sia verso dye che si accoppino meglio allo spettro solare,
sia verso l’eliminazione dei meccanismi che possano neutralizzare i portatori
fotogenerati (trappole). Sempre dalla stessa figura appare chiaro come il silicio (mono e
policristallino) sia l’attuale primo attore della produzione fotovoltaica mondiale (~90%).
4.2. Celle solari polimeriche
Gli aspetti comuni tra questi dispositivi e quelli a dye sono molteplici, tra questi vi è il
meccanismo legato agli effetti quantistici degli eccitoni. I materiali organici hanno in
partenza il vantaggio di essere i meno costosi e i più facili da processare; essi possono
essere depositati su supporti flessibili in modo molto più semplice ed economico di
quanto si possa fare per tutti i dispositivi inorganici che competono. La scelta dei
materiali è ampia e può essere indirizzata selettivamente su regioni specifiche dello
spettro solare.
Anche se attualmente le celle organiche hanno efficienza notevolmente più bassa di
quelle al silicio o al GaAs (vedi figura 47), i progressi in pochi anni sono stati
impressionanti. A causa del libero cammino medio molto breve degli eccitoni, le prime
celle polimeriche mostravano un’efficienza minima, intorno a 0,1÷0,01%. Invece, le
attuali celle solari, basate su sistemi polimerici a due fasi interpenetranti, miscele
polimero/fullereni, polimero/nanotubi, cristalli organici drogati con alogeni e dispositivi
a stato solido con l’uso di dye, hanno mostrato valori di efficienza relativamente
ragguardevoli, che attualmente sono nell’intervallo 2÷3%. Polimeri conduttori, per
esempio, derivati del poly-(phenylenevinylene) (PPV) con C60, stanno attirando un
grande interesse come materiali per celle solari. L’eterogiunzione si forma
semplicemente mescolando due sostanze organiche, una che conduce per lacune e una
per elettroni.
Il vantaggio di queste nuove strutture rispetto a quelle vecchie planari è che i due
materiali costituiscono, anche in questo caso, un sistema a due fasi interpenetrantì, con
domini dei singoli polimeri di estensione molto ridotta (pochi nanometri). Ciò supera
uno dei problemi incontrati nelle celle di prima generazione, cioè lo sfavorevole
rapporto tra la lunghezza di diffusione degli eccitoni e la lunghezza di assorbimento
della luce. La soluzione consiste nel disperdere all’interno dei dispositivo la giunzione in
modo che, nel raggio di pochi nm, la maggior parte degli eccitoni potesse raggiungerla.
Il meccanismo di funzionamento delle celle polimeriche è molto simile a quello delle
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77

innovazione tecnologica
celle a dye ed è stato ipotizzato come segue: i polimeri coniugati, sotto illuminazione,
vanno in uno stato eccitato con la generazione di un eccitone e, se c’è in prossimità un
accettore (per esempio fullerene), cedono l’elettrone.
Dato che il trasferimento di carica anche in questo caso è molto veloce (

5. SISTEMA DI ACCUMULO DELL’ENERGIA
Nei sistemi fotovoltaici utilizzati per alimentare utenze isolate dalla rete di distribuzione,
l’immagazzinamento dell’energia viene di regola realizzato ricorrendo ad accumulatori di
tipo elettrochimico. La presenza di batterie di accumulatori di opportuna capacità
permette al sistema di far fronte alle punte di carico senza dover sovradimensionare i
generatori (fotovoltaico o, se presente, diesel-elettrico), nonché di garantire la continuità
del servizio elettrico anche in condizioni di basso o nullo irraggiamento o guasto
temporaneo degli stessi. Inoltre, in alcuni casi, la batteria consente di ottimizzare
l’accoppiamento fra il generatore fotovoltaico ed il resto dell’impianto.
Fra le diverse tipologie disponibili, l’accumulatore adatto per l’uso in impianti per lo
sfruttamento del solare fotovoltaico dovrebbe possedere le seguenti peculiarità tecniche:
- elevata efficienza (rapporto tra energia fornita ed energia immagazzinata);
- lunga durata (numero di cicli di carica/scarica);
- buona resistenza alle escursioni termiche (uso in impianti in quota);
- bassa manutenzione (utenze isolate spesso significa località remote);
- ridotta autoscarica (in alcuni casi gli impianti rimangono inattivi per mesi).
5.1. Batterie al piombo
Le batterie generalmente utilizzate nelle applicazioni di potenza e che, in qualche misura,
corrispondono alle peculiarità descritte sono del tipo al piombo-acido (figura 48) che
hanno beneficiato per decenni di un continuo sviluppo tecnologico legato alle esigenze
dell’industria automobilistica.
Figura 48 - Elementi di accumulatori al Pb-acido da 2 V ciascuno
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sistema di accumulo dell’energia
Nonostante gli elementi di accumulatori al piombo-acido utilizzati negli impianti
fotovoltaici non abbiano caratteristiche costruttive e neppure prestazioni elettriche simili
a quelle utilizzate per la trazione o per gli avviamenti, ne ereditano alcune soluzioni
tecniche di principio.
Purtroppo, a fronte delle caratteristiche soddisfacenti elencate, le batterie al piomboacido
hanno un’energia specifica (Wh/kg e Wh/m 3 ) relativamente bassa che rende
impegnativo il loro trasporto. Attualmente, queste batterie sono quelle che danno
ancora le migliori garanzie di affidabilità e rimangono le più interessanti come rapporto
prestazioni/prezzo.
Proprio in relazione al prezzo, si può notare come le batterie risultino, spesso ancora
prima dei moduli fotovoltaici, i componenti dell’impianto più costosi, in considerazione
anche della necessità di provvedere ad una loro sostituzione al termine della vita utile
che, in genere, non supera i 7÷10 anni, cioè meno della metà di quella stimata per i
moduli fotovoltaici.
Infatti, le batterie al piombo sono componenti piuttosto delicati che risentono di
numerosi fattori, tra cui la temperatura e la gestione della carica/scarica. Gli
accumulatori a vaso aperto richiedono inoltre una frequente manutenzione ed è per
questo che ultimamente, sotto l’impulso della diffusione del fotovoltaico per
l’alimentazione di batterie a servizio di sistemi di comunicazione telefonici, si sta
diffondendo l’utilizzo di batterie al piombo-acido a vaso chiuso dotate di elettrolito
sotto forma di gel, anziché liquido. Questo consente di ridurre moltissimo la
manutenzione e rende agevole e semplice il trasporto e l’installazione delle batterie, in
quanto queste ultime possono essere installate anche all’interno di armadi ed in qualsiasi
posizione. Per contro, le batterie al gel richiedono regolatori in grado di gestirne
adeguatamente la carica e il loro costo è spesso più elevato.
Fra i vari tipi che il mercato offre, le batterie al Nichel/Cadmio sembrerebbero a prima
vista essere quelle più compatibili con l’uso fotovoltaico; tuttavia, presentano alcune
caratteristiche che le rendono, allo stato attuale, ancora poco vantaggiose se confrontate
con quelle al piombo-acido. Risentono dell’effetto memoria, hanno un’autoscarica
maggiore e contengono Cadmio che risulta un potenziale contaminante dell’ambiente.
Inoltre, la taglie disponibili per questi componenti sono decisamente inferiori rispetto
alle batterie al piombo-acido, il che in pratica ne confina le possibili applicazioni ai
piccoli sistemi.
In definitiva, il costo iniziale della batteria al Nichel/Cadmio è di 2,5÷4 volte superiore a
quella della batteria al piombo-acido, ma offre una vita utile maggiore per cui il costo
per ciclo di carica/scarica scende a circa 1,3 e 1,5 volte.
Considerando gli accumulatori al piombo-acido, il processo di carica e scarica avviene
per mezzo di una trasformazione chimica, interna alla batteria, descritta dalla Formula
seguente:
80
Pb+Pb0 2+2 H 2S0 4 2 PbS0 4+ 2 H 20
Leggendo la reazione da destra a sinistra si ottiene la reazione di carica, mentre da
sinistra a destra si ottiene la scarica.
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sistema di accumulo dell’energia
Questa reazione reversibile rimane tale fino a quando il solfato di piombo che si forma
nel processo di scarica e che si deposita sugli elettrodi, non raggiunge livelli tali da
impedire la sua successiva ritrasformazione in acido solforico e ossido di piombo. Se
questo dovesse avvenire, la batteria perderebbe la propria capacità di accumulare energia
e risulterebbe irrimediabilmente deteriorata.
Quando invece nella batteria la carica risulta essere sovrabbondante o in prossimità del
suo valore massimo, si verifica il fenomeno della gassificazione. in questo caso, l’energia
fornita dall’esterno, anziché tradursi in un ulteriore accumulo, provoca l’elettrolisi
dell’acqua, formando ossigeno (02) sul polo positivo e idrogeno (H2) su quello negativo
secondo la reazione:
H 20=>H 2+1/2 0 2
Questo fenomeno, detto di gasificazione, si verifica, anche se in misura inferiore,
durante la normale carica e, pur non compromettendo di per sé l’integrità e la durata
della batteria, deve comunque essere tenuto sotto controllo in quanto tende ad
autosostenersi con l’aumentare della temperatura e, negli accumulatori a vaso aperto,
provoca la veloce diminuzione dell’acqua presente negli elementi, il cui livello richiede
poi un successivo ripristino.
Gli accumulatori ermetici, invece, sono in grado di ricombinare l’idrogeno e 1 ossigeno
in misura prossima al 100 %, ma solo entro certi limiti, al di la dei quali si rovinano
irrimediabilmente e occorre sostituirli.
Nel fotovoltaico si osserva l’impiego di diversi tipi di accumulatori, la cui scelta può
dipendere da molti fattori tra cui, primo tra tutti, la taglia dell’impianto.
In impianti molto piccoli sono talvolta utilizzate le batterie per autotrazione I tipo VLA
(Vented Lead Acid). I costruttori però, sempre più spesso offrono una linea di prodotti
di questo tipo denominata Solar, che, rispetto al modello classico, si adatta meglio alle
applicazioni fotovoltaiche.
A volte però, negli elettrodi vengono interposte griglie di separazione contenenti leghe
di calcio, col risultato di ridurre il fenomeno della gassificazione, a scapito però della
durata; questi accumulatori vengono denominati low-maintenance.
Gli accumulatori di derivazione automobilistica ora visti hanno però lo svantaggio di
presentare limiti di durata e, soprattutto per effetto della stratificazione dell’elettrolita al
proprio interno, non possono essere scaricati oltre un certo limite, il quale normalmente
non va oltre il 50 %.
Le batterie più idonee per applicazioni fotovoltaiche sono invece quelle a piastre
tubolari, le quali possono essere anch’esse VLA o ermetiche; in quest’ultimo caso le
batterie sono anche denominate VRLA (Valve Regulated Lead Acid).
Le batterie ermetiche possono a loro volta avere l’elettrolita liquido o costituito da un
gel, ossia semisolido; per queste ultime può essere anche prevista la collocazione
orizzontale.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
81

sistema di accumulo dell’energia
Normalmente i regolatori di carica prevedono differenti valori dei parametri di
regolazione, a seconda che siano chiamati a gestire batterie VLA o VRLA con elettrolita
liquido o semisolido.
82
Fig. 49 - Esploso di un elemento di accumulatore tipico da 2 V utilizzato in impianti
fotovoltaici per servizio isolato
Costruttivamente le batterie a piastre tubolari (figura 49) sono costituite da piastre
tubolari e piastre negative grigliate con materia attiva riportata, i, piombo utilizzato
contiene una piccola percentuale di antimonio che ne facilita la fabbricazione e ne
contiene l’autoscarica.
La piastra positiva è costituita da una struttura conduttrice in piombo metallico ottenuta
per fusione: le astine che la compongono sono collegate fra loro da un’asta più grande
orizzontale che ha la funzione di collettore.
Sulle astine vengono infilati dei tubetti di materiale inattaccabile dall’acido, ma poroso,
che viene rivestito da una guaina in tessuto filato sintetico ad alta resistenza chimica; i
tubetti sono poi riempiti di materiale attivo polverizzato in modo da aumentare la
superficie di scambio nel processo chimico.
La piastra negativa è costituita da una superficie grigliata di piombo metallico sulla quale
viene riportata la materia attiva finemente polverizzata ed impastata.
Fra le piastre viene poi infilato un setto poroso, mentre sul fondo viene invece aggiunto
un fondello.
Il pacco attivo, costituito dall’insieme di piastre positive e negative, viene alloggiato
all’interno di vasi di ebanite o materiale plastico ed appoggiato su rilievi in modo da
scaricare sul corpo del vaso il peso e le altre sollecitazioni meccaniche indotte durante il
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sistema di accumulo dell’energia
processo di carica/scarica ed il trasporto.
Le barre delle polarità positivi e negative (2, 4, 6 a seconda del valore della corrente)
vengono portate all’esterno del pacco con perni passanti attraverso il coperchio,
generalmente non trasparente e fissato al vaso con mastice. Al centro del coperchio
viene posto un tappo che, generalmente è di semplice chiusura e con caratteristiche
antifiamma o, da richiedere in opzione, del tipo a ricombinazione dei prodotti durante la
carica.
Nel vaso troverà spazio l’elettrolita con densità adeguata alle condizioni di temperatura
di esercizio.
5.2. Caratteristiche tecniche
Una buona carica per un accumulatore al pb-acido dovrebbe essere divisa in due fasi. La
prima, caratterizzata dal trasporto di materia(ioni), ha come limite il raggiungimento
della soglia di sviluppo di gas a partire dalla quale e fino alla piene carica, il passaggio
della corrente ha come effetto la scomposizione degli atomi di acqua creando ossigeno
ed idrogeno. È buona regola prevedere che il regolatore di carica limiti la corrente di
carica dal campo fotovoltaico alla soglia di sviluppo dei gas (80% della carica totale)
corrispondente a circa 2,35-2,4 V/elemento a 25 °C.
Si noti che essendo la tensione di sviluppo dei gas variabile con la temperatura, una
carica oculata dovrà prevedere la compensazione della tensione della batteria in maniera
appropriata.
Resistenza interna
La resistenza interna aumenta al diminuire dello stato di carica; a scarica completata è
circa 2,5 volte maggiore di quella a completa carica che invece può essere calcolata
come:
Ri=K/C10 (Ω)
con K 0,2 ± 0,4 a seconda del tipo costruttivo e C10 capacità nominale in Ah con
regime di scarica in 10 ore.
Corrente di corto circuito
Per elementi di piccola taglia, si valuta orientativamente in 8 ±10 volte la capacità
nominale C10 negli elementi di grossa taglia può raggiungere 20 volte C10. La massima
corrente di corto si calcola con:
Icto=V/Ri (A)
Capacità
La capacità dell’accumulatore è funzione di:
— regime di scarica: diminuisce con l’intensità di scarica; con scariche più lente di
quella nominale, la capacità aumenta;
— densità dell’elettrolita: aumenta con l’aumentare della carica. Valori tipici di
densità sono:
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83

sistema di accumulo dell’energia
84
— 1,21 kg/dm3 in climi tropicali
— 1,25 kg/dm3 in climi temperati;
— temperatura: ogni 10 °C, oltre i 25 °C, si ha un aumento di circa il 7% di C 10;
— età: dopo i primissimi cicli la capacità aumenta di qualche % dopo i primi anni
comincia a diminuire. Una batteria è considerata esausta quando ha una capacità
inferiore all’80% della nominale.
Si è detto che la capacità varia con il regime di scarica, in quanto nella pratica
impiantistica si usa riferirsi alla capacità della batteria citando la capacità C10 (25 °C in
10 ore di scarica con una tensione finale di scarica di 1,85 V/elemento) mentre la
capacità reale della batteria sarà riferita alle reali condizioni in cui la stessa si troverà ad
operare.
In una batteria al piombo-acido non è possibile utilizzare tutta l’energia accumulata, in
quanto la scarica completa di una batteria comporta il suo irreversibile deterioramento,
dovuto ai depositi di solfato di piombo sulle piastre.
La massima profondità di scarica o DOD (Depth Of Discharge) è il parametro
utilizzato in fase di calcolo che da ragione della frazione, o percentuale, di energia che è
realmente utile ricavare da una determinata batteria. Ad esempio, come già visto, per
batterie VLA destinate all’autotrazione o da queste derivate, in generale il DOD non
deve superare il valore 0,5 (50%) e, in molti casi, è consigliabile stare su livelli più bassi.
Viceversa, gli accumulatori a piastre tubolari specificatamente realizzati per applicazioni
stazionane permettono di raggiungere valori di DOD pari a 0,8.
Il corretto utilizzo di una batteria richiederebbe la conoscenza continua del suo stato di
carica durante l’esercizio in modo da avere una previsione attendibile di quanto è ancora
in grado di fornire, evitando di sollecitarla oltre i limiti con una oculata gestione che ne
salvaguardi l’integrità nel tempo.
Purtroppo, a fronte di moderne tecnologie che consentono misurazioni di grandezze
elettriche con precisioni strabilianti, la determinazione dello stato di carica di un
accumulatore costituisce una delle poche eccezioni, con risultati che lasciano ampi
margini di incertezza
I motivi sono principalmente legati al fatto che la stessa definizione di stato di carica
non è univoca, in quanto la carica erogabile (presente) dipende dal regime di scarica
(futuro) e da come è stata effettuata la carica nel tempo passato; inoltre, essendo la
grandezza da valutare “interna” alla batteria occorre correlarla in modo indiretto con
grandezze elettriche disponibili “all’esterno”, le quali però sfortunatamente sono
influenzate da tutta una serie di fattori spesso difficilmente definibili con precisione.
A complicare ulteriormente le cose, si aggiunge il fatto che le prestazioni della batteria
variano nel corso della sua vita utile e, ultimo ma non meno importante, che gli
strumenti di misura che occorrerebbero per avere precisioni accettabili sono piuttosto
costosi.
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sistema di accumulo dell’energia
Senza voler entrare nel merito di una trattazione estremamente specialistica, i parametri
misurabili sulla batteria e correlabili con lo stato di carica sono:
— Densità dell’elettrolito: direttamente legata alla quantità di acido solforico presente
nel vaso e che viene consumato per la reazione di scarica. Pur prelevando la stessa
energia, al variare del regime di scarica corrispondono diverse densità finali (più
intenso è il regime di scarica, minore è la quantità di elettrolita utilizzato e quindi più
alta è la densità finale). Il problema di correlare l’informazione della densità con il
regime di scarica rimane relativo alla considerazione che l’utilizzo del materiale attivo
dipende dalla geometria dell’elemento (significa che i risultati non sono
generalizzabili) e che la densità è influenzata dalla temperatura.
— Forza elettromotrice a vuoto: è legata alla densità dell’elettrolito secondo la
relazione: V0 = densità elettrolita [kg/dm3] + 0,84
— L’informazione che può fornire la FEM ha così gli stessi problemi visti per la densità
nonostante una minor sensibilità con la temperatura ed una oggettiva facilità di
misura. Le differenze di tensione sono però piuttosto limitate e soprattutto sono
valide solo un paio di ore dopo l’annullamento della corrente erogata.
— Tensione a carico: sarebbe un’indicazione facile da ottenere a patto però di
conoscere il regime di scarica e le condizioni termiche; per le applicazioni che stiamo
trattando questa informazione non è in genere disponibile. Si potrebbe correlare la
tensione misurata alla corrente di scarica compensando la tensione
proporzionalmente alla corrente erogata: l’errore che si commetterebbe sarebbe
quello di considerare la resistenza interna costante. Un’altra possibilità potrebbe
consistere nel misurare la tensione e la sua variazione nel tempo ottenendo una serie
di caratteristiche U e dU/dt, per diversi gradi di scarica, tra loro confrontabili: in
questo caso, si impone però la presenza di un dispositivo intelligente e la preventiva
caratterizzazione di ogni tipo di accumulatore. Si può immaginare la difficoltà di
tutto il processo di analisi quando, in impianti fotovoltaici, si passa dalla situazione
di scarica a quella di carica e poi ancora di scarica in tempi che possono essere anche
brevissimi;
— Corrente integrata nel tempo: è una misura che può essere molto precisa ma non è
correlabile direttamente con lo stato di carica se non conoscendo la capacità
erogabile per quel regime di lavoro. Inoltre, non tiene conto della temperatura e
dell’invecchiamento dell’accumulo;
— Resistenza interna: la misura della resistenza interna (resistenza ohmica più
resistenza equivalente legata ai fenomeni di diffusione dell’acido) è una indicazione
correlata allo stato di carica. Mentre la rilevazione della resistenza ohmica è facile e
pressoché immediata, la determinazione di quella equivalente necessita l’interruzione
della corrente al carico e apparati di misura complessi;
— Da quanto esposto si può ben capire come qualsiasi dispositivo di regolazione della
carica che verrà descritto nel seguito, non potendo basarsi su informazioni precise
riguardo al reale stato di carica dell’accumulo clic gestisce sarà neanche in grado di
sfruttarne appieno le capacità.
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85

sistema di accumulo dell’energia
5.3. Regolazione della carica: tecnica e prestazioni
Le prestazioni di un sistema fotovoltaico per l’alimentazione di utente isolato dotato di
accumulo elettrochimico sono notevolmente influenzate dal tipo di regolazione della
carica che il progettista ha scelto e dal buon accoppiamento tra regolatore di carica e
generatore fotovoltaico.
La principale funzione di un regolatore di carica è quella di proteggere l’accumulo da
sovraccarichi e da eccessive scariche in modo da aumentarne la vita utile e farlo lavorare
in un intervallo di tensioni adeguate all’utilizzo.) Inoltre, un buon regolatore deve offrire:
Affidabilità
Si intende non solo un basso MTBF (tempo medio tra guasti), anche una buona risposta
al variare delle condizioni operative (temperatura, umidità, posizione ecc.); per esempio,
una bassissima sensibilità dei valori impostati per le soglie di tensione di carica.
Semplicità costruttiva
Nel caso di regolatori elettronici, si preferiscono assemblaggi compatti in shelter
resistenti e di facile cablaggio elettrico.
Il mercato offre una varietà notevolissima di prodotti di buon livello sia tecnico che
costruttivo; una prima macrosuddivisione può essere definita la base della corrente del
generatore fotovoltaico in quanto, per correnti inferiori ai 30÷40 A (tensioni 12/24 V)
sono disponibili regolatori compatti e totalmente elettronici mentre per generatori di
taglia maggiore si ricorre a regolatori a controllo elettronico ed attuazione
elettromeccanica.
Fra i possibili metodi di regolazione tradizionale della carica ne riassumiamo qualcuno
nel seguito.
Autoregolazione
Si realizza con un accoppiamento diretto tra generatore fotovoltaico e batteria
sfruttando la capacità autoregolante dell’accoppiamento. Durante la fise di carica, al
crescere della tensione di batteria il punto di lavoro dell’accoppiamento si sposta, lungo
la caratteristica I-V del generatore fotovoltaico, sempre più verso la tensione a vuoto a
cui corrispondono via via correnti di carica sempre più basse. Questo tipo di regolazione
potrebbe risultare conveniente:
— quando la temperatura ambiente non ha grandi variazioni stagionali (il punto di
massima potenza rimane piuttosto costante e quindi è più agevole la previsione del
funzionamento dell’autoregolazione);
— quando il carico elettrico, qualora si preveda la distribuzione in corrente continua,
consenta escursioni sensibili della tensione di alimentazione;
— quando, il carico elettrico sia presente con una certa continuità (da evitare per
esempio, l’uso in seconde case): è preferibile, infatti, evitare di tenere sotto carica
costante l’accumulo, seppur con basse correnti, per lunghi periodi.
Si tratta quindi del sistema più semplice, in quanto l’unica precauzione adottata consiste
nel diodo di serie che previene la scarica dell’accumulatore a notte. Questo sistema
permette di risparmiare sul costo dei contattori e del circuito di controllo, ma in pratica
è utilizzabile solo per piccolissimi sistemi (1 o 2 moduli fotovoltaici). Inoltre non
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sistema di accumulo dell’energia
devono assolutamente impiegate batterie ermetiche, che potrebbero essere danneggiate
in poco tempo da frequenti e intensi fenomeni di gassificazione.
On- Off serie
Un apposito regolatore provvede al distacco del generatore fotovoltaico quando la
carica della batteria supera un determinato valore di soglia, per poi ripristinarlo al
raggiungimento di un valore leggermente inferiore (in genera si considera la tensione di
batteria con una eventuale correzione per la temperatura). Ovviamente, i valori di
tensione corrispondenti al distacco
e al ripristino della carica sono opportunamente distanziati al fine di ottenere una certa
isteresi nel funzionamento e impedire quindi interventi troppo ravvicinati. Sul lato
carico, il circuito viene interrotto quando la carica
della batteria è considerata troppo bassa e ulteriori prelievi potrebbero danneggiarla.
Il carico viene poi ripristinato quando il livello di carica raggiunge un valore opportuno,
leggermente superiore rispetto al precedente (questa considerazione vale anche per gli
altri regolatori).
On- Off parallelo
Il principio di funzionamento è analogo a quello del regolatore serie, ma in questo caso,
quando la carica della batteria supera il valore massimo, si provoca un abbassamento
della tensione del generatore fotovoltaico facendo
Fluire la corrente di ingresso in una resistenza di valore opportuno. Il vantaggio, rispetto
al caso precedente, consiste generalmente nella minore corrente che il contattore è
chiamato a interrompere o ripristinare.
On- Off a gradini
È stato osservato, soprattutto in impianti di una certa taglia, che la regolazione on - off
con un unico contattore in ingresso non è in grado di sfruttare al meglio la capacità della
batteria, in quanto il permanere di elevati valori di corrente in prossimità
dello stato di massima carica comporta spesso grossolani errori nella misura di
quest’ultima, facendo nel contempo sorgere il fenomeno della massificazione
dell’elettrolita in modo abbastanza evidente. E’ quindi preferibile un distacco graduale
del generatore fotovoltaico in prossimità della carica massima, effetto che può essere
ottenuto per mezzo di un regolatore a gradini. Tuttavia, la necessità di prevedere più
contattori di ingresso, con le relative
connessioni al generatore fotovoltaico, ha fatto cadere abbastanza in disuso questo tipo
di regolatore, oggi sempre più sostituito dalla tecnica PWM.
Mppt
In questo tipo di regolatore, tra il generatore fotovoltaico e l’accumulo è interposto un
circuito in grado di far lavorare il generatore fotovoltaico nel punto di massima potenza,
pur gestendo la carica dell’accumulo e provvedendo al suo distacco nel caso di
superamento della massima carica; in questo modo è sempre garantito il pieno
sfruttamento della potenza disponibile lato generatore. In questo tipo di regolatori si fa
uso di dispositivi di commutazione a semiconduttori al posto dei contattori
elettromeccanici; il controllo avviene per mezzo di circuiti a microprocessore che
permettono anche di utilizzare specifiche filosofie di gestione dell’accumulo.
Nonostante i vantaggi che comporta, si osserva tuttavia che questo tipo di regolatore
risulta essere attualmente ancora poco usato, probabilmente a causa della complessità
del circuito chopper di ingresso.
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87

sistema di accumulo dell’energia
PWM (Pulse Width Modulation)
Le ragioni che hanno comportato l’introduzione dei regolatori PWM sono le stesse di
quelle viste per la regolazione a gradini, ossia il progressivo abbassamento della corrente
in prossimità della massima carica al fine di ottimizzare il processo d carica della batteria.
La regolazione della corrente è in questo caso ottenuta per mezzo di un treno di impulsi
la cui durata dipende dal valore medio desiderato verso la batteria. Analogamente a
quanto visto per i regolatori MPPT, in questo tipo di regolatori si fa uso di dispositivi di
commutazione a semiconduttori al posto dei contattori elettromeccanici.
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Fig. 50 - Accoppiamento generatore,batteria: esempi con 27, 30, 36 celle fotovoltaiche
Da un punto di vista progettuale, a meno che non si ricorra a regolatori MPPT, la
condizione indispensabile per un funzionamento ottimale è l’ottenimento di un buon
accoppiamento generatore-batteria.
Un esempio specifico raccolto nella figura 50 a,b,c) mostra la caratteristica I-V di un
sistema fotovoltaico formato accoppiando una batteria a 24 V con un generatore
costituito da due moduli in serie da 27 (a), 30 (b), 36 (c) celle. Si osserva che, nel caso a),
un aumento della temperatura ambiente (curva 2-3) sortirebbe l’effetto di attenuare
notevolmente l’effetto di carica; nel caso c), essendo l’intervallo di carica della batteria
alla sinistra del ginocchio della caratteristica I-V non c’è influenza della temperatura ma
si perde di fatto l’effetto dell’autoregolazione che attenua la corrente di carica.
La soluzione ottimale per un sistema a 24 V autoregolante sarebbe quindi l’uso di
moduli con 30 celle.
Le possibilità offerte dai regolatori elettronici a microprocessori hanno consentito lo
sviluppo di nuove logiche di gestione della ricarica delle batterie. Un esempio, viene dai
regolatori a tre stadi. Il funzionamento di questi dispositivi si basa sul fatto che in una
batteria poco carica gli elettrodi sono stati comunque soggetti, anche se solo
parzialmente, ad un processo di solfatazione, consistente nella formazione di uno strato
di ossido che non consente il raggiungimento della piena carica delle piastre.
Questo fenomeno si manifesta con un incremento della resistenza equivalente in serie
all’accumulatore che, in tal modo, presenta una tensione significativamente inferiore a
quella fornita dal regolatore.
I regolatori caricabatterie a tre stadi cercano di ovviare a questo inconveniente operando
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sistema di accumulo dell’energia
in tre fasi come riportato in figura 51:
Fig. 51 - Modalità di funzionamento di un caricabatteria a tre stadi
— fase Bulk del tutto simile alla fase di carica tradizionale a corrente costante fino a
quando la tensione della batteria è al di sotto della tensione di piena carica;
— fase Absorption per mantenere per un certo periodo di tempo la tensione al di sopra
del valore di piena carica;
— fase Float per mantenere il valore di tensione raggiunto. Rispetto a quelli
tradizionali, i caricabatterie a 3 stadi possono funzionare quindi anche nella modalità
Absorption, che dovrebbe consentire al sistema di accumulo di raggiungere la piena
carica. In realtà:
— non è facile determinare a priori la durata del tempo di Absorption, tenuto conto
che quest’ultimo dovrebbe dipendere dalla storia passata del sistema di accumulo e
che, comunque, tale operazione non dovrebbe essere eseguita troppo
frequentemente;
— sottoporre per alcune ore gli elementi della batteria ad una tensione superiore a
quella massima provoca degli stress termici che possono ridurne la durata e/o
richiedere interventi di manutenzione più frequenti (rabbocchi);
La reale efficacia del metodo dipende dalle condizioni operative di funzionamento, che
possono differire anche di molto da quelle ideali adottate nei test di laboratorio.
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sistema di accumulo dell’energia
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Fig. 52 - Controllori di carica a microprocessore per piccoli impianti
Fig. 53 - Modalità di funzionamento di un regolatore a 4 stadi
Nonostante queste osservazioni, i regolatori a 3 stadi godono attualmente di grande
popolarità e quasi tutte le case produttrici prevedono alcuni modelli con queste
caratteristiche. Addirittura, alcuni produttori propongono la regolazione a 4 stadi,
prevedendo in alcune situazioni l’utilizzo di una fase finale di equalizzazione della carica
degli elementi
L’installazione degli accumulatori
L’installazione degli accumulatori è una fra le operazioni più delicate di tutta
realizzazione di un impianto fotovoltaico sia perché tratta un componente pregiato (la
batteria di accumulatori rappresenta circa un terzo del costo totale) sia perché le
prestazioni elettriche durante la vita dipendono in una certa misura anche dalla prima
installazione.
5.4. Immagazzinamento
In genere, gli accumulatori vengono richiesti dall’installatore in carica secca cioè con le
piastre precaricate in fabbrica ma senza acido solforico aggiunto; in queste condizioni gli
elementi hanno un tempo di immagazzinamento che risulta influenzato delle condizioni
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sistema di accumulo dell’energia
ambientali (per esempio, 3 anni a 25±10 °C ed umidità < 40% contro 1 anno a > 35 °C
ed umidità > 70 %). Basta avere l’accortezza di tenerli immagazzinati verticali in locali
freschi ed asciutti, con i tappi ben chiusi per evitare il deterioramento delle piastre a
contatto con l’aria e lasciati nelle confezioni originali che contengono agenti disseccanti,
per averli disponibili immediatamente all’uso. Quando, viceversa, le batterie escono dalla
fabbrica già con l’elettrolita nei vasi, oltre a richiedere comunque l’immagazzinamento in
locali freschi ed asciutti, devono essere ricaricate almeno 1÷2 volte all’anno in funzione
dei temperatura ed umidità di stoccaggio.
5.5. Alloggiamento
Gli elementi di accumulo, per poter fornire le migliori prestazioni elettriche richiedono
sempre spazi o locali con caratteristiche ben precise. Qualora si abbia spazio disponibile,
la soluzione di alloggiamento in interno è sempre da preferire.
Quando ci trova nell’impossibilità di avere disponibile un locale idoneo rimane che
cercare un posto all’esterno: in questo caso il lavoro di progettazione consisterà nel
realizzare un contenitore di dimensioni adeguate al volume dell’accumulo. Come già
visto, nel corso della carica normale e, ancor più, in caso di carica, tutti gli accumulatori
emettono idrogeno e ossigeno, i quali, non sono sottoposti al processo di
ricombinazione (accumulatori VRLA), vengono rilasciati nell’atmosfera.
Quando il sistema di accumulo è alloggiato in un ambiente chiuso, può allora formarsi
una miscela esplosiva se la concentrazione di idrogeno nell’aria supera il 4% in volume.
Più in dettaglio, secondo la legge di Faraday, quando un elemento di batteria raggiunge il
suo stato di carica totale, si verifica l’elettrolisi dell’acqua e, in condizioni N.T.P. si può
osservare che:
1 Ah decompone l’acqua in 0,42 litri di idrogeno e 0,21 litri di ossigeno; la
decomposizione di 1 cm3, cioè circa 1 grammo, di acqua richiede 3 Ah; 26,8 Ah
decompongono l’acqua in 1 grammo di idrogeno e 8 grammi di ossigeno.
L’emissione di gas dagli elementi continua in una certa misura anche dopo la fine della
carica, ma il fenomeno può essere considerato concluso dopo 1 h.
Le direttive 89/391/CEE, 94/9/CE e 1999/92/CE per i luoghi con pericolo di
esplosione richiedono che si tenga conto dei seguenti fattori:
- probabilità e durata della presenza di atmosfere esplosive;
- probabilità della presenza e dell’attivazione di fonti di agnizione, comprese le
scariche elettrostatiche;
- caratteristiche dell’impianto, sostanze utilizzate, processo e possibili interazioni tra
questi fattori;
- entità degli effetti prevedibili.
La direttiva 1999/92/CE prevede inoltre che il luogo considerato debba essere
suddiviso in zone (0, 1, 2 per i gas e 20, 21, 22 per le polveri) e in queste zone devono
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sistema di accumulo dell’energia
essere applicate le prescrizioni minime stabilite nell’allegato II della direttiva stessa.
Nella norma CEI EN 60079-10 “Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e per la
presenza di gas - Parte 10: Classificazione dei luoghi pericolosi” è contenuta la
ripartizione in zone, suddivise per probabilità e durata della presenza di atmosfere
esplosive. Si ha pertanto:
Zona 0: luogo dove è presente continuamente, per lunghi periodi, un’atmosfera
esplosiva dovuta alla presenza di gas;
Zona 1: luogo dove è probabile che sia presente, durante il funzionamento normale,
un’atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas;
Zona 2: luogo dove non è probabile che sia presente, durante il funzionamento normale,
un’atmosfera esplosiva dovuta alla presenza di gas e, se ci avviene, è possibile sia
presente solo poco frequentemente e per breve periodo.
I locali batterie, per via del carattere sostanzialmente accidentale delle emissioni di
idrogeno, rientrano più frequentemente nella zona 2.
Secondo la norma CEI EN 60079-14 “Costruzioni elettriche per atmosfere esplosive e
per la presenza di gas - Parte 14: Impianti elettrici nei luoghi con pericolo di esplosione
per la presenza di gas (diversi dalle miniere)”, i requisiti di sicurezza degli impianti
elettrici e dei loro componenti, devono tenere conto della probabilità di possibili fonti di
ignizione, tra cui le scariche elettrostatiche.
Secondo la norma CEI EN 50272-2 “Prescrizioni di sicurezza per batterie di
accumulatori e loro installazioni - Parte 2: Batterie stazionarie”, i luoghi di installazione
delle batterie devono essere considerati sicuri ai fini delle esplosioni quando, con
ventilazione naturale o forzata (artificiale), la concentrazione di idrogeno viene
mantenuta al di sotto di questo limite di sicurezza. La norma indica anche la minima
portata d’aria per la ventilazione del luogo di installazione delle batterie, da calcolarsi con
la formula seguente:
dove:
92
Q= v q s n Igas Crt [m3/h].
Q è il flusso d’aria di ventilazione in m3/h;
v è la diluizione necessaria di idrogeno: (100 % - 4 %) / 4% = 24;
q è l’idrogeno generato: 0,42 x 10-3 m3/Ah;
s è un coefficiente di sicurezza generale, pari a 5;
n è il numero di elementi;
Igas è la corrente che produce gas, espressa in mA per Ah di capacità assegnata,
per la corrente di carica in tampone o per la corrente di carica rapida;
Crt è la capacità C10 per elementi al piombo in Ah, con Uf = 1,80 V/elemento a
20 °C.
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sistema di accumulo dell’energia
Poiché il prodotto delle componenti v, q e s risulta essere pari a 0,05 m3/Ah, la formula
di calcolo del flusso di ventilazione può essere scritta come:
Q = 0,05 n Igas Crt 10-3[m3/h].
A sua volta, la corrente Igas che produce gas è data dalla seguente formula:
dove:
Igas =I float/boost fg f s [mA/Ah]
I float è la corrente di carica in tampone in condizione di carica totale a una
tensione di carica in tampone definita a 20 °C;
I boost è la corrente di carica rapida in condizione di carica totale a una tensione
di carica in tampone definita a 20 °C;
fg è il fattore di emissione del gas, per tenere conto della porzione di corrente che,
a batteria carica, produce idrogeno;
fs è il fattore di sicurezza, che tiene conto degli elementi difettosi in una sene di
batterie e in una batteria invecchiata.
Si può osservare quanto segue:
- quando la percentuale di antimonio (Sb) nelle piastre delle batterie di tipo aperto
supera il 3% è necessario fare riferimento ai dati forniti dal costruttore;
- i valori della corrente di carica in tampone e di carica rapida aumentano con la
temperatura.
- nel caso di tappi di ventilazione a ricombinazione con catalizzatore la corrente Igas
che produce gas può essere ridotta fino al 50% dei valori per gli elementi aperti.
E’ importante che il sistema di aerazione sia in grado di effettuare il rinnovo dell’aria
anche nelle parti superiori del locale, in quanto l’idrogeno, essendo più leggero dell’aria,
tende ad accumularsi in tali zone.
E’ preferibile che la quantità di flusso di aria per la ventilazione del locale sia assicurata
dalla ventilazione naturale, anche se, nel caso in cui questa non possa essere attuata, è
ammesso il ricorso alla ventilazione forzata.
Nel caso di ventilazione naturale, al fine di assicurare la necessaria ventilazione, i locali
batterie, così come gli involucri per le batterie, devono disporre di due aperture, una per
l’ingresso e l’altra per l’uscita dell’aria di rinnovo. Ciascuna apertura deve possedere una
superficie libera minima pari a: A=28 Q [cm 2 ] dove Q è la portata di aria di rinnovo in
m 3 /h, che deve essere dimensionata in accordo con la massima corrente di uscita del
caricabatteria.
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sistema di accumulo dell’energia
Le aperture per l’ingresso e l’uscita dell’aria devono essere collocate nel miglior modo
possibile al fine di creare le migliori condizioni di ricambio. Possibilmente tali aperture
devono essere su pareti opposte, tuttavia, quando questo non fosse possibile, le due
aperture sulla stessa parete devono essere separate da una distanza minima di 2 m.
Nel caso invece in cui non sia possibile ottenere un flusso adeguato di aria per mezzo
della ventilazione naturale, risulta necessario ricorrere alla ventilazione forzata. In tal
caso però, la norma CEI EN 50272-2 prescrive che il caricabatterie debba essere
interbloccato con il sistema di ventilazione o debba essere attivato un allarme per
assicurare il flusso d’aria richiesto in relazione al modo di carica scelto.
L’aria estratta dal locale batterie deve successivamente essere evacuata all’esterno
dell’edificio.
La modalità classica per la carica delle batterie stazionarie è quella a corrente costante
durante la carica e tensione costante a fine carica.
Quando si utilizza un carica batterie con disinserzione graduale della potenza (ad
esempio i caricabatteria PWM), per il calcolo della portata d’aria deve essere utilizzata la
corrente finale di carica o una frazione della corrente nominale del carica batterie (per
esempio il 25 %)
Devono inoltre essere adottate opportune precauzioni per far fronte all’eventualità di
guasto del carica batterie. In alternativa, la ventilazione deve essere calcolata per far
fronte al caso peggiore, ossia in corrispondenza della massima corrente che il carica
batterie è in grado di fornire.
Pur con un’adeguata ventilazione del locale, nelle immediate vicinanze delle batterie la
diluizione di gas esplosivi non è sempre assicurata. Deve pertanto essere osservata una
distanza di sicurezza in aria entro la quale sono vietati dispositivi con superfici calde
oltre i 300 °C o in grado di emettere scintille.
La dispersione del gas esplosivo dipende dalla rapidità di rilascio del gas e dalla
ventilazione in prossimità della sorgente di rilascio. Per un calcolo approssimato della
distanza di sicurezza minima dalla sorgente di rilascio è possibile ricorrere alla formula
seguente:
94
1 1
3
3
d = 28.8(
Igas) ( Crt) [ mm]
nella quale Igas e Crt hanno il significato visto precedentemente.
Quando si opera con le batterie si deve prestare attenzione a non indossare indumenti e
calzature in grado di produrre cariche elettrostatiche.
Per la pulitura delle batterie deve essere utilizzato un panno assorbente inumidito solo
con acqua. Altri prodotti pulenti possono dare luogo a cariche statiche o possono
danneggiare gli involucri delle batterie.
Benché l’adozione della ventilazione, naturale o forzata, dei locali batterie, unitamente al
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sistema di accumulo dell’energia
rispetto delle distanze di sicurezza dai centri di emissione, impedisca che l’idrogeno
formi una miscela esplosiva con l’aria, non si può escludere che in caso di guasto del
sistema di aerazione si possa creare una condizione di pericolo.
Nei casi in cui non vi sia ridondanza nel sistema di aerazione, i locali batterie sono da
considerarsi zona 2, in quanto diventano luoghi dove non è probabile che sia presente
un’atmosfera esplosiva per la presenza di gas durante il funzionamento normale e, se ciò
avviene, è possibile sia presente solo poco frequentemente e per breve periodo.
Sulla base della direttiva 94/9/CE (DPR 23 marzo 1998 n. 16), in zona 2 sono ammessi
prodotti del gruppo Il, categoria 3G e, maggior ragione, quelli di categoria 2G e I G.
Nella zona 2 sono quindi ammesse le costruzioni elettriche almeno di tipo “n” (“nC”,
“nL”, “nR”, “nP” e “nA”) o di tipo “s”.
5.6. Riempimento ed installazione
Nelle norme CEI 21-6 sugli accumulatori per impianti fissi, sono fissate le caratteristiche
di composizione chimica con i limiti di impurità ammessi dell’acido solforico e
dell’acqua demineralizzata da usare per gli accumulatori al piombo.
L’acqua per la diluizione dell’acido e per i rabbocchi periodici durante l’esercizio deve
essere distillata.
L’elettrolita da usare nelle batterie di accumulatori al piombo deve avere una ben precisa
concentrazione ideale (1,25 kg/ a 25°C per climi temperati); se non si ha a disposizione
acido nella giusta densità bisognerà miscelarlo con acqua.
La densità dell’acido dipende dalla temperatura e pertanto per avere un valore
confrontabile con altre misure deve essere riportata sempre a 25°C aggiungendo 0,00007
alla lettura per ogni °C oltre i 25 °C e viceversa qualora sotto i 25 °C. E’ bene che gli
elementi siano riempiti fino al livello massimo segnato sul vaso (che poi tende a
scendere per assorbimento delle piastre fino a 10 ± 20 mm) eventualmente da
rabboccare in un secondo tempo una volta fatta la prima carica.
La complessità delle operazioni di prima carica suggerisce quanto l’accumulo sia
piuttosto delicato e non ami particolari strapazzi elettrici; purtroppo questi metodi di
carica sono difficilmente attuabili in impianti fotovoltaici che dispongono di una fonte
solare del tutto aleatoria. Un’accortezza potrebbe comunque essere quella di utilizzare
regolatori di carica elettronici che abbiano implementato l’algoritmo di prima carica, il
quale ha l’unico svantaggio di non consentire l’utilizzo dell’impianto per almeno 15
giorni. Non disponendo di altri mezzi, si può organizzare la prima carica scollegando il
carico, per poi valutare da un lato il tempo di ricarica (dividendo la capacità per una
corrente media ipotizzata in funzione ha taglia del campo e delle condizioni
meteorologiche) e dall’altro contabilizzando con un amperorametro gli ampere-ora
forniti.
Qualora durante i lavori di costruzione dell’impianto si sia fatto uso di un gruppo
elettrogeno è possibile con un caricabatteria portatile di adeguata potenza procedere ad
una carica a corrente costante.
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95

sistema di accumulo dell’energia
Per l’installazione occorre usare alcuni accorgimenti:
- disporre gli scaffali portabatterie (su richiesta accompagnano la fornitura) in modo
allineato ed in piano;
- disporre gli elementi Sugli scaffali rispettando le distanze fra elementi indicate dal
costruttore avendo cura di rispettare le polarità (affiancare Positivo con negativo) e,
soprattutto evitando di sollevare i vasi tenendoli per i poli terminali;
- procedere al cablaggio elettrico fra elementi (con le sbarre fornite dal costruttore o
con cavi di adeguata sezione e capicorda) avendo l’accortezza di non esercitare
alcuna coppia di serraggio che si scarichi sui poli;
- applicare un leggero strato di grasso antiacido sui bulloni e sul punto di contatto
dopo il collegamento;
- applicare la protezione dei collegamenti (copripoli forniti come accessori dal
costruttore).
5.7. Controllo finale
Nei casi in cui non si sia riusciti ad eseguire una carica secondo le prescrizioni del
costruttore, è buona regola controllare, dopo circa 10÷12 ore di carica solare tramite il
generatore fotovoltaico, lo stato di carica ottenuto: il metodo migliore di controllo è
quello della misura della tensione e della densità di ogni elemento.
Più che il valore assoluto è utile annotare l’uniformità di tensione e densità nel parco
batterie installato: differenze non trascurabili potrebbero, con il passare del tempo,
portare significative disuniformità tale da richiedere un’operazione di equalizzazione.
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6. CONFIGURAZIONE DEI SISTEMI FOTOVOLTAICI
Un sistema fotovoltaico comprende un insieme di componenti che captano l’energia
solare disponibile e la trasformano in energia elettrica. La figura 54 riporta lo schema a
blocchi di un sistema fotovoltaico, nella sua forma più generale deve prevedere la
presenza di tutti i componenti che potenzialmente possono essere presenti.
Fig. 54 – Schema a blocchi del generico sistema fotovoltaico
L’insieme costituito dai convertitori DC/DC e DC/AC e di altri componenti ausiliari
(trasformatore, filtri, ecc.), prende anche il nome di Sistema di Condizionamento della
Potenza (PCS). Ad esso è assegnato il compito, oltre che di rendere disponibile l’energia
in forma utilizzabile, anche di ottimizzare il trasferimento di energia fra generatore PV e
utilizzatore, ovvero effettuare un’azione di controllo della potenza per cui alcune volte è
chiamato pure “Unità di Controllo della Potenza” (PCU).
La batteria di accumulatori può essere presente per accumulare l’energia elettrica nei casi
in cui non c’è sovrapponibilità tra i diagrammi dei carichi e dell’energia prodotta, ovvero
l’energia viene richiesta dai carichi nei momenti in cui non è disponibile (esempio di
notte). In questi casi le batterie accumulano l’energia e la restituiscono ai carichi nei
momenti in cui la richiedono. La batteria ha anche lo scopo di assicurare una più elevata
continuità del servizio di alimentazione elettrica, oppure di stabilizzare la tensione
continua in ingresso nell’inverter.
Il gruppo elettrogeneratore può essere presente in impianti cosiddetti “ibridi” o
“fotovoltaici diesel”, quando l’impianto fotovoltaico serve a scaricare parzialmente il
gruppo diesel continuamente in funzione nel suo servizio, risparmiando combustibile,
oppure in casi estremi per assicurare una continuità dell’alimentazione in mancanza delle
altre disponibilità di energia (generatore PV, batterie, rete).
La rete elettrica può essere presente per ricevere l’energia elettrica prodotta e/o fornire
energia nei momenti in cui ce ne fosse bisogno per l’indisponibilità delle altre fonti.
Il sistema di controllo a microprocessore, generalmente basato su un PLC (Controllore
Logico Programmabile), supervisiona la gestione dell’impianto con azioni di controllo
del funzionamento in automatico (avviamento, fermata, ecc.), di protezione e di
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
acquisizione dati per il continuo monitoraggio on-line. In alcuni casi (impianti grid
connected), esso fa parte del sistema di supervisione e controllo del PCS.
Nei sistemi fotovoltaici reali, di solito, non sono presenti tutti i componenti descritti, ma
soltanto quelli compatibili con l’applicazione specifica.
La figura 55 riporta in particolare lo schema elettrico unifilare del generico sistema
fotovoltaico con la presenza di tutti i possibili componenti.
98
Fig. 55 - Schema elettrico unifilare generale del sistema fotovoltaico
Le tipologie dei sistemi fotovoltaici più diffuse possono essere ricondotte alle seguenti
due configurazioni di base:
- Sistemi fotovoltaici connessi alla rete elettrica (grid connected)
- Sistemi fotovoltaici su utenza isolata (stand alone)
Si da un breve cenno, gli impianti connessi alla rete, tipici per la generazione diffusa, e di
riferimento per i programmi di incentivazione nazionali ed internazionali.
6.1. Sistemi connessi alla rete (grid-connected)
La tipologia dei sistemi fotovoltaici connessi alla rete comprende gli impianti destinati ad
essere collegati in parallelo alla rete elettrica pubblica alla quale cedono tutta o parte
dell’energia elettrica da loro prodotta. I flussi energetici dipendono dal rapporto relativo
tra carichi delle utenze locali e potenzialità dell’impianto fotovoltaico. Nelle ore in cui
non c’è produzione energetica fotovoltaica (notte), la rete provvede al soddisfacimento
delle utenze. La rete, per questi impianti, è assimilabile in modo astratto ad un accumulo
che assorbe energia elettrica nei periodi di surplus di produzione energetica rispetto alle
richieste dei carichi, e la restituisce nei periodi di deficit.
Complessivamente la produzione locale di energia elettrica da fonte fotovoltaica
provvede, nell’arco temporale di riferimento, a “scaricare” la fornitura di energia dalla
rete.
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
A questa tipologia di impianti appartiene anche la categoria d’impianti denominati “Tetti
Fotovoltaici”, termine con il quale, in senso lato, si vogliono individuare i generatori
fotovoltaici di piccola-media taglia (1÷100 kWp), installabili in zone elettrificate e
contesti urbanizzati, per esempio su strutture edili (edifici, tettoie, facciate, pensiline,
ecc.) e comunque sfruttando tutte quelle superfici definite “marginali”. Tali impianti
contribuiscono alla cosiddetta “generazione diffusa” o distribuita.
La figura 56 mostra uno schema a blocchi e dei flussi energetici di un tipico impianto
PV connesso alla rete pubblica.
Fig. 56 - Sistemi fotovoltaici connessi alla rete elettrica (grid-connected)
6.2. Sistemi fotovoltaici su utenza isolata (stand-alone)
La tipologia di sistemi fotovoltaici su utenza isolata, invece, assicura la disponibilità di
energia elettrica in zone non elettrificate, dove è importante garantire la continuità della
fornitura di energia elettrica. Tali impianti prevedono l’utilizzo di batterie di
accumulatori per la fornitura di energia nelle ore di assenza di radiazione solare. La
tipologia di impianti comprende, per esempio, gli alimentatori dei ripetitori
radiotelevisivi, lampioni fotovoltaici per illuminazione, impianti sparsi di pompaggio
acqua, ecc.
La figura 57 mostra uno schema a blocchi di un tipico impianto isolata nell’ipotesi di
carichi in corrente alternata (inverter).
Fig. 57 - Sistemi fotovoltaici su utenza isolata (stand-alone)
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
6.3. Schemi di collegamento alla rete
Nel mese di agosto 2000 è stata emessa la quarta edizione della norma CEI 11-20
“Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e Il
categoria”, applicabile da ottobre 2000, la quale riporta tra l’altro alcuni schemi elettrici,
come esempi di soluzioni impiantistiche conformi alle prescrizioni della norma stessa. Si
ritiene utile riportarli per dare un quadro riassuntivo della situazione
La configurazione base dello schema di collegamento di riferimento, per la connessione
di un impianto di produzione alla rete di distribuzione in corrente alternata, in
ottemperanza ai requisiti funzionali e protettivi richiesti, (Figura 58, tratta dalla nonna
CEI 11-20) è di seguito riportato:
100
Fig. 58 - Rappresentazione schematica della configurazione di un sistema
di produzione funzionante in parallelo alla rete pubblica
Lo schema di collegamento per gli impianti di produzione deve assicurare in generale le
seguenti funzioni:
a) avviamento, esercizio ed arresto dell’impianto di produzione in condizioni
ordinarie, cioè un’assenza di guasti o di funzionamenti anomali;
b) arresto del processo di conversione di energia in energia elettrica, quando si
manifesti nell’impianto di produzione un guasto o un funzionamento anomalo;
c) intervento coordinato dei dispositivi del generatore e della rete del produttore,
per guasti, funzionamenti anomali durante il funzionamento in isola su carichi
privilegiati;
d) intervento coordinato del dispositivo di interfaccia con quelli del generatore,
dell’interruttore generale, della rete pubblica, per guasti o funzionamenti
anomali durante il funzionamento in parallelo con la rete pubblica;
e) distacco dell’impianto di produzione dell’energia dalla rete pubblica tramite il
dispositivo di interfaccia nei seguenti casi:
1. apertura intenzionale del dispositivo della rete pubblica,
2. guasti o funzionamenti anomali della rete pubblica.
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
6.3.1. Rete di bassa tensione
Nel caso degli impianti su una rete in bassa tensione (I categoria), come nel caso dei tetti
fotovoltaici, di norma (salvo impianti con convertitori idonei al funzionamento misto
Rete-Isola), non è prevista una parte di rete abilitata al funzionamento in isola, per cui, la
configurazione di collegamento sopra riportata risulta semplificata con l’accorpamento
in un solo dispositivo delle funzioni di dispositivo di generatore e d’interfaccia. La
funzione protettiva c) in questo caso è non applicabile. La configurazione semplificata
derivata dalla Figura 59, tratta dalla norma CEI 11-20, risulta essere la seguente:
Fig. 59 - Rappresentazione schematica della configurazione di un sistema di
produzione funzionante in parallelo alla rete pubblica
Lo schema elettrico generale di collegamento unifilare, in particolare per i sistemi di
produzione statici in parallelo alla rete pubblica di bassa tensione (I categoria), nel caso
generale di più impianti di produzione, diventa conforme a quello della figura 34, di
seguito riportata. Tratta sempre dalla norma CEI 11-20.
Si noti come nel caso di un unico sistema di produzione si può avere la sovrapposizione
delle funzioni di dispositivo di generazione e d’interfaccia come sopra detto. Invece, nel
caso di una molteplicità di sistemi di produzione, la funzione dei due dispositivi di
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101

configurazione dei sistemi fotovoltaici
generazione e d’interfaccia è nettamente separata ed è essenziale che, comunque, ci sia
un unico dispositivo d’interfaccia tra rete e sistemi di produzione.
Legenda:
1) Eventuale banco di condensatori di rifasamento
2) Eventuale complesso di filtraggio interbloccato (concorde) con il dispositivo del generatore
3) Asservimento funzionale
4) Sganciatore di apertura in mancanza di tensione
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Fig. 60 - Schema di collegamento e di protezione dei sistemi di produzione statici
funzionanti in parallelo alla rete pubblica di I categoria
Negli schemi di cui sopra per il collegamento alla rete di bassa tensione si nota che in
generale la rete è trifase, e, quando si parla di sistema di produzione trifase, si intende un
sistema che dal punto di vista elettrico è trifase “Simmetrico ed Equilibrato”,
intendendo per tale un sistema che trasferisce su ogni fase correnti equilibrate sotto il
sistema simmetrico delle tensioni di rete (potenze uguali sulle tre fasi). Un siffatto
sistema di produzione di origine fotovoltaica può comprendere un unico inverter trifase,
oppure più inverter monofasi a costituire un banco tri-monofase. In ogni caso è
importante che l’insieme dei tre inverter (o loro multipli equidistribuiti sulle tre fasi), si
configuri e sia assimilabile ad un inverter equivalente trifase; ciò è necessario anche al
fine di semplificare le protezioni della rete agenti sull’interruttore d’interfaccia.
Quest’ultima asserzione deriva dal fatto che la nonma CEI 11-20, in accordo agli schemi
di collegamento proposti, richiede la presenza di un dispositivo d’interfaccia unico nel
caso di più sistemi di produzione.
Quindi, se l’inverter è trifase ed unico, il dispositivo d’interfaccia coincide con quello del
generatore e la Società Elettrica, (il GRTN) in generale, ritiene accettabile che le
protezioni della rete, implementate nel sistema di protezione del convertitore stesso
(opportunamente certificato nella rispondenza alla normativa), costituiscono un valido
ed accettabile sistema di protezione.
Se l’inverter trifase viene realizzato, invece, in connessione tri-monofase, si è nella
medesima situazione precedente solo se viene realizzata una configurazione del tipo
master-slave, cioè, se c’è uno dei tre inverter che funge da inverter principale (master) e
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
gli altri sono da esso condotti (slave). In tal caso, indirettamente, le protezioni di rete
dell’inverter master (il quale tra l’altro deve monitorare le tre tensioni di fase), pilotano
anche gli altri due inverter, i quali, seguono tutti gli stati dell’inverter master, per cui,
l’insieme dei tre inverter si comporta come un unico inverter trifase equivalente.
Se invece gli inverter del banco tri-monofase sono indipendenti l’uno dall’altro, la
configurazione non è assimilabile, a rigore, ad un trifase equivalente per cui si ricade
nella situazione di un insieme di sistemi di produzione i quali possono pure essere di
taglia diversa (comunque con squilibri tra le fasi contenuti entro il limite di 5 kW), e
devono essere connessi tramite un unico dispositivo d’interfaccia sulla linea trifase di
connessione. In questo caso il dispositivo d’interfaccia deve essere ovviamente esterno
ai singoli gruppi inverter e sensibile alla tensione a monte. Ferma restando la necessità
del dispositivo d’interfaccia, in conformità alla norma CEI 11-20, si può discutere sulla
obbligatorietà o meno di una omologazione del dispositivo da parte della Società
Elettrica, ovvero della scelta di un dispositivo gradito alla Società stessa (Es.: DV 606,
DV 604, DV 601 ENEL).
6.3.2 Rete di media tensione
Nel caso di più impianti di produzione da collegare ad una rete di media tensione II
categoria), lo schema generale, tratto dalla normativa CEI 11-20, è quello della Figura
61, di seguito riportata.
Nel caso di installazione di un sistema di produzione in una struttura esistente, è
importante verificare la presenza della protezione contro guasti a terra sulla rete di
media tensione agente sull’interruttore principale di linea della cabina MT/BT. Qualora
tale protezione non fosse già presente, va prevista la sua installazione, in quanto, in
ottemperanza alle prescrizioni normative (CEI 11-20) occorre che sull’interruttore
principale, avente anche le funzioni di Dispositivo Generale del sistema di produzione,
agisca anche la protezione contro i guasti a terra.
Si noti come sempre nel caso particolare di un unico impianto di produzione si possono
sovrapporre le funzioni dei due dispositivi di generatore e d’interfaccia.
Dallo schema suggerito si nota che è preferibile collegare tutti gli impianti di produzione
ad un unico dispositivo d’interfaccia dedicato all’insieme dei sistemi di produzione. E’
questo il caso di più impianti di piccola taglia da connettere sulla rete di bt interna di un
produttore il quale ha un fornitura convenzionale in media tensione (es. Università,
Piccola Industria, Centri Commerciali ecc.).
Nel caso di allacciamento a sistemi di II categoria si nota che lo schema di protezione
generale prevede il prelievo del segnale di tensione di rete, tramite un TV a monte del
trasformatore, per le funzioni protettive del dispositivo d’interfaccia.
Lo schema è applicabile per impianti di produzione di potenza complessiva superiore a
200 kVA, in conformità alle prescrizioni della norma CEI 11-20, in quanto, lo schema
protettivo delle protezioni di rete agenti sul dispositivo d’interfaccia, prevede tra l’altro
anche la protezione di massima tensione omopolare. Quest’ultima, come è noto, è
preposta alla protezione contro i guasti terra che possono avvenire sulla rete di media
tensione (esercita normalmente con neutro isolato sistema IT). In questo caso il segnale
di tensione dalla rete mt può essere prelevato da un TV già esistente nella sezione di
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103

configurazione dei sistemi fotovoltaici
misura della cella di media tensione, altrimenti deve essere prevista la sua installazione
per rendere disponibili i necessari segnali.
E’ previsto che il sistema protettivo suddetto (relè) possa essere escluso, quando tutti gli
impianti di produzione non sono funzionanti, solo se si adottano opportuni interblocchi
(per esempio nel caso di esigenze di ottimizzazione della gestione delle utenze
privilegiate).
Per impianti sotto i 200 kVA, ove non sussiste l’obbligo della protezione di tensione
omopolare della rete mt, può essere derivato normalmente il segnale di tensione per le
funzioni protettive del dispositivo d’interfaccia, dalla rete di bassa tensione
immediatamente a monte del dispositivo d’interfaccia stesso. Comunque, va verificata la
presenza della protezione contro i guasti a terra sulla cella di arrivo linea mt con
interruttore avente funzioni di dispositivo generale.
Legenda:
1)Eventuale banco di condensatori di rifasamento
2)Utenze privilegiate solo per sistemi di conversione idonei al funzionamento in isola
3)Eventuale complesso di autoeccitazione per generatori asincroni nel funzionamento in isola;
4)Sganciatore di apertura in mancanza di tensione.
Fig. 61 - Schema di collegamento e di protezione di sistemi di produzione di energia elettrica
destinati al funzionamento in parallelo alla rete pubblica e al funzionamento misto
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
6.3.3 Schema tipico per un impianto fotovoltaico monofase
È di seguito riportato uno schema elettrico del sistema di produzione fotovoltaico
collegato alla rete (figura 62), conforme alla configurazione generale di cui sopra, per il
caso di utenza monofase su rete di bassa tensione.
Fig. 62 - Schema elettrico di un sistema di produzione fotovoltaico collegato alla rete
Si distinguono essenzialmente i seguenti blocchi principali:
- Generatore fotovoltaico, costituito dal campo dei moduli fotovoltaici, installati
su apposite strutture di sostegno, e connessi elettricamente tra loro a formare le
stringhe;
- Quadro di campo, nel quale, in prossimità del campo, vengono effettuate le
connessioni in parallelo delle stringhe di moduli e vengono installati i dispositivi
di sezionamento e protezione delle stringhe; esso può non essere presente
laddove si utilizzano inverter che accettano direttamente la connessione delle
stringhe (anche inverter di stringa);
- Sistema di Condizionamento della Potenza, è uno o più quadri che contengono
l’inverter ed i dispositivi di sezionamento e protezione cosi come richiesti dai
requisiti d’interfaccia con la rete.
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105

configurazione dei sistemi fotovoltaici
Tutta l’impiantistica elettrica compresa tra i moduli fotovoltaici ed i morsetti di ingresso
in corrente continua dell’inverter, viene denominata nel seguito anche sistema (o
sezione) in corrente continua. La restante parte tra i morsetti di uscita dell’inverter ed il
punto di consegna e connessione alla rete pubblica, viene denominato anche sistema (o
sezione) in corrente alternata.
Dall’analisi della norma e dagli schemi di collegamento a rete in essa riportati, si rileva
che i principali aspetti di rilievo per gli impianti di generazione fotovoltaica diffusa, sono
i seguenti:
a) Possibilità del collegamento alla rete pubblica di bassa tensione in modalità
“monofase” solo per sistemi di conversione statici di piccola taglia, fino a 5kVA di
potenza complessiva per fase; il campo d’applicazione riguarda solo i sistemi con
potenza superiore ad 1kW, comunque, è prevista una verifica di compatibilità della
connessione con i criteri d’esercizio della rete da parte della società elettrica;
b) Accessibilità per l’esercente della rete pubblica al dispositivo di sezionamento,
comando e interruzione automatica installato dal produttore nel punto di consegna;
c) I convertitori statici dei sistemi di produzione trifasi su rete in bassa tensione devono
avere necessariamente la separazione galvanica (trasformatore) tra parte in corrente
continua e la rete in corrente alternata. La separazione galvanica può essere omessa nei
sistemi monofase su rete in bassa tensione, solo se si installa dal lato rete una protezione
elettromeccanica sensibile alla corrente Continua;
d) Ai fini della protezione della rete pubblica, per gli impianti connessi alla rete di bassa
tensione per i quali non si prevede la possibilità di cessione di energia alla rete (neppure
in transitorio), esiste l’alternativa di sostituire le protezioni di tensione e di frequenza
con una semplice protezione direzionale di minima potenza, agente direttamente sul
dispositivo di interfaccia;
e) Qualora si tratta di un unico generatore di cui non è previsto un funzionamento in
isola, le funzioni dei dispositivi del generatore, d’interfaccia e generale possono essere
esercitate da un unico interruttore. Comunque è necessario verificare che a monte del
sistema di produzione ci siano almeno due dispositivi di interruzione automatici, di cui
uno può essere installato nella rete pubblica. Nel caso di un piccolo impianto, tipo tetto
fotovoltaico per esempio, il limitatore della Società Elettrica nel punto di consegna è il
primo dispositivo d’interruzione costituente il dispositivo generale ed il secondo
interruttore, sulla derivazione dell’impianto fotovoltaico, congloba in un solo
interruttore le funzioni di dispositivo d’interfaccia e del generatore;
f) Possibilità di installare quadri elettrici e componenti del sistema di produzione di I
categoria (bassa tensione), non necessariamente in locali classificabili come “Officina
Elettrica”. Ciò rende più semplice l’installazione degli impianti fotovoltaici integrati nelle
strutture edili in quanto allocabili in locali convenzionali, senza particolari requisiti.
g) Deve essere verificata la selettività del sistema di protezione anche con l’inserimento
degli impianti di produzione. In particolare devono essere evitati scatti intempestivi delle
protezioni relativamente alla linea su cui si collega l’impianto di produzione pur
dovendo continuare a garantire la discriminazione dei guasti a fondo linea;
h) Deve essere effettuata la verifica che i profili di tensione e le correnti circolanti nelle
linee soddisfino i criteri di efficace sfruttamento delle linee stesse e dei trasformatori;
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
i) Deve essere verificata la qualità della forma d’onda con particolare riferimento alle
variazioni d tensione, armoniche e flicker.
Normalmente la verifica dei criteri di collegamento previsti dalla norma si riferisce alla
possibilità di inserire l’impianto di produzione in un punto della rete pre-esistente.
Qualora i suddetti criteri non dovessero permettere il collegamento di un sistema di
produzione ad una linea già esistente potrà essere presa in considerazione la connessione
tramite linea dedicata riconsiderando tutte le verifiche previste.
I criteri di esercizio della linea dedicata devono essere concordati tra distributore e
produttore e possono in tale caso differire da quelli normalmente seguiti. Si deve tuttavia
garantire che gli altri impianti esistenti del distributore possano continuare ad essere
eserciti normalmente senza bisogno di adeguamenti.
6.4. Criteri di esercizio
6.4.1 Esercizio della rete elettrica pubblica in bt
Normalmente la rete pubblica trifase di distribuzione a bassa tensione (bt) è esercita in
ITALIA dalle Società Elettriche (GRTN) con neutro francamente a terra secondo il
sistema denominato TT (I lettera: stato del Neutro; II lettera: stato delle Masse), per
motivi di sicurezza ed esercizio. Le linee sono normalmente di tipo radiale, alcune con
possibilità di controalimentazione per assicurare la continuità del servizio in caso di
guasti.
Il neutro è collegato all’impianto di terra della cabina di trasformazione dell’ENEL ed
ogni utenza dovrebbe essere dotata di un impianto di terra cui collegare le masse
metalliche. La norma CEI 64-8 stabilisce i criteri di protezione contro i contatti indiretti
degli impianti elettrici utilizzatori che non hanno una propria cabina di trasformazione e
sono alimentati con sistema TT (art. 413.1.4), quali sono per l’appunto gli impianti delle
utenze domestiche e piccoli attività commerciali, artigianali e/o industriali.
Alla base della scelta del sistema TT di gestione della rete pubblica di bt, c’è la
considerazione che tale sistema permette di dissociare la sicurezza dell’utente dalle
caratteristiche e vicissitudini della rete di distribuzione pubblica di bt.
Invece nel sistema TN (neutro a terra T e masse a neutro N), la sicurezza dell’utente
dipende strettamente dalla rete di alimentazione, per cui, quando l’impianto è sotto
un’unica giurisdizione, come nel caso di sistema con cabina propria di trasformazione, la
norma CEI 64-8 (art. 413.1.3), consiglia tale tipo di gestione. Ciò è dovuto
principalmente al fatto che per la protezione contro i contatti indiretti è possibile
soddisfare alle prescrizioni delle protezioni per i sistemi TN, con una accurata scelta dei
dispositivi di protezione e delle condutture, indipendentemente dalla bontà della
realizzazione dell’impianto di terra, la cui resistenza gioca un ruolo secondario (è
importante l’impedenza dell’anello di guasto).
6.4.2. Esercizio della rete del produttore in bt
Per quanto riguarda l’esercizio della rete bt del produttore (anche autoproduttore),
intendendo per tale la rete dedicata alla distribuzione del produttore, ed il modo di
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107

configurazione dei sistemi fotovoltaici
collegare a terra i punti di neutro del sistema elettrico, scelta rilevante ai fini della
sicurezza e del funzionamento, la norma CEI di riferimento è la CEI 11-20.
Tale norma, nel capitolo 6, al paragrafo 6.2, stabilisce che negli impianti in oggetto di I
categoria, collegati a reti pubblica di I categoria, lo stato del neutro e la protezione
contro i contatti indiretti della parte di impianto della rete del produttore, si effettua in
conformità alle norme CEI 11-1 e CEI 64-8, secondo il rispettivo campo di
applicazione.
La CEI 11-1 è applicabile in generale agli impianti elettrici con tensione superiore a 1000
V ac; la CEI 64-8 è applicabili agli impianti elettrici utilizzatori con tensioni inferiore a
1000 V ac, e, nel caso in oggetto, la loro applicazione è estesa anche ai sistemi elettrici
dei produttori.
Nella norma 11-20 per quanto in oggetto si distinguono i seguenti casi:
108
- se il sistema di produzione è allacciato a una rete di I categoria, alimentata anche da
una rete pubblica appartenente allo stesso sistema elettrico (assenza di
trasformazione), come può essere il caso degli impianti PV negli edifici connessi
alla rete, in accordo alle prescrizioni della norma 64-8, lo stato del neutro e la
protezione contro i contatti indiretti è realizzato con il sistema TT, essendo il
neutro messo a terra nella rete pubblica. Durante il funzionamento in parallelo alla
rete il centro stella del sistema di generazione (e comunque qualsiasi punto della
parte attiva) non deve essere connesso a terra. Qualora il generatore è previsto
pure per un funzionamento su utenza isolata (funzionamento misto), quando il
generatore funziona in isola lo stato del neutro va trasformato da TT a TN-S,
connettendo il centro stella del generatore all’impianto di terra unico;
- se il sistema di produzione è allacciato a una rete di I categoria, alimentata anche
dalla una rete pubblica appartenente però ad un sistema elettrico metallicamente (o
galvanicamente) separato (presenza di trasformazione), in questo caso lo stato del
neutro e la protezione contro i contatti indiretti è realizzato preferibilmente con il
sistema TN-S (così come prescritto dalla norma CEI 64-8). Per particolari
esigenze di esercizio è ammesso il sistema IT.
Lo spirito delle prescrizioni di cui ai suddetti punti è quello di seguire lo stesso criterio
adottato dalla norma CEI 64-8 (negli artt. 413.1.4 e 413.1.3), nella quale si consiglia
l’adozione del sistema TN in sistemi di I° categoria dotati di propria cabina di
trasformazione e del sistema TT in sistemi di I° categoria senza propria cabina di
trasformazione.
6.4.3 Esercizio della rete elettrica pubblica in mt
Normalmente la rete pubblica trifase di distribuzione in media tensione (mt) è esercita in
Italia dalle Società Elettriche (GRTN ed altre) con neutro isolato secondo il sistema
denominato IT(I° lettera: stato del Neutro; II° lettera: stato delle Masse), per motivi di
sicurezza ed esercizio. Le linee sono normalmente di tipo radiale, alcune con possibilità
di controalimentazione per assicurare la continuità del servizio in caso di guasti.
Lo stato del neutro e la protezione contro i contatti indiretti della parte di impianto
appartenente alla rete del produttore deve essere conforme alle Norme CEI 11-1, 11-8 e
64-8 secondo il rispettivo campo di applicazione.
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
In particolare si distinguono i seguenti casi:
- Rete del produttore di II categoria funzionante in parallelo ad una rete pubblica di
II categoria, appartenente allo stesso sistema elettrico.
In questo caso il regime del neutro della rete del produttore deve essere identico a quello
della rete pubblica.
- Rete del produttore di II categoria con funzionamento in parallelo alla rete
pubblica di II categoria galvanicamente separati
Il neutro del generatore può essere:
- messo a terra tramite una impedenza
- isolato
La messa a terra del neutro dell’impianto di produzione deve essere coordinata allo stato
del neutro della rete del sistema del produttore.
La scelta del punto o dei punti di neutro della rete del produttore da mettere a terra,
deve essere fatta in maniera che l’intervento della protezione contro i guasti a terra sia
garantito in tutte le possibili configurazioni della rete.
In tutti i casi sopra individuati, quando si hanno più generatori funzionanti
contemporaneamente in parallelo, per il collegamento a terra dei centri stella si deve
tener conto delle possibili correnti di circolazione.
6.4.4. Esercizio di un generatore fotovoltaico in corrente continua
Si focalizza l’attenzione sugli aspetti peculiari degli impianti fotovoltaici nei riguardi del
collegamento a terra delle parti attive del sistema in corrente continua e la loro gestione
in relazione agli aspetti di esercizio. A tale scopo vanno tenuti presenti alcuni criteri
generali, tra cui i principali:
- continuità del servizio;
- localizzazione ed eliminazione guasti;
- possibilità del verificarsi di doppio guasto a terra;
- entità delle correnti di guasto e selettività delle protezioni;
- sicurezza per il personale e per le cose;
- costi di investimento e di esercizio.
La scelta del tipo di gestione è sempre frutto di compromesso tra le diverse esigenze
tecniche ed economiche.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
109

configurazione dei sistemi fotovoltaici
Le possibili configurazioni del sistema in corrente continua del campo PV nei riguardi
del collegamento a terra delle parti attive, indipendentemente da vincoli, sono:
110
- senza collegamenti a terra (floating);
- un polo a terra;
- punto centrale a terra.
Altri tipi di collegamento a terra, per esempio tramite resistenza o capacità, sono
riconducibili ai casi suddetti.
La gestione floating è quella più semplice ed intuitiva, ha il vantaggio che un corto
circuito richiede il contemporaneo verificarsi di due guasti a terra, ciò che rende più
elevata la continuità dell’esercizio. Per contro ha l’inconveniente che a causa
dell’elettricità statica si possono presentare pericolose sovratensioni della parte attiva del
campo PV rispetto a terra (apprezzabili solo per impianti con elevate superfici).
Comunque i pericoli di sovratensione possono essere limitati da appositi scaricatori di
sovratensione e dalla resistenza di dispersione propria dell’isolamento. Altro svantaggio
è che risulta più difficoltoso rilevare condizioni anomale di funzionamento delle singole
stringhe e/o individuare il punto del primo guasto a terra. Inoltre potrebbe essere
necessario installare dispositivi aggiuntivi per il controllo continuo dell’isolamento.
La gestione con un polo a terra evita il formarsi delle sovratensioni statiche, notevoli per
impianti estesi (grosse taglie), però presenta lo svantaggio che i moduli distanti dal polo
a terra hanno l’isolamento sottoposto all’intera tensione verso terra per cui dal punto di
vista elettrico (sollecitazioni dielettriche) per tensioni operative elevate, in misura
maggiore degli altri. Ovviamente in questo caso ogni contatto a terra per guasto è un
corto circuito a cui va posto rimedio con opportune protezioni.
La gestione con punto centrale a terra evita l’inconveniente precedente delle
sollecitazioni dielettriche, poiché l’isolamento dei moduli al massimo può essere
sottoposto alla metà dell’intera tensione del campo. Ciò permette anche di utilizzare
sensori per misura (impianti sperimentali), i quali, installati in prossimità del punto
centrale, operando a tensioni vicino a quella di terra non hanno necessariamente
bisogno di isolamento galvanico. Uno svantaggio di tale gestione è costituito dal fatto
che uno sbilancio della tensione tra le due metà delle varie stringhe in parallelo,
comporta una circolazione di corrente nel collegamento di neutro, la quale può essere
dello stesso ordine della corrente di guasto, se, per esempio, c’è un oscuramento parziale
di una sola mezza stringa.
Il collegamento a terra tramite resistenza permette di discriminare le correnti normali
dalle correnti di guasto, facilitando il rilevamento dei guasti.
Negli impianti con punto a terra un guasto a terra si traduce nella circolazione di elevate
correnti nel neutro che possono essere rilevate facilmente da protezioni sensibili alla
corrente sul neutro.
Tali correnti, potendo essere notevoli, facilmente fanno progredire un guasto parziale e
temporaneo di un guasto permanente con possibili danneggiamenti. Per evitare i danni
occorre un’accurata progettazione del sistema di protezione (diodi, fusibili, scaricatori).
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

configurazione dei sistemi fotovoltaici
Sulla base delle esperienze condotte su impianti già realizzati si può concludere che
nessuna delle soluzioni suddette è in grado di prevalere nettamente sulle altre. La
gestione con punto a terra è una pratica abbastanza diffusa negli Stati Uniti ed in misura
minore in Germania ed altri paesi europei.
In Italia, invece, gli operatori sono orientati verso l’adozione della gestione senza
collegamenti a terra per i motivi esposti nel seguito.
6.5. Criteri di protezione
Si analizzano nel seguito quali sono i criteri di protezione da adottare contro i
funzionamenti anomali e in caso di guasti nelle sezioni principali d’impianto: Rete
pubblica; Rete produttore; Generatore fotovoltaico.
Si fa particolare riferimento alle protezioni contro i guasti che possono indurre
sovracorrenti potenzialmente pericolose.
6.5.1. Protezione per la rete pubblica
Ai fini della protezione per la rete pubblica, in particolare per sistemi allacciati a rete di I
categoria, la norma CEI 11-20 (par. 5.8), prescrive l’installazione dei relè di tensione (59
“>V” e 27 “

configurazione dei sistemi fotovoltaici
(inverter) devono essere certificate e le protezioni rispondenti ai requisiti normativi
richiesti per le protezioni d’interfaccia.
Nell’ambito di tale problematica, e per sottolineare l’importanza dello schema di
protezione della rete previsto, a rigore, si fa presente che la norma CEI 11-20 prescrive
il seguente schema di protezione (per la rete di I categoria).
Si vede che viene introdotta, oltre alle protezioni di “V” ed “f’, anche una protezione
contro la perdita della rete, non obbligatoria, ma soggetta ad una valutazione tecnica
congiunta distributore-produttore, la quale, è una protezione aggiuntiva destinata alla
protezione contro un eventuale funzionamento in isola (non voluto) di una parte della
rete di distribuzione pubblica.
Questa possibilità di funzionamento è denominata anche “islanding”, termine inglese,
riconosciuto internazionalmente, con il quale si definisce il sostentamento di una sezione
della rete pubblica da parte dei sistemi di produzione, in assenza di alimentazione della
rete principale (ente distributore).
La problematica è tuttora oggetto di ricerche. Dai risultati finora ottenuti risulta che il
rischio del verificarsi dell’islanding è piuttosto basso se il numero di sistemi di
produzione diffusi non è elevato ed i sistemi stessi sono dotati di protezioni che
controllano continuamente sia la frequenza che i livelli di tensione (come sopra
esposto).
Il rischio diventa invece apprezzabile quando si è in presenza di un numero elevato di
sistemi di produzione diffusi e la potenza fornita complessivamente da essi può essere
potenzialmente dello stesso ordine, o maggiore, di quella richiesta dai carichi della linea.
In questi casi va effettuata una valutazione sulla necessità della protezione, caso appunto
contemplato dalla normativa.
A livello di normativa internazionale non c’è nessuna prescrizione sull’obbligatorietà di
una protezione specifica. Esistono solo delle guide nazionali (VDEW Germania ecc.),
che suggeriscono l’adozione di provvedimenti in merito. In genere si tratta di protezioni
aggiuntive, specifiche, di cui sono dotati gli stessi convertitori (inverter), per la maggior
parte basate sul monitoraggio dell’impedenza della rete vista dall’apparecchiatura, la cui
variazione brusca, entro determinati limiti, va a costituire un indicatore indiretto della
mancanza dell’alimentazione dalla rete, in seguito alla quale si provvede istantaneamente
al sezionamento dell’apparecchiatura e l’isolamento dell’impianto. Sono in fase
sperimentale altre tecniche che utilizzano invece la velocità di variazione della frequenza
come indicatore dell’assenza di rete (a derivata di frequenza).
6.5.2. Protezione per la rete del produttore
Per i sistemi di conversione destinati ad essere collegati in parallelo alla rete pubblica di
bt, ai fini della protezione generale della rete del produttore, in conformità alle
prescrizioni della norma CEI 11-20 (par. 5.7), si applica una protezione contro le
sovracorrenti agente sul dispositivo generale. Quest’ultimo deve essere un interruttore di
manovra-sezionatore dotato di fusibili, oppure un interruttore con protezione
112
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

configurazione dei sistemi fotovoltaici
magnetotermica; in ogni caso le protezioni devono essere coordinate con la protezione
posta sulla linea bt della rete pubblica.
Un eventuale corto circuito sul montante inverter-rete è alimentato dal generatore PV e
dalla rete. Per il dimensionamento delle protezioni si prende in considerazione il solo
contributo della rete in quanto, come è noto, l’apporto del generatore fotovoltaico non
può essere che di poco superiore alla corrente nominale. Essendo il sistema ac della rete
di bt del produttore del tipo TT o TN, almeno nella parte del montante rete-inverter, il
dimensionamento delle protezioni va fatto in maniera conforme alle prescrizioni delle
norme CEI 11-20 e 64-8 per i suddetti sistemi, ovvero tramite interruttore automatico
magnetotermico con opportune curve di intervento in funzione dei cavi da proteggere e
della corrente di corto circuito presunta.
Normalmente tale protezione è assolta dal dispositivo generale, ed eventualmente di
rincalzo pure dal dispositivo d’interfaccia (facoltativo), col quale va fatto, in questa
eventualità, il coordinamento in termini di selettività dell’intervento. Nella rete monofase
di bt dove sono distribuiti la fase e il neutro, se il sistema è TT o TN-S la protezione è
obbligatoria solo sulla fase (CEI 64-8 cap.6 sez.5), mentre per il sistema TN-C il neutro
non deve essere sezionabile (conduttore di protezione PE), però può essere inserito un
rivelatore di sovracorrente che agisce sul conduttore di fase.
6.5.3. Protezioni del sistema di generazione fotovoltaico
Il generatore fotovoltaico è costituito da più moduli collegati in serie in modo da
formare una stringa in numero tale da raggiungere la tensione di funzionamento, e da
più stringhe in parallelo per ottenere la potenza fissata.
I singoli moduli sono protetti contro gli effetti dell’ombreggiamento dai diodi di by-pass
il cui dimensionamento dipende strettamente dal tipo di modulo (corrente nominale >
Isc modulo; tensione inversa >Voc modulo).
Le stringhe sono protette contro la circolazione di correnti inverse dai diodi di blocco, i
quali sono dimensionati in base alle caratteristiche elettriche dell’impianto (corrente
nominale > Isc modulo; tensione inversa >2 Voc stringa).
Ai terminali di ogni stringa nella scatola di giunzione, sia sul polo positivo che negativo,
sono installati scaricatori di sovratensioni tra poli e terra, per la protezione contro le
sovratensioni.
Per la protezione contro le sovracorrenti bisogna distinguere i casi in cui il sistema in
corrente continua è separato oppure no dal sistema in alternata (separazione galvanica in
presenza di trasformatore).
6.5.4. Sistema in continua separato (isolamento galvanico)
Nel primo caso in cui il sistema in continua è indipendente (separato) da quello in
corrente alternata, è possibile concentrare l’attenzione soltanto contro i sovraccarichi in
quanto, come è noto, le eventuali correnti di corto circuito nei generatori fotovoltaici
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
113

configurazione dei sistemi fotovoltaici
sono dello stesso ordine di quelle nominali (n.b. la rete in alternata non partecipa al
mantenimento delle correnti di guasto).
A tal proposito si osserva, dall’analisi delle possibili condizioni di guasto di un campo
PV, che potenzialmente il singolo cavo di stringa si può sovraccaricare nelle condizioni
in cui si presentano contemporaneamente più situazioni di guasto.
Precisamente:
- se il sistema elettrico del generatore PV è del tipo LT, occorrono due guasti a
terra ed il contemporaneo guasto di un diodo di blocco di una stringa, per far
circolare, nelle condizioni peggiori, in un cavo di stringa la somma delle correnti
di tutte le stringhe;
- se il sistema elettrico del generatore PV è del tipo TT o TN, in questo caso
comunque separato dal sistema in alternata, occorre che si verificano almeno
due guasti: un guasto a terra all’interno di una stringa e il guasto del diodo di
blocco in una stessa stringa, sempre per far circolare in un cavo di siringa la
somma delle correnti di tutte le stringhe.
Il sovraccarico del cavo di stringa in una delle condizioni di guasto suddette, si può
verificare e risultare pericoloso se la portata di corrente del cavo è inferiore alla corrente
totale di tutte le stringhe in parallelo.
In genere il dimensionamento dei cavi col criterio elettrico del contenimento della
caduta di tensione ammissibile, porta a sezioni dei cavi in grado di soddisfare
ampiamente anche il criterio termico della portata di corrente ammissibile. Ne deriva
che quasi sempre i cavi delle stringhe sono sovraccaricabili con correnti multiple di
quelle di una sola stringa, per cui, se le stringhe sono poche, è possibile omettere le
protezioni contro i sovraccarichi perché le massime correnti di guasto sono nei limiti
delle portate ammissibili dei cavi.
In conclusione, è possibile affermare che una effettiva protezione attiva contro le
sovracorrenti (n.b. sovraccarico) tale da richiedere l’installazione di fusibili sulle stringhe,
è giustificabile solo se il numero delle stringhe è notevole (somma delle correnti in grado
di arrecare danni ai cavi e/o moduli PV).
Per la protezione, qualora necessaria nel caso di elevato numero di stringhe oppure per
proteggere più che altro non i cavi ma le singole celle nei moduli, si impiegano fusibili e
non è consigliabile l’impiego di interruttori automatici, sia per fattori economici che per
questioni tecniche. Infatti gli interruttori sono facilmente soggetti ad interventi
intempestivi in seguito a sovratensioni transito (es: di origine atmosferica) che
richiederebbero il riarmo manuale dell’interruttore per il ripristino dell’erogazione di
corrente della stringa. E’ quindi consigliabile utilizzare fusibili per la protezione delle
stringhe contro le sovracorrenti, opportunamente coordinati con la tipologia dei cavi e
dei moduli PV, in esecuzione estraibile per permettere anche il sezionamento manuale
per la ricerca eventuali guasti nelle stringhe.
La difficoltà a predisporre una protezione per interruzione automatica del circuito
perché la corrente di guasto (corto circuito) non è rilevante, consiglia di adottare una
posa dei cavi di massima sicurezza che impedisca l’insorgere dei guasti quali “dispersioni
a terra” e “corto circuiti”. A tale scopo per i collegamenti tra i moduli (circuito dc
secondario) si possono impiegare cavi unipolari posati su vie separate e ben distanti tra
loro in maniera da rendere improbabile un corto circuito. Per lo stesso motivo è
preferibile che i cavi dei due poli di ogni stringa si attestino siano collegate a 4 scatole di
114
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configurazione dei sistemi fotovoltaici
giunzione separate, per il parallelo e la connessione all’inverter, in maniera che un difetto
di isolamento conduca al massimo ad una dispersione a terra che sarà segnalata dal
controllo di isolamento dei sistemi IT o dall’intervento del differenziale dei sistemi TT o
TN. Tutti gli accorgimenti suddetti, come vedremo in seguito, sono anche tipici della
protezione mediante componenti elettrici di classe II.
6.5.5. Sistema in corrente continua dipendente (assenza separazione)
Nel caso in cui il sistema in Corrente continua è dipendente dal sistema in alternata, la
gestione del sistema è del tipo TT o TN, inteso come estensione del sistema in alternata
(assenza di separazione galvanica). In tale caso l’intensità delle correnti di guasto
dipendono essenzialmente dalla rete in alternata per cui vanno adottate delle opportune
protezioni di massima corrente (fusibili). La protezione contro le sovracorrenti per
guasti sul sistema dc viene effettuata preliminarmente dai fusibili di stringa e, di rincalzo,
dalla protezione magnetotermica (> I) agente sul dispositivo di generatore e
d’interfaccia.
Per il circuito dc che collega l’insieme della stringhe in parallelo, dal quadro di campo
all’inverter (circuito dc primario), valgono le stesse considerazioni precedenti. Sempre
allo scopo di rendere improbabile il verificarsi di un corto circuito è consigliabile una
posa dei cavi di massima sicurezza ovvero l’adozione di cavi unipolari, però, in questo
caso, provvisti di doppio isolamento in quanto il percorso in genere è unico ed i cavi
sono posati vicini tra loro (nello stesso condotto); inoltre si deve posare almeno uno dei
due cavi all’interno di un tubo metallico (oppure deve essere usato un cavo con guaina
metallica), da collegare a terra alle due estremità, in maniera tale che un eventuale difetto
di isolamento diventi una dispersione verso terra rilevata dai dispositivi di protezione.
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115

7. CONVERTITORI STATICI
Tutti i dispositivi idonei alla conversione di grandezze elettriche in ingresso quali
tensione e corrente in altre disponibili in uscita vengono definiti come convertitori
statici.
I convertitori statici si dividono in:
- convertitori statici ca/cc ( raddrizzatori e alimentatori);
- convertitori cc/cc detti chopper;
- convertitori cc/ca detti inverter;
- convertitori ca/ca detti cicloinverter
Nelle applicazioni fotovoltaiche, normalmente, i convertitori utilizzati sono gli inverter.
Pur basandosi sullo stesso principio di funzionamento degli inverter per applicazoni
industriali per l’azionamento di motori elettrici o per l’alimentazione di continuità e di
emergenza (UPS) gli inverter dedicati al settore fotovoltaico hanno delle peculiarità
proprie e pertanto vanno scissi da quelli utilizzati in campo industriale.
Gli inverter fotovoltaici debbono essere suddivisi in due grandi categorie:
- inverter per applicazioni isolate o stand - alone;
- inverter per applicazioni connesse in rete o grid – connected;
le differenze sono di carattere sia tecnico che applicativo.
7.1. Inverter per applicazioni isolate
Gli inverter stand alone hanno la funzione di erogare ad un certo numero di carichi
energia elettrica con caratteristiche di tensione e corrente quanto più simili a quelle della
normale rete di distribuzione in bassa tensione.
Pertanto, pur dovendo alimentare linee di dimensioni ridotte rispetto a quelle della
normale distribuzione, gli inverter debbono possedere le caratteristiche di affidabilità di
funzionamento e di continuità di esercizio, rispettando gli standard qualitativi richiesti.
Essi devono anche sopportare regimi transitori di sovraccarico, ad esempio durante lo
spunto all’avviamento dei motori elettrici o quando debbono fornire energia reattiva ai
carichi non rifasati.
Inoltre il contenuto di armoniche deve essere contenuto per evitare interferenze con le
altre apparecchiature elettroniche.
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sistemi di condizionamento della potenza
Fig. 63 – Inverter stand alone da 1.500 W di uscita
7.2. Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
Innanzitutto lo scopo di questi dispositivi, a differenza degli inverter per applicazioni
isolate, non e più quello di regolare la tensione e la frequenza di uscita per fornire un
servizio elettrico idoneo; l’obiettivo primario risulta essere invece quello di convertire
l’energia elettrica in corrente continua prodotta dai moduli fotovoltaici in corrente
alternata ed iniettarla in rete nel modo più efficiente possibile.
Si può quindi osservare che, negli inverter grid-connected, i circuiti di ingresso non
hanno più come riferimento la tensione delle batterie, queste ultime ora non più
necessarie, ma quella del generatore fotovoltaico, il che comporta l’adattamento a
variazioni molto più ampie ed inoltre richiede un circuito inseguitore del punto di
massima potenza o Maximum Power Point Tracker (MPPT) sulla curva caratteristica I-
V del generatore stesso.
Più in dettaglio, la finestra di tensione di ingresso degli inverter per il funzionamento in
parallelo alla rete elettrica deve tenere conto dei seguenti fattori:
- tensione nel punto di massima potenza e tensione a vuoto del generatore
fotovoltaico in condizioni STC; questi valori sono dipendenti dal tipo e dal
numero dei moduli componenti le stringhe;
- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza
per condizioni di irraggiamento solare inferiori a STC;
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 117

sistemi di condizionamento della potenza
118
- diminuzione della tensione in corrispondenza del punto di massima potenza
per aumento della temperatura dei moduli fotovoltaici (diminuzione di circa
2,3÷2,4 mV per ogni °C in più rispetto a 25°C per ogni cella in serie);
- aumento della tensione a vuoto per bassi valori di temperatura dei moduli
fotovoltaici (aumento di circa 2,3÷2,4 mV per ogni °C in meno rispetto a 25°C
per ogni cella in serie).
La combinazione di questi fattori fa si che il rapporto tra la tensione minima e quella
massima negli inverter commerciali sia dell’ordine di 1/2, per spingersi in qualche caso a
1/3 o verso rapporti ancora maggiori.
Le tensioni corrispondenti possono essere estremamente variabili: si parte da valori non
superiori 100 V per i moduli AC e per gli inverter con sezione cc di tipo SELV, fino a
spingersi frequentemente verso tensioni massime di 400÷600 V per i piccoli inverter e
800÷900 V per quelli di grande taglia.
Tanto maggiore e la tensione di ingresso, tanto minore e il numero di stringhe di moduli
necessarie ad ottenere la stessa potenza permettendo, allo stesso tempo, di diminuire la
sezione, la lunghezza e il numero dei cablaggi. Tuttavia, tensioni troppo elevate possono
comportare situazioni di pericolo da shock elettrico maggiori (di giorno il generatore
fotovoltaico e sempre in tensione, anche se la rete e scollegata) ed inoltre e conveniente
non avvicinarsi troppo alla tensione massima di isolamento dei moduli fotovoltaici
indicata dal costruttore, spesso compresa tra 600 e 800 V.
Le differenze tra gli inverter stand - alone e quelli grid - connected non si esauriscono
però nella differente configurazione lato generazione, in quanto per questi ultimi i
circuiti di uscita devono assolvere un compito differente: tensione e frequenza sono
imposti dalla rete, per cui l’inverter deve sincronizzarsi con quest’ultima e comportarsi
come un generatore pressochè ideale di corrente alternata. Qualora la rete dovesse
venire a mancare, anche solo per brevi periodi, l’inverter deve scollegarsi prontamente al
fine di evitare di alimentare i carichi con valori di tensione e frequenza non idonei e
generare situazioni di pericolo.
Le potenze commercialmente disponibili per gli inverter grid - connected partono da
taglie di circa 100 watt, rappresentate dagli inverter per moduli AC, i quali spesso
possono essere fissati sul retro dei moduli fotovoltaici o inseriti direttamente in una
presa elettrica (figura 64).
Fig. 64 – Inverter grid-connected da 120 W
Vi è poi una fascia di prodotti che parte da poco meno di 1 kW e arriva a circa 5 kW.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

sistemi di condizionamento della potenza
Si tratta di inverter monofase, in genere molto versatili, che possono essere usati
singolarmente o in configurazioni costituite da più unità collegate in parallelo in una rete
monofase o a stella in una rete trifase. Attualmente rappresentano la categoria di inverter
che maggiormente incontra i favori del mercato, in quanto risultano particolarmente
idonei ad essere utilizzati nel segmento di generazione fotovoltaica distribuita che più di
altre si sta diffondendo.
7.3. Tipologie particolari di inverter
Gli inverter stand-alone e grid-connected rappresentano complessivamente la
maggioranza dei convertitori statici per il fotovoltaico, ma non esauriscono
completamente le tipologie oggi disponibili.
Un'altra categoria di convertitori che da tempo risulta grandemente diffusa nelle zone
rurali e nei paesi in via di sviluppo e costituita dagli inverter per il pompaggio dell'acqua
da fotovoltaico. In essi, la sezione di uscita presenta caratteristiche analoghe a quella
degli inverter utilizzati per il comando dei motori; in questo caso pero, la tensione, la
corrente e la frequenza di uscita sono scelte per ottimizzare la portata della pompa sulla
base della potenza erogata dal generatore fotovoltaico.
La sezione di ingresso invece e simile a quella degli inverter grid-connected, essendo
collegata direttamente al generatore fotovoltaico, e, al pari di questi, prowede
all'inseguimento del punto di massima potenza sulla curva I-V.
Costruttivamente, gli inverter per il pompaggio dell'acqua si presentano racchiusi in box
con grado di protezione IP55 o simile, in quanto la loro collocazione e quasi sempre
all’esterno. In alcuni casi, vengono inseriti direttamente nel contenitore in acciaio inox a
prova di immersione che racchiude il motore e da cui fuoriesce l’albero della girante
della pompa centrifuga.
Molto meno diffusi, ma comunque presenti sul mercato, sono gli inverter in grado di
funzionare sia in parallelo alla rete elettrica che in isola.
Tipicamente, e possibile incontrare questi dispositivi in zone rurali servite da reti
elettriche che presentano un grado di affidabilità piuttosto scarso.
Le soluzioni circuitali e impiantistiche utilizzate possono anche essere differenti tra loro,
ma le batterie, come e logico aspettarsi, sono sempre presenti.
In questo caso, normalmente, l’impianto fotovoltaico funziona in parallelo alla rete
elettrica, provvedendo nel contempo al mantenimento della carica in tampone delle
batterie. In caso di black out, l’inverter si predispone a lavorare in isola e quindi per
prima cosa si disconnette dalla rete guasta, dopodichè modifica i suoi parametri di
funzionamento per passare dalla modalità grid - connected a quella stand - alone e,
infine, comincia ad erogare energia ai carichi del proprio impianto convertendo l'energia
prelevata dalle batterie e dal generatore fotovoltaico.
Durante il funzionamento stand - alone i parametri di rete sono monitorati in continuo,
così da ripristinare la situazione preesistente nel momento in cui finisce la condizione di
guasto sulla rete primaria.
Infine, un’ultima categoria di inverter, ancora in fase di parziale sviluppo, e costituita dai
sistemi mini - grid, nei quali più inverter forniscono energia ad una rete monofase o
trifase.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 119

sistemi di condizionamento della potenza
In questi sistemi, normalmente un inverter funziona da master, regolando tensione e
frequenza della rete, mentre gli altri erogano l’energia proveniente dai generatori
fotovoltaici di loro pertinenza; inoltre uno o più inverter reversibili provvedono alla
gestione dell’accumulo e al bilanciamento della potenza. A questi sistemi possono essere
collegati anche altri generatori, come ad esempio turbine idrauliche, eoliche o gruppi
elettrogeni.
7.4. Componenti e funzioni principali degli inverter
Negli inverter è possibile individuare alcuni componenti e blocchi funzionali che,
nonostante possano differire anche notevolmente dal punto di vista circuitale, svolgono
delle funzioni tipiche e ricorrenti.
La figura 65 mostra l’interno di un inverter per il funzionamento in parallelo alla rete
elettrica della potenza di alcuni kW. Come si può vedere, attualmente questi dispositivi si
presentano piuttosto compatti e anche i componenti di potenza (induttanze,
trasformatori, semiconduttori di potenza) spesso trovano posto su un’unica scheda.
120
Fig. 65 – Inverter per il funzionamento in parallelo alla rete elettrica
Con riferimento alla figura 65, la casa costruttrice evidenzia le seguenti parti:
1. convertitore di potenza ad alta frequenza di tipo fly-back;
2. trasformatore ad alta frequenza isolato in classe II;
3. sistema di raffreddamento;
4. Maximum Power Point Tracker (MPPT);
5. ingresso multiplo con piu circuiti MPPT;
6. controllo centrale a microprocessore;
7. protezioni di interfaccia rete;
8. circuito di rilevamento di guasto a terra del generatore fotovoltaico;
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

sistemi di condizionamento della potenza
9. dispositivi di protezione contro le sovratensioni a varistore;
10. interfaccia di comunicazione.
7.5. Parallelo delle stringhe
Questa funzione si può trovare solo negli inverter per il funzionamento in parallelo alla
rete elettrica, in quanto gli inverter per applicazioni isolate hanno normalmente un unico
ingresso costituito dai due cavi provenienti dal sistema di accumulo dell'energia.
Il parallelo delle stringhe e ormai una dotazione abbastanza comune degli inverter grid -
connected di media potenza, ossia da circa 1 kW a poche decine di kW, mentre quelli di
potenza inferiore, normalmente, ricevono in ingresso un’unica stringa di moduli.
Questa funzione permette di risparmiare la posa delle scatole di parallelo, che in alcuni
casi può essere problematica (tetti a spiovente) e, comunque, comporta sempre un
maggiore onere di costo per l’installazione. Per contro, il parallelo delle stringhe richiede
che l’inverter non sia posizionato troppo lontano dal generatore fotovoltaico, al fine di
evitare lunghi percorsi di fasci di cavi. A tal fine, alcuni inverter posseggono un grado di
protezione dell’involucro IP55 o IP65, cosi da potere essere posizionati quanto più
vicino possibile al generatore fotovoltaico, anche se questo dovesse comportare una
collocazione all’esterno.
Il collegamento tra l’inverter e le stringhe può essere effettuato per mezzo di comuni
morsettiere o attraverso connettori ad innesto rapido.
Attualmente, si stanno diffondendo inverter che invece di effettuare il parallelo delle
stringhe nel modo classico, con collegamento semplice o diodi o fusibili, prevedono un
circuito di ricerca del punto di massima potenza per ciascuna stringa o per gruppi di
stringhe. Questi dispositivi risultano essere particolarmente utili nel caso in cui le
stringhe presentino caratteristiche non omogenee.
7.6. Maximum Power Point Tracker (MPPT)
Questa funzione si può trovare solo negli inverter per il funzionamento in parallelo alla
rete, in quanto gli inverter per applicazioni isolate prelevano energia dalle batterie e
quindi, normalmente, non si interfacciano direttamente con il generatore fotovoltaico.
Il dispositivo MPPT ha lo scopo di individuare istante per istante quel particolare punto
sulla caratteristica I-V del generatore fotovoltaico per cui risulta massimo il
trasferimento di potenza verso il carico posto a valle. Graficamente, il punto di massima
potenza, corrisponde al punto di tangenza tra la caratteristica del generatore fotovoltaico
per un certo valore della radiazione solare e l'iperbole di equazione I OV= costante
corrispondente (fig. 66).
Come si è visto, la curva caratteristica I-V di una cella fotovoltaica, e quindi di un
generatore fotovoltaico, non rimane costante, ma varia istantaneamente al modificarsi
delle condizioni di irraggiamento solare e col variare della temperatura: queste continue
variazioni provocano il conseguente spostamento del punto di massima potenza del
generatore a diversi valori di coppia I-V.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 121

sistemi di condizionamento della potenza
122
Fig. 66 – Caratteristica del generatore fotovoltaico
Considerazioni pratiche, legate alle innumerevoli possibilità di accoppiamento tra
generatore fotovoltaico e inverter, sconsigliano una soluzione analitica del problema, la
quale dovrebbe essere basata sulle curve di funzionamento dei moduli fotovoltaici
opportunamente memorizzate e sulla loro elaborazione in dipendenza dei valori di
irraggiamento e temperatura misurati da opportuni sensori.
Una delle tecniche utilizzate dai moderni MPPT si basa su metodi che si sono rivelati
precisi ed affidabili e che consistono, nella maggioranza dei casi, nell'individuare il punto
di massima potenza sulla curva caratteristica del generatore provocando, a intervalli
regolari, delle piccole variazioni di carico che si traducono in scostamenti dei valori di
tensione e di corrente, valutando poi se il nuovo prodotto l V e maggiore o minore del
precedente.
Se si registra un aumento si continua a procedere allo stesso modo nella direzione
considerata fintantoché non si registra una diminuzione, altrimenti si prova con
variazioni di carico di segno opposto adottando lo stesso criterio di ricerca.
7.7. Ponte di conversione
Il ponte di conversione e il cuore del convertitore e permette di passare dalla corrente
continua alla corrente alternata facendo uso di dispositivi semiconduttori pilotati con
sequenze di impulsi di comando controllati.
In figura 67 è mostrato il principio di funzionamento di un convertitore fullbridge
dotato di filtro in uscita in cui i dispositivi di potenza sono schematizzati con
interruttori. Chiudendo ed aprendo alternativamente le coppie I1 – I4 e I2 – I3
si ottiene la conversione da continua in alternata.
La commutazione del ponte può avvenire alla frequenza di rete o a frequenza più
elevata. Nel primo caso si ottiene all'uscita un'onda quadra, mentre nel secondo si può
cercare di approssimare la forma d'onda ad una sinusoidale con dei treni di impulsi a
larghezza variabile (tecnica PWM).
Le caratteristiche del filtro presente all'uscita del ponte dipendono necessariamente dal
tipo di ponte di conversione utilizzato, dalla sua modalità di funzionamento e
dall'ampiezza massima delle armoniche che si e disposti a tollerare.
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sistemi di condizionamento della potenza
Fig. 67 – Ponte di conversione
In generale, operando alla frequenza di lavoro, il contenuto di armoniche risulta essere
piuttosto elevato anche a valle della sezione di filtraggio. Un caso particolare riguarda la
conversione cc/ca negli impianti di sollevamento acqua di dimensioni medio grandi: in
questi casi, il ponte di conversione rende disponibile in uscita una tensione ed una
frequenza variabili in modo da consentire lo spunto del motore (coassiale alla pompa)
anche a bassi valori di irraggiamento.
7.8. Trasformatore
Le funzioni svolte dal trasformatore sono essenzialmente due:
- adeguamento del livello di tensione del circuito primario (uscita del ponte di
conversione) con il valore richiesto dal carico;
- separazione galvanica tra generazione fotovoltaica e utenza.
Nei casi in cui non sia richiesta la separazione galvanica tra i circuiti a monte e a valle del
trasformatore, la presenza di quest’ultimo non e strettamente indispensabile in quanto
l'innalzamento o la diminuzione della tensione del generatore ai valori richiesti dal carico
può essere realizzata elettronicamente.
Una soluzione interessante si presenta quando a monte del ponte di conversione
principale se ne realizza un altro (cc/ca o cc/cc): il trasformatore può cosi essere posto
tra il primo e il secondo stadio di conversione e lo si può realizzare in modo che lavori
in alta frequenza, col vantaggio di ridurne considerevolmente le dimensioni.
7.9. Protezione di massima corrente
La protezione di massima corrente, presente all'interno dell’inverter, provvede a
sezionare l’uscita dei circuiti di potenza quando viene superata una determinata soglia di
corrente. In genere, ogni macchina e dotata anche di un dispositivo di protezione con
intervento magnetotermico utilizzato come rincalzo a salvaguardia dell’inverter stesso.
Un caso particolare si presenta in impianti per servizio isolato, in cui la corrente di
cortocircuito viene limitata, elettronicamente e per un tempo prestabilito, al valore
massimo consentito dal dimensionamento elettrico e termico del ponte di conversione.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 123

sistemi di condizionamento della potenza
7.10. Protezioni di interfaccia con la rete elettrica
Gli impianti fotovoltaici che immettono energia in rete devono essere in grado di
disconnettersi automaticamente in caso di malfunzionamento di quest’ultima come, ad
esempio, quando avviene un'interruzione della fornitura di energia elettrica.
Nella configurazione più semplice, questa funzione e svolta da un dispositivo che
interviene qualora la tensione o la frequenza di rete si discostino dai valori nominali.
124
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8. METODOLOGIE PER LA SCELTA E LA CARATTERIZZAZIONE DEI
SITI, LA PROGETTAZIONE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI E LA
LORO SIMULAZIONE
La generazione efficace di energia elettrica in un determinato sito con lo sfruttamento
dell’energia solare a mezzo di un impianto fotovoltaico richiede accurati studi.
Un primo aspetto è quello relativo alla individuazione del potenziale energetico su cui è
possibile contare nell’arco dell’anno .
Tale potenziale è caratteristico del sito per cui si dovrebbe disporre di dati sulle
caratteristiche dell’irraggiamento solare e delle condizioni meteoclimatiche del luogo in
tutto l’arco dell’anno.
Come si dirà appresso, esistono banche dati a livello regionale, le più ricche riguardano
però gli USA e parte del territorio della U.E.
I dati coprono un ridotto numero di siti per cui si hanno dei riscontri sperimentali
essendo state effettuate delle misure su base oraria per un lungo arco di tempo (per
molti siti degli USA addirittura per una trentina di anni).
Dalla situazione predetta con modelli di calcolo appropriati sono poi derivati dei dati
che vengono estesi a siti predeterminati che caratterizzano le varie regioni.
Si hanno diversi standard di presentazione a cui si accennerà appresso. Poichè, però, in
genere i dati disponibili nei Data Base non si riferiscono a particolari anni non è
opportuno usarli per prevedere situazioni estreme di progetto.
Ne segue, che, per progetti di certo rilievo è necessario predisporre una campagna di
misura. Le misure possono essere confrontate con dati ricavati con simulazioni
appropriate basate su modelli a cui nel seguito si fa cenno. Si possono così fare degli
studi di progetto più completi, valutando le prestazioni attese.
Lo scopo del presente paragrafo è quello di presentare un quadro sia degli strumenti
metodologici che possono essere usati per la determinazione del potenziale di un
determinato sito che per la progettazione di un impianto fotovoltaico. Tali metodi sono
di vitale importanza, essendo spesso i dati scarsi e rari.
8.1. La radiazione solare
La radiazione solare consiste di energia elettromagnetica emessa dal Sole.
L'energia irradiata dal Sole deriva dai processi di fusione dell'idrogeno contenuto al suo
interno e si propaga nello spazio fino a raggiungere la fascia esterna dell'atmosfera
terrestre.
All'interno del Sole avvengono un gran numero di reazioni nucleari di fusione, tra cui la
più importante è quella che trasforma l’Idrogeno in Elio; ciò determina la produzione
del calore che viene poi trasmesso dagli strati più interni a quelli più esterni per
conduzione, convezione e irraggiamento. L'energia viene poi trasferita nello spazio per
irraggiamento.
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Un 90% dell'energia è generata nella porzione più interna, che ha un diametro del 23%
rispetto al diametro del Sole, il quale invece, misurato in corrispondenza della fotosfera,
risulta pari a l,39 milioni di km. Nella porzione più interna, la densità e dell'ordine delle
centinaia di kg/dm 3 è la temperatura raggiunge decine di milioni di gradi.
La fotosfera costituisce lo strato esterno della zona convettiva ed è la sorgente della
maggior parte della radiazione solare. L'irraggiamento complessivo solare a livello della
fotosfera è pari a circa 63.000 kW/m 2 , con una temperatura equivalente di 5.779 K.
Tale valore decresce geometricamente con la distanza e, in pratica, dopo avere percorso
i 149,5 milioni di km che separano la Terra dal Sole, assume un valore molto più ridotto.
Infatti, all'esterno della atmosfera terrestre, alla radiazione solare è associata una potenza
complessiva 1 pari a 1.367 W/m 2 , la quale è denominata costante solare.
La radiazione solare disponibile ai fini progettuali è la porzione della radiazione solare
totale che raggiunge la superficie terrestre. Tale quantità dipende da molti fattori,
anzitutto dal sito, dall’ora del giorno, dalla stagione, dalla latitudine, dall’albedo delle
superfici circostanti, dalla trasparenza dell’atmosfera ed in genere dalle condizioni
meteorologiche.
L’energia solare è quasi costante negli anni, dato che varia di anno in anno per meno
dell’1%.
Tali piccole variazioni sono principalmente dovute ai cicli con perido di circa 22 anni
delle macchie solari.
Si hanno, inoltre, delle variazioni nel corso dell’ano dovute alla rivoluzione della Terra
intorno al Sole. La radiazione extraterrestre cresce di circa il 7% dal 4 Luglio al 3
Gennaio, data in cui la Terra raggiunge il perielio. La figura 68 indica il percorso
dell’orbita della Terra attorno al Sole.
126
solstizio
di estate
equinozio
di autunno
equinozio di
primavera
solstizio
di inverno
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Sole
Fig. 68 – Orbita della Terra attorno al Sole
1 valore riportato dal World Radiation Center di DavosDorf , Svizzera.

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
8.2. La radiazione solare extraterrestre
Il calcolo della radiazione extraterrestre fa ricorso, quindi, a una formula che include un
fattore di correzione per l’eccentricità, che tiene conto di tale variazione. E’ solitamente
usata la formula di Duffie e Beckman (1980):
E
0
⎛360n ⎞
= 1+ 0.033cos⎜ ⎟
⎝ 365 ⎠ (8-1)
dove n è il giorno dell’anno contato a partire dall’1 Gennaio[ 1 ≤n≤ 365]
.
L’asse terrestre è inclinato di 23,5 gradi rispetto al piano dell’orbita rispetto al Sole.
Si hanno così dei giorni più lunghi nell’emisfero Nord dall’equinozio di primavera
(approssimativamente il 23 Marzo) all’equinozio di autunno (approssimativamente il 22
Settembre) e giorni più lunghi nell’emisfero Sud negli altri sei mesi. Negli equinozi di
Marzo e Settembre il Sole è direttamente sopra l’Equatore, entrambi i poli sono
equidistanti dal Sole, e sulla Terra si hanno dodici ore di luce e dodici ore di buio.
A latitudini temperate (23,5°÷66,5° Nord e Sud) le variazioni dell’insolazione sono
rilevanti. Per esempio a 40° Nord la radiazione globale solare media giornaliera varia da
3,94 kWh/m 2 in Dicembre a 11,68 kWh/m 2 in Giugno.
La posizione del Sole relativa al sito è nota se sono note la latitudine (L), l’angolo orario
(W) e la declinazione del Sole (δ) si veda al riguardo la figura 69 . L’angolo orario è la
distanza angolare tra il Sole e la sua posizione a mezzogiorno lungo la sua traiettoria
apparente sulla volta celeste, è misurato sul piano equatoriale; a mezzogiorno esso
assume il valore zero, nel dato sito, l’angolo orario esprime il tempo del giorno rispetto a
mezzogiorno, un’ora corrisponde a 15°, la direzione positiva convenzionale è da Est ad
Ovest.
equatore
Fig. 69 – Coordinate solari
raggi solari
La declinazione solare è l’angolo che la direzione dei raggi solari forma a mezzogiorno,
sul meridiano considerato, col piano equatoriale, risulta anche pari all’angolo che i raggi
solari formano a mezzogiorno con la direzione dello zenit sull’Equatore e coincide
inoltre con la latitudine geografica alla quale in un determinato giorno dell’anno il Sole a
mezzogiorno sta sullo zenit; è positiva quando il Sole è al di sotto di esso. Essa varia da
-23,45° nel solstizio di inverno (21 Dicembre) a +23,45° nel solstizio d’estate (22
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 127

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Giugno). Approssimativamente la declinazione può essere stimata con la formula di
Cooper (1969):
128
⎡ ⎛284 + n ⎞⎤
δ = 23,45sin ⎢360⎜ ⎟
365
⎥
⎣ ⎝ ⎠⎦
(8-2)
Sono anche utilizzati altri angoli per definire la posizione del Sole nel cielo. Tali angoli
sono l’azimut solare γ, lo zenit solare θ z , l’altezza solare α e l’angolo del tramonto W s .
L’azimut solare è l’angolo formato tra la proiezione sul piano orizzontale dei raggi solari
e la direzione Sud, è positivo se la proiezione cade verso Est (prima del mezzogiorno
solare) ed è negativo se la proiezione cade verso Ovest (dopo mezzogiorno).
L’azimut zenitale è l’angolo formato tra i raggi solari e la direzione dello zenit; è
complementare all’altezza solare. Si veda la figura 70.
L’altezza solare o altitudine solare è l’angolo formato tra la direzione dei raggi solari ed il
piano orizzontale.
Fig. 70 – Altezza solare e angolo zenitale
Se è noto l’angolo zenitale, la radiazione extraterrestre può essere calcolata con la
formula:
0 0 ( ) cos
H = IscE ϑz
(8-3)
Nella quale:
I sc =costante solare = 1.367 W/m 2
E 0 = fattore di correzione per l’eccentricità dell’orbita terrestre.
La relazione tra l’angolo solare zenitale, l’altezza solare, la declinazione, l’angolo orario e
la latitudine è data da:
cosϑz = sinα = cosδ cosW cos L+ sinδ sin L (8-4)
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
L’equazione viene usata per calcolare l’angolo del tramonto del Sole (α=0) e quindi:
cosW = − tanδ tan L (8-5)
8.3. La radiazione solare al livello del suolo
s
Poiché la distanza tra il Sole e la Terra varia periodicamente nel corso dell'anno, la
costante solare rappresenta, dunque, in realtà il valore medio della potenza specifica, la
quale oscilla, come si è detto, entro un intervallo del ±3%, assumendo il valore massimo
nel periodo invernale e quello minimo durante la stagione estiva.
Al livello del suolo, si registra un'energia specifica minore della costante solare, a causa
dei fenomeni di assorbimento e diffusione che hanno luogo nell'atmosfera; essi
modificano non solo il contenuto energetico della radiazione nel suo complesso ma
anche la sua composizione spettrale.
Per tenere conto dei fenomeni di assorbimento è stata definita a livello internazionale la
massa d'aria unitaria AM1 (Air Mass 1) intesa come lo spessore di atmosfera standard
attraversata dai raggi solari in direzione perpendicolare alla superficie terrestre e
misurato al livello del mare.
Fig. 71 - Composizione spettrale della luce solare al di fuori dell’atmosfera terrestre
(AM0) e con attenuazione AM1,5.
Alle latitudini europee è comunque spesso necessario fare riferimento a spettri di
radiazione ancora più attenuati rispetto all’AM 1, AM 1,5 (figura 71), AM2 o anche
maggiori a seconda dei casi, per tenere conto del percorso di attraversamento della
radiazione nell'atmosfera dovuto alla più o meno pronunciata deviazione dei raggi solari
rispetto allo zenit.
Viceversa, se ci si trovasse in quota a latitudini tropicali lo spettro AM1 potrebbe, in
alcuni casi, risultare eccessivamente attenuato rispetto alla radiazione realmente
incidente.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
129

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
La curva AM0, corrispondente alla radiazione solare misurata al di fuori dell’atmosfera
terrestre, risulta invece essere assai simile allo spettro di emissione di un corpo nero
portato alla temperatura di 5.760 K.
Tuttavia, al fine di stabilire delle condizioni di prova standard in laboratorio per i
componenti fotovoltaici, la norma CEI EN 60904-3 (CEI 82-3) considera la curva
AM1,5 come radiazione solare standard di riferimento. Per quest’ultima, nel documento
normativo sono anche riportati i valori standard di energia specifica associati alle varie
frequenze dello spettro luminoso, da riprodurre nei simulatori solari a lampada utilizzati
nei test.
Nelle norme, cosi come nella pratica impiantistica di progettazione, il valore di massima
radiazione al suolo viene assunto pari a 1.000 W/m 2
La misura della radiazione solare globale orizzontale, si effettua mediante uno
strumento, detto piranometro o più comunemente solarimetro. Lo strumento misura
l'energia associata alla componente verticale della radiazione incidente nell’unita di
tempo ed è sensibile alle frequenze visibili della radiazione solare ed al vicino infrarosso.
L’intensità della radiazione globale o potenza specifica è espressa in W/m 2 . Tipicamente
i valori di potenza specifica orizzontale possono arrivare in Italia, al livello del mare,
durante una bella giornata estiva di sole, a 900÷1100 W/m 2 .
Registrando a intervalli di tempo regolari l'irraggiamento istantaneo, si possono ottenere
diverse grandezze utili per l’ingegneria solare, (valore medio orario della radiazione
globale, l’integrale giornaliero, il valore massimo giornaliero ecc.) e tutte le statistiche
necessarie per caratterizzare un sito.
Inclinando poi lo strumento ad un angolo fisso rispetto al piano orizzontale è anche
possibile misurare la radiazione solare globale su un piano inclinato che, come vedremo,
risulta uno dei dati fondamentali nella progettazione solare.
Dalle considerazioni fatte sopra si deduce che la stima della radiazione globale solare al
livello del suolo richiede delle più complesse metodologie di quelle relative alla stima
della radiazione solare extraterrestre. Infatti in un dato sito hanno molto peso le
condizioni atmosferiche e topografiche oltre agli altri parametri che determinano la
posizione del Sole nel cielo. I problemi sono anche più complessi a livello di
progettazione di sistemi fotovoltaici perchè in genere le misure di irraggiamento solare o
le estrapolazioni con modelli partono sempre da dati riferiti a superfici orizzontali e non
a superfici inclinate.
Occorre quindi riportare i predetti dati ad altri che si riferiscono alla effettiva
orientazione della superficie di collezione della radiazione solare.
La radiazione globale a livello del suolo consiste di radiazione diretta, di radiazione
diffusa dal cielo a causa dello scattering dei costituenti dell’atmosfera (nebbia ed
aerosol). Si veda a riguardo la figura 72.
L’atmosfera è variabile ed agisce come un filtro dinamico assorbendo e diffondendo la
radiazione solare. I cumuli e gli strati di nebbia bassi ed a media altezza sono in genere
opachi ed intercettano la radiazione solare, invece le nebbie alte (ad esempio cirri) sono
traslucidi e diffondono la radiazione diretta, ma non la bloccano totalmente. Nei giorni
soleggiati con cielo sereno la maggior parte della radiazione solare è radiazione diretta e
130
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
la radiazione diffusa incide per il 5÷20% del totale. Con il cielo coperto la radiazione
diretta è diffusa dai gas degli aerosol e dalle nuvole e può costituire anche il 100% della
radiazione solare che raggiunge la superficie terrestre.
Energia
UV Visibile infrarosso vicino
spettro extraterrestre
assorbita e diffusa dall'atmosfera
spettro in un tipico mezzogiorno
con cielo sereno, esposizione
Sud
Fig. 72 – Confronto tra la distribuzione spettrale dell’energia al suolo e nello Spazio
In condizione di cielo sereno la radiazione solare al suolo a mezzogiorno può superare
1.000 W/m 2 , mentre in un giorno coperto può essere inferiore a 100 W/m 2 .
Nella figura 73 si può vedere l’effetto della nuvolosità sulla radiazione solare disponibile
al suolo. Il grafico si riferisce alla località di Fresno-California USA.
radiazione diretta kW/m 2 /giorno
mese dell'anno
Fig. 73 – Effetto della nuvolosità sulla radiazione solare disponibile al suolo nella località di
Fresno-California USA
In tale località le variazioni della torbidità atmosferica sono piccole e contenute sono
anche le variazioni dell’umidità atmosferica. Ne segue che le variazioni della radiazione
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copertura in decimi
131

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
media solare giornaliera nel corso dei mesi dell’anno sono dovute interamente alle
variazioni della copertura del cielo (Maxwell, Marion, Myers-1995).
E’ interessante vedere per la predetta località la figura 74. Essa riporta le variazioni
stagionali della lunghezza ottica per gli aerosol per sei tipici siti degli Stati Uniti: Fresno-
CA, Salt LakeCity-UT, Albuquerque-NM, Bismark-ND, Madison-WI, Montgomery-AL.
Ai fini della stima della radiazione al suolo si suole definire un parametro caratteristico
denominato da alcuni autori italiani “indice di serenità” (in inglese: “clearness index”):
132
H
K = , (8-6)
H
esso è il rapporto fra l’irraggiamento solare globale giornaliero medio mensile misurato
al suolo su una superficie orizzontale ed il corrispondente valore al limite dell’atmosfera.
0
Se i pannelli fotovoltaici sono disposti, come è d’uso, con una certa inclinazione sul
piano orizzontale ha importanza anche l’albedo delle superfici delle zone circostanti ai
pannelli.
spessore spettrale ottico
giorno dell'anno
Fig. 74 – Variazioni stagionali dello spessore spettrale ottico per gli aerosol
per sei tipici siti degli USA
Ha importanza la distribuzione spettrale della radiazione solare perchè influenza la resa
dei pannelli fotovoltaici.
8.4. Metodologia per la stima del potenziale energetico che può essere sfruttato
in un certo impianto fotovoltaico
Per molte situazioni si dispone solo di dati per la radiazione solare che danno le medie
mensili della radiazione globale giornaliera su una superficie orizzontale.
Per predisporre un progetto esecutivo di un impianto fotovoltaico si dovrebbe invece
poter procedere ad una stima appropriata del potenziale energetico che può essere
sfruttato in quel certo sito. Tale stima, a rigore, dovrebbe partire da una campagna di
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
misure e dovrebbe abbracciare un arco di alcuni anni. Poiché tale tipo di valutazione di
solito non si fa, per esigenze legate sia ai costi che alla perdita di tempo che implicano i
procedimenti di misura e costruzione del modello del sito, si fa di solito ricorso ad
approcci statistici con correlazioni del tipo di quella sviluppata da Reddy (1987) che si
riporta nel seguito.
8.4.1. Superfici orizzontali
Il primo passo per la stima dei valori giornalieri ed orari della radiazione solare su
superfici orizzontali è il calcolo dell’indice di serenità K con il ricorso ai dati relativi alla
radiazione globale giornaliera media mensile su superficie orizzontale.
Può essere usato il fattore K per stimare la radiazione diffusa giornaliera media mensile
su un piano orizzontale, H d .
La radiazione diretta giornaliera media mensile su un piano orizzontale si può allora
stimare come la differenza tra la radiazione solare globale e quella diffusa.
La correlazione tra l’indice di serenità e la radiazione giornaliera media mensile diffusa
su un piano orizzontale tiene conto degli effetti delle variazioni stagionali, includendo
l’angolo del Sole al tramonto W s . La correlazione per un indice di serenità compreso
nell’intervallo 0,3 ÷0,8 è la seguente:
H
d
2 3
1,391 3,560K 4,189K 2,137K con Ws81,
4
H = − + − ≤ ° (8-7)
H
H
d
2
3
1,311 3,022K 3,427K 1,821K con Ws81,4
= − + − > ° (8-8)
Dove W s rappresenta il valore medio mensile dell’angolo orario relativo al tramonto
espresso in gradi per una superficie orizzontale.
Dalle analisi statistiche si vede che siti differenti con lo stesso indice di serenità medio
mensile, K , spesso hanno curve di frequenze cumulate che sono quasi identiche. Ciò
implica, che per lunghi periodi, le distribuzioni medie mensili della radiazione globale
giornaliera su piano orizzontale possono essere indipendenti dal sito e dal mese, tale
affermazione è, però, più ragionevole per le regioni temperate.
In base a tale considerazione, posto che sia noto K (l’indice di serenità medio mensile), e
che la variabile random K abbia i valori minimi e, massimi noti, si può definire una
funzione di probabilità generalizzata con la seguente espressione:
n
⎡Kmax − K⎤
γ k
P( K) = C⎢ ⎥ e con Kmin ≤ K ≤ Kmax
⎣ Kmax
⎦
(8-9)
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133

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
dove C e γ si possono calcolare con i due seguenti integrali:
134
K K
max max
( ) 1 ( )
∫ P K dK = e ∫ KP K dK = K
(8-10)
K K
min min
inoltre, K max si può calcolare con la formula seguente:
( ) 8
Kmax = 0,6313+ 0,267K −11,9 K − 0,75
(8-11)
La radiazione diffusa giornaliera media mensile H d , può essere ricavata con un’altra
espressione partendo dalla radiazione globale giornaliera su piano orizzontale e facendo uso
dell’indice di serenità K; l’espressione include l’angolo Ws relativo al tramonto per tenere
conto delle variazioni stagionali.
Per Ws < 81,4°:
e:
H d
H
2 3 4
1 0,2727 2,449 11,9541 9,3879 0,715
= − K + K − K + K per K < (8-12)
H d
H
Per Ws ≥ 81,4°:
e:
H d
H
= 0,143 per K ≥ 0,715
(8-13)
2 3
1 0,2832 2,5557 0,8448 0,722
= + K − K + K per K < (8-14)
H d
H
−0,175 per K ≥ 0,722 (8-15)
La radiazione globale oraria su piano orizzontale può essere stimata anch’essa partendo
dalla radiazione globale giornaliera su piano orizzontale con una correlazione di tipo
statistico.
E’ lecito il tipo di approccio suggerito se si assume che la radiazione sia simmetrica
rispetto al mezzogiorno solare.
Nella relazione che segue il parametro r è definito come il rapporto tra la radiazione
globale media mensile e la radiazione mensile globale media giornaliera su un piano orizzontale,
I
ossia r = . La predetta correlazione è la seguente:
H
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
π
rW a b W
24
( ) = ( + cos )
nella quale:
a = 0,409 + 0,5016sin W − 60
( s )
( )
b= 0,6609 −0,4767sin W − 60
s
⎡ ⎤
⎢ ( cosW − cosWs)
⎥
⎢ ⎥
⎢⎛ π ⎞
sinWs WscosW ⎥
⎢⎜ −
s⎟
⎝ 180 ⎠ ⎥
⎣ ⎦
W s = angolo orario relativo al tramonto
W =l’angolo orario espresso in gradi corrispondente al centro dell’ora
(8-16)
La correlazione è valida a rigore, per medie sul lungo termine, essa può essere usata con
buona approssimazione per determinare i valori medi mensili. Purché si tratti di giorni
sereni, la correlazione può essere anche applicata a giorni singoli. Essa dà però migliori
risultati quando si applica per derivare valori mensili.
In modo analogo si può stimare la radiazione diffusa oraria su piano orizzontale.
In tale caso r d è definito come il rapporto tra la radiazione diffusa media mensile e la
Id
radiazione diffusa mensile media giornaliera su un piano orizzontale, ossia rd
= . La predetta
H d
correlazione è la seguente:
⎡ ⎤
π ⎢ ( cosW − cosWs)
⎥
rd( W)
= ⎢ ⎥
(8-17)
24 ⎢⎛ π ⎞
sinWs WscosW ⎥
⎢⎜ −
s⎟
⎝ 180 ⎠
⎥
⎣ ⎦
La correlazione è adatta per derivare i valori mensili, ma, purché si tratti di giorni sereni,
essa può essere anche applicata a giorni singoli; dà però migliori risultati quando si
applica per derivare valori mensili.
Se si conosce la radiazione globale giornaliera sul piano orizzontale H, si può stimare la
radiazione oraria diffusa, I d ,ricavando dapprima la radiazione globale diffusa media Hd con
le relazioni (8-12), (8-13), (8-14) ed (8-15) e facendo uso della (8-17). In alternativa è
possibile determinare la radiazione diffusa oraria Id calcolando la radiazione globale
oraria I con l’uso dell’equazione (8-16) ed usando poi le altre equazioni che seguono:
Id
I
Id
I
= 1−0,09K per K ≤ 0,22
(8-18)
2 3 4
= 0,9511− 0,1604K + 4,388K − 16,638K + 12,336K con 0,22 < K ≤ 0,8 (8-19)
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135

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
136
Id
I
= 0,165 per K > 0,8
(8-20)
nella quale K è l’indice di serenità medio orario:
I
K = (8-21).
I
0
Le equazioni (8-12÷15)dovrebbero dare risultati più coerenti perchè l’interdipendenza
tra la radiazione globale oraria e la radiazione oraria diffusa è generalmente maggiore di
quella tra la radiazione diffusa oraria e la radiazione globale media diffusa.
8.4.2. Superfici inclinate
La radiazione solare che incide su una superficie inclinata è composta da radiazione
diffusa dal cielo e radiazione riflessa dal terreno.
Si può procedere ad una stima della radiazione diretta su una superficie inclinata
effettuando, dapprima la differenza tra la radiazione globale diffusa su un piano
orizzontale e la radiazione diffusa su un piano orizzontale, e, moltiplicando poi il
risultato per un fattore di conversione geometrico.
I valori della radiazione diffusa e riflessa, rispetto alla superficie inclinata, sono ottenuti
moltiplicando i valori per superficie orizzontale per un numero che esprime la frazione
dell’emisfera intercettata dal piano inclinato. Il fattore di conversione per la radiazione
globale oraria I t su un superficie con angolo di tilt β è dato da:
⎛1+ cos β ⎞ ⎛1−cos β ⎞
IT = ( I − Id) rb, T + Id ⎜ ⎟+ Iρ⎜
⎟
⎝ 2 ⎠ ⎝ 2 ⎠ (8-22)
ρ albedo
β l’angolo di tilt della superficie inclinata rispetto alla superficie orizzontale
r bT , il rapporto tra il valore della radiazione diretta oraria sulla superficie inclinata e
quello per una superficie orizzontale.
Analogamente la radiazione globale giornaliera H T su una superficie inclinata può essere
determinata con l’espressione seguente:
⎛1+ cos β ⎞ ⎛1−cos β ⎞
HT = ( H − Hd) rb, T + Hd ⎜ ⎟+ Hρ⎜
⎟
⎝ 2 ⎠ ⎝ 2 ⎠ (8-23)
dove ,
bT
r e il rapporto tra il valore giornaliero della radiazione diretta sulla superficie
inclinata e quello corrispondente per una superficie orizzontale, essendo
ρ e β rispettivamente il valore dell’albedo ed il valore dell’angolo di tilt.
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
8.5. Le Banche Dati per la radiazione solare
La Banca Dati sull’irraggiamento solare piùcompleta è quella degli USA “ Solar
Radiation Data for the United States”che descrive il “Natural Solar Radiation Data Base
e fornisce le mappe dell’insolazione. Altra importanti Banche Dati a livello
internazionale è l’ ”International Solar Radiation Data” che fornisce un Data Base per la
stima del potenziale dell’energia solare in vari siti del Mondo.
Sul sito della NASA è possibile consultare il Data Base “NASA Surface meteorology
and Solar Energy: RETS Screen Data”.
Nella UE è invece disponibile l’ ”European Solar Radiation Atlas” in due volumi : il
primo riporta il “Fundamentals and maps” ed il secondo il “Database and exploitation
software”.
8.5.1. Il National Solar Radiation Data Base degli USA
Il National Renewable Energy Laboratory (NREL) degli USA ha completato la stesura
del National Solar Radiation Data Base nel 1992 valutando la risorsa solare e fornendo,
così, un valido strumento di supporto a progettisti, ingegneri ed addetti ai lavori. Sono
disponibili delle mappe di radiazione solare per gli Stati Uniti che sono state ricavate
elaborando i dati disponibili.
Il Data Base raccoglie trenta anni di dati raccolti da 239 stazioni dislocate negli USA, sia
in campagne di misura dei valori della radiazione solare insieme ad informazioni di tipo
prettamente meteorologico, che dati, per alcune stazioni, ricavati con elaborazioni al
computer utilizzando gli elementi disponibili. La raccolta di dati copre il periodo
compreso tra il 1961 ed il 1990.
La figura 75 mostra l’ubicazione delle stazioni di misura e ne indica l’ordine di
importanza: quelle con l’asterisco sono le più importanti e sono quelle per cui esistono
record di dati per almeno un anno. Le altre sono stazioni secondarie, per queste ultime i
dati sono ricavati da elaborazioni utilizzando anche informazioni sulla meteorologia del
sito. La tabella che segue indica le grandezze ed i parametri che sono riportati nel Data
Base.
Radiazione Solare giornaliera Dati meteorologici
Radiazione globale orizzontale (Wh/m 2 ) Fattore di copertura totale della volta celeste (decimi)
Radiazione diretta perpendicolare al suolo(Wh/m 2 ) Fattore di opacità (decimi)
Radiazione diffusa orizzontale (Wh/m 2 ) Temperatura di bulbo secco(°C)
Radiazione extraterrestre (Wh/m 2 ) Temperatura di rugiada (°C)
ETR diretta perpendicolare al suolo (Wh/m 2 ) Direzione del vento (gradi)
Velocità del vento (m/s)
Visibilità all’orizzonte (km)
Altezza delle nuvole (km)
Condizioni del tempo
Precipitazione piovana totale (cm)
Spessore spettrale ottico degli aerosol
Altezza delle precipitazioni nevose (cm)
Giorni trascorsi dall’ultima precipitazione nevosa.
Nella maggior parte dei casi le stazioni di misura sono dislocate presso le sedi del
National Weather Service che raccolgono i dati su base oraria o ogni tre ore e coprono il
periodo che va dal 1961 al 1990.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 137

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Tutti i dati sono riferiti all’ora locale del sito di riferimento. Il dato della radiazione
solare rappresenta l’energia solare globale durante l’ora precedente all’ora per cui si
vogliono i dati.
Fig. 75 – Carta degli USA con riportate le 239 stazioni a cui si riferiscono i dati del National
Solar Radiation Data Base
La posizione del Sole sull’orizzonte e la posizione della Terra lungo l’orbita sono
calcolate al centro dell’ora precedente.
I dati meteorologici sono quelli osservati alla data ora.
Altri dati disponibili sono la radiazione solare oraria, giornaliera e l’affidabilità statistica,
l’affidabilità statistica dei dati meteorologici e la persistenza statistica della radiazione
solare durante il giorno.
I sommari statistici includono le medie orarie mensili annuali e trentennali e le loro
deviazioni standard. La persistenza statistica dà il numero di volte in cui la radiazione
solare persiste sopra un certo livello di soglia per un periodo da 1 a 15 giorni nel corso
del trentennio. Sono anche disponibili dei sommari per misure più specifiche relative a
certi siti.
I dati di sintesi sono disponibili su CD-ROM presso il seguente indirizzo:
User Service
National Climatic Data Center
Federal Building
Asheville, NC 28801-2696, tel:704-259-0682, fax:704-259-0876.
138
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
8.5.2. Il Data Base della NASA
Si tratta di una Banca Dati che copre tutto il Pianeta e che il Langley Research Center
della National Aeronautics and Space Administration (NASA) ha reso disponibile di
recente è consultabile sul sito http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/
Si basa su dati rilevati da satellite per la stima della radiazione solare in vai siti del
Pianeta. Il Data Base fa uso di un modello per la conversione delle immagini rilevate da
con il satellite in dati giornalieri o medi mensili relativi alla radiazione globale al suolo
che sono stimati con una risoluzione di griglia di 280 km. I dati predetti, per il periodo
1985 ÷1988 sono disponibili su CD-Rom richiedendolo al seguente indirizzo:
The Langley DAAC
User and Data Service Office NASA
Langley Research Center,
Mail Stop 157B, Hampton, VA 23681-0001.
Tel:804-864-8656, Fax:804-864-8807.
E-Mail:userserv@eosdis.larc.nasa.gov
8.5.3. L’European Solar Data Base
L’ “Europen Solar Radiation ATLAS” è un manuale in due volumi edito da “ Les Press
de l’Ecole des Mines” (Francia) sotto gli auspici della Commissione Europea. Il
coordinamento è della società GET (Julich, Germania) ed vi hanno collaborato la
Deutsche Wetterdienst (Hamburg, Germania) Ro, Armines/Ecoles des Mines di Parigi e
di Nantes (Francia), Instiyuto Nacional de Engenharia e Tecnologia Industrial (Lisbona,
Portogallo), il Technical University di Lyngby (Danimarca), il World Radiation Data
Center (San Pietroburgo, Russia), e l’Istitut Royal de Metereologie(Bruxselles, Belgio),
John Page (Sheffield, Gran Bretagna) e Robert Dogniaux (Bruxselles, Belgio) come
advisor.
Il primo volume tratta gli aspetti generali e discute i risultati mentre il secondo volume
comprende il Data Base e Exploitation Software.
L’opera è uno strumento metodologico dotato di un ricco Data Base che serve a
costruire un quadro completo delle risorse solari per tutta l’Europa in senso lato, dagli
Urali alle isole Azzorre e dal nord Africa al Circolo Polare ed è prezioso nei campi di
pertinenza dell’ingegneria, dell’architettura, della meteorologia e dell’agraria ed i dati
coprono il periodo 1981÷1990.
Il Data Base fornisce i dati relativi alla radiazione solare al livello del suolo, descrive il
percorso del Sole nel cielo durante tutto l’arco dell’anno per le varie locazioni
geografiche. Dà informazioni di dettaglio sull’effetto delle variabili che implicano la
meteorologia (foschia, torbidità, nebbia ect.) e dà distinte le componenti diretta e
diffusa.
I molti dati disponibili sono indispensabili in molte applicazioni che riguardano
l’ingegneria solare ed, in particolare, per il fine di questo lavoro consentono di
determinare per un dato sito il potenziale di producibilità di energia elettrica con sistemi
a celle fotovoltaiche.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 139

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Il Data Base è fondato da informazioni che arrivano da rilievi satellitari che da misure a
terra con risoluzione spaziale di 10 km e a varie risoluzioni temporali (sette stazioni
danno valori orari, in tutto, le stazioni le stazioni che danno dettagliate informzioni su
base meteorologica sono più di 700).
Il software annesso rende possibile l’ottenimento di dati specifici per un determinato
sito.
Si possono avere informazioni dettagliate presso il sito:
http//www.ensmp.fr/Fr/ServicesENSMP
8.5.4. Il Data Base “International Solar Radiation Data”
Il Data Base “International Solar Radiation Data” è stato predisposto dalla University of
Massachusetts, Lowell-USA. Esso si basa su dati al suolo sviluppati utilizzando vari
report disponibili nella letteratura per l’organizzazione di un Data Base relativo alla
radiazione solare globale giornaliera media mensile su superficie orizzontale. La
metodologia principale è consistita nel trasformare le informazioni relative ai record
della durata dell’insolazione in dati che riportano la radiazione globale su superficie
orizzontale. Il Data Base predetto è disponibile presso l’University of Lowell Research
Foundation, 450 Aiken Street Lowell, MA 01854
8.5.5. Il Data Base del World Radiation Data Center (WRDC) di S.Pietroburgo-
Russia
Il Data Base del World Radiation Data Center (WRDC) di S.Pietroburgo- Russia è
un’altra preziosa fonte di informazioni relative a misure di radiazione solare in vari siti
del Mondo. Il centro fu fondato nel 1964 sotto gli auspici del World Meteorological
Organization. Da allora esso ha ricevuto dati relativi alla radiazione solare da più di
1.250 stazioni sparse nel Pianeta. Nel complesso si tratta di dati relativi alla radiazione
solare globale giornaliera sul piano orizzontale, ma sono utilizzate anche alcune misure
di radiazione diretta e diffusa.
Il centro nell’archiviare i dati provvede ad una accurata selezione al fine di garantirne
l’affidabilità. In atto dispone della collaborazione del U.S. Department of Energy e del
National Renewable Energy Laboratory (NREL) degli USA ed è disponibile il
collegamento al sito internet http://wrdc-mgo.nrel.gov.
8.5.6. Studi locali
Su una superficie inclinata rispetto alla radiazione solare (figura 76) la densità di potenza
I, che si raccoglie è data da:
140
I = I sc cos i (8-24)
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
dove i è l'angolo formato tra la normale alla superficie e la direzione della radiazione
solare e I sc è la costante solare.
normale alla superficie
inclinata di β rispetto al
piano orizzontale
γ
Fig. 76 - Angoli di individuazione della posizione di una superficie sposta al Sole
Generalmente il pannello che raccoglie energia solare è fisso rispetto alla superficie
terrestre ma non rispetto alla direzione della radiazione solare, pertanto l'angolo i è
funzione anche del tempo. Per considerare questa dipendenza, bisogna tenere conto del
fatto che la terra compie una rivoluzione al giorno intorno al proprio asse e della
variazione stagionale dovuta alla non ortogonalità dell'asse suddetto con il piano
dell'orbita (la declinazione).
La variazione giornaliera di i è la seguente:
ω = di/dt = 15 (12-t s)
in cui 15 è una costante riferita alla rivoluzione che la terra fà in un giorno: 15°/ora. t s è
l ora solare e si scrive come segue:
t s=t+E+∆L/15
t è l'ora convenzionale; E tiene conto della rotazione della terra intorno al proprio asse
combinata con la rivoluzione intorno al sole: ∆L è la differenza tra il meridiano delle
località in questione ed il meridiano a cui si riferisce l'ora convenzionale. Possiamo
osservare in un grafico la relazione tra E ed i mesi dell'anno, detta equazione del tempo.
Si veda la figura 77.
L'effetto della declinazione si manifesta con una oscillazione apparente del sole di
+23,5° intorno alla posizione media. Essa si esprime come segue:
δ = 23,5 sen [360(284+n)/365] (8-25)
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 141

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142
Fig. 77 - Equazione del tempo
in cui n è il numero del giorno dell'anno. La localita in cui è posto il pannello è definita
dall’angolo ϕ , la latitudine, e dall’ora locale. La posizione del pannello rispetto alla terra
è definita attraverso I'angolo S, formato dal pannello con il piano equatoriale. S è
positivo se il pannello è inclinato verso l'equatore. La posizione del pannello è definita
anche dall'angolo γ, angolo di azimut, fra la normale al pannello ed il piano meridiano; γ
è 0 se il pannello è rivolto verso l’equatore, positivo se è rivolto verso ovest e negativo
se è rivolto verso est.
Considerazioni sulla massima energia raccolta fuori dall'atmosfera
Con le vecchie unita l'energia solare si misurava in Langley che sono equivalenti a 1
Cal/m 2 pari a 11.62 Wh/m 2 . L'energia incidente in un giorno sul pannello fotovoltaico è
data da:
dove:
Q = Q n
∫ cos idt (8-26)
giorno
cos i = sen δ sen ϕ cos S - sen δ cos ϕ sen S cos γ +
+ cos δ cos ϕ cos S cos ω + cos δ sen ϕ cos γ sen S cos ω + (8-27)
+ cos δ sen S sen γ sen ω
mentre Q n= 24 I sc= 32,4 kWh/m 2 giomo. La variabile t è legata all'angolo ω dalla
seguente equazione:
t(ore)/ ω = 24/2π.
Possiamo ora osservare come varia l'energia incidente in un anno dalla figura 78.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Fig. 78 - Variazioni dell’energia incidente nell’arco di un anno. Si noti la particolare curva con
latitudine di 90° Nord
Le variazioni sono deboli per località vicino all’equatore mentre sono più marcate al
crescere delle latitudini: al polo si ha un picco di energia al solstizio estivo ma, come
sappiamo, questa zona resta buia per 6 mesi all’anno. Fatte queste precisazioni
perveniamo alla formula che dà la massima energia raccolta durante l’anno su una
superficie posta fuori dall’atmosfera e da questo deriviamo l'inclinazione che consente
questo risultato.
Ponendo γ=0 cosa che consente, a parità di altre condizioni, di raccogliere la massima
energia in un giorno. Dalla (8-27) si ha:
cos i = sen δ sen(ϕ -S) + cos δ cos ω cos(ϕ -S) (8-28)
L'integrazione della (8-28) va eseguita nel più piccolo dei seguenti intervalli:
- fra il sorgere ed il tramontare del sole sul pannello;
- fra il sorgere ed il tramontare del sole sulla località dove il pannello è posto.
Queste quantità possono essere ricavate dalla conoscenza di W s, l'angolo per cui il sole
tramonta sul pannello e quindi cos i=0. L'angolo del tramonto sul pannello è dato da:
cos ω 0 = - tg δ tg (ϕ -S) (8-28).
L'angolo del tramonto sulla località è espresso come segue:
cos W s = - tg δ tgϕ .
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 143

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
La (8-26) si pone poi come segue:
144
Q = Q n/2π
da cui si ottiene:
ω
0
∫ [sen δ sen (ϕ -S) + cos δ cos ω cos(ϕ -S)] dω (8-29)
−ω
0
Q = (Q n/π) sen δ sen (ϕ -S) sen ω 0 cos(ϕ -S) cos δ (8-30)
differenziando rispetto ad S ed eguagliando a 0 si ottiene:
tg (ϕ -S) = ω 0 tg δ/ sen ω 0.
Se si sceglie l'origine dell'anno in corrispondenza all'equinozio si trova che sia W s=0 sia
δ, sono funzioni dispari del tempo. I loro valori medi sono rispettivamente W s=π/2;
δ=0 dalle quali si ottiene la seguente equazione:
si giunge così all’importante risultato:
tg (ϕ -S) =0
ϕ =S
quindi, si raccoglie la massima energia in un anno su di un pannello fotovoltaico che sia
inclinato verso l'equatore di un angolo pari alla latitudine della località in cui esso è
posto. Questo risultato consente il calcolo esatto dell’energia incidente extra
atmosferica. Vedremo che le differenze con una superficie posta al suolo sono rilevanti,
in relazione a fattori relativi alla presenza di alcuni componenti dell'atmosfera.
Componenti della radiazione solare
Nell'attraversare l'atmosfera terrestre, la radiazione solare subisce notevoli cambiamenti
che influenzano il rendimento delle celle fotovoltaiche.
La radiazione solare incidente sulla Terra, viene parzialmente assorbita dall'atmosfera, in
parte viene riflessa nello spazio ed infine viene parzialmente diffusa dall'atmosfera
stessa. Tutte queste interazioni della radiazione solare con l'atmosfera sono funzioni
della lunghezza d’onda dei raggi che attraversano l’atmosfera stessa, della massa d’aria
ma soprattutto della composizione dell'aria. Si può affermare che la radiazione incidente
al suolo dipende, sia per intensità, sia per composizione spettrale, dall'angolo tra
radiazione incidente e superficie terrestre e dalle condizioni meteorologiche ed
atmosferiche.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
La massa d’aria
Allo scopo di uniformare le condizioni in cui vengono provate le celle fotovoltaiche per
applicazioni terrestri, si è definita, oltre alla gia nota atmosfera standard AM 1 (lo
spessore di atmosfera standard attraversato in direzione perpendicolare alla superficie
terrestre e misurato a livello del mare), le atmosfere AM2, AM3...AMn caratterizzate
dall'essere attraversate 2, 3, n volte dalla radiazione solare.
Radiazione assorbita, riflessa, diffusa
La radiazione solare oltre che assorbita e riflessa viene anche diffusa.
La percentuale di essa dipende dalle condizioni meteorologiche, ma c'e una necessità
fondamentale che obbliga allo studio dettagliato di questa grandezza.
La necessità di conoscere la componente diretta e quella diffusa della radiazione, viene
dal fatto che i sistemi fotovoltaici non si comportano nello stesso modo rispetto a
queste due componenti della radiazione. I sistemi a concentrazione, ad esempio, sono
praticamente insensibili alla componente diffusa che non può venire concentrata dai
dispositivi, specchi o lenti destinati a focalizzare la radiazione sulle celle fotovoltaiche.
I pannelli piani sono invece sensibili ad ambedue le componenti ma con modalità che
variano al variare dell'inclinazione dei pannelli.
Sui pannelli piani, la radiazione 2 I è somma di tre componenti, due delle quali sono le già
enunciate radiazione diretta (I B) e diffusa (I D) la terza componente è la radiazione di
albedo ed è dovuta alla riflessione della radiazione solare dal suolo al pannello. Possiamo
aggiungere che I D è proporzionale alla porzione di cielo vista dal pannello poiché la
suddetta radiazione è isotropa:
I D = I D0 (I + cosS)/2 (8-31)
in cui I D0 è la densità di potenza della radiazione diffusa raccolta sul pannello
orizzontale. L'inclinazione del pannello è fondamentale perchè un pannello rivolto verso
l’equatore raccoglie la massima radiazione diretta ma non la massima radiazione diffusa
poichè non vede tutta la volta celeste: bisognerà scegliere quivi una inclinazione minore
della latitudine in dipendenza dalle condizioni climatiche.
Per ciò che riguarda la componente di albedo (I A) possiamo dire che essa dipende
dall'inclinazione del pannello in modo complementare alla radiazione diffusa ed inoltre
dalle proprietà riflettenti del terreno:
I A = I 0 ρ (1-cosS)/2
dove ρ è il fattore di albedo; I 0 è la radiazione totale sull'orizzontale. Il fattore di albedo
è un dato essenzialmente sperimentale, generalmente legato alla stagione per una stessa
località ed è per questo che sono state create numerose tabelle che forniscono una guida
orientativa alla valutazione di questa grandezza per diversi paesaggi tipici.
2 ove non sia diversamente specificato si tratta di valori orari
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 145

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Fattori di torbidità
Il calcolo dell'esatto valore dell'energia solare incidente su di una cella fotovoltaica è
oggetto di numerose ipotesi che si basano sulla conoscenza dei fattori che influenzano il
valore della radiazione raccolta in una giornata serena. Infatti si considerano due tipi di
atmosfera: la prima detta CD è indicativa di una giornata serena ed abbastanza secca in
cui l’unica attenuazione alla radiazione luminosa è dovuta ad alcuni costituenti
atmosferici permanenti ed è considerata l’atmosfera ideale; la seconda è l’atmosfera reale
con poche nubi che contiene particelle solide sospese e vapore d acqua ma non contiene
alcuna forma di vapore condensato. In quest'ultimo caso il vapore d'acqua e le particelle
di aerosol (sospensione colloidale di particelle microscopiche liquide e solide presenti
nell'atmosfera) vanno considerate con l’ausilio di due pararnetri: β* detto coefficiente di
torbidità di Angstrom e T L, fattore di torbidità di Linke. Il coefficiente di Angstrom, β*,
è privo di dimensioni e rappresenta la quantità di aerosol presente nell'atmosfera e
compare nell'equazione di Angstrom che serve per determinare lo spessore spettrale
ottico relativo alla presenza di aerosol:
146
δ β* λ −
=
aλ
in cui λ è la lunghezza d'onda; α* è l'esponente della lunghezza d'onda e rappresenta la
distribuzione della quantità di aerosol. La conoscenza di β* è subordinata alla
determinazione della radiazione diretta a due lunghezze d'onda 380 e 500 nm in una
parte di spettro solare in cui l’assorbimento è trascurabile: il suo valore varia
generalmente tra 0, per atmosfera CD, a 0.4 per atmosfera con alta percentuale di
aerosol. Il secondo parametro e il fattore di Linke, T L, definito come il numero di
atmosfere CD che si dovrebbero attraversare in ordine per ottenere la stessa
attenuazione che si ha per effetto dell’atmosfera presente. La radiazione diretta si può
esprimere in termini di T L secondo la seguente espressione:
I N = E 0 I SC exp (-δ rT Lm A) (8-32)
in cui E 0 I SC è la costante solare corretta col fattore di eccentricità dovuto alla variazione
della distanza Terra-Sole; δ R è lo spessore spettrale ottico dell'atmosfera CD; m A è la
massa d'aria ottica relativa. Essa dipende dall'angolo di zenit e dalla pressione
atmosferica nel sito e quindi dall'altitudine. La seguente formula da un'espressione di m A:
m A = (p/1013.25 hPa) (cosϑ + 0,15 (93,885°-ϑ ) -1,253 ) -1 (8-33)
Se ϑ è minore di 80° l'approssimazione m A = 1/cosϑ è valida. T L non rappresenta
esclusivamente la torbidità causata dall'aerosol perchè la quantità e affetta
dall'assorbimento della radiazione solare nelle zone in cui e presente il vapore d'acqua.
Invece β dipende strettamente dalla quantità di aerosol presente nell'aria. Si può dire
che T L dipende dalla massa d'aria ottica influenzata dal vapore d'acqua e dall'aerosol per
cui risulta abbastanza difficile determinarne il valore.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
α
*

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Si ottiene in definitiva la seguente espressione:
T L = ( 1/δ R m A)ln(E 0I sc/I N) (8-34)
Si deve dire che Dubois e Feussner nel tentativo di dare valori accettabili a T L hanno
cercato di attribuire a δ R una dipendenza lineare da m A che comunque risulta poco
esatta. Louche era pervenuto ad una formula approssimata per l'atmosfera reale in cui
δ R è espresso come segue:
δ R = (6,567 + 1,7513 m A - 0,1202 m A 2 + 0,0065 m A 3 - 0,0013 m A 4 ) -1 (8-35)
Essa ha pero il grosso limite di essere valida solo per atmosfere di tipo CD per cui pur
aggiustando il valore di T L rimane sempre fortemente approssimata.
In realtà l'assorbimento della radiazione avviene ad opera dell'ozono, di alcune molecole
d'aria e di miscugli di gas per cui questo valore è lontano da quello reale.
Per questo motivo δ R è considerata funzione delle trasmittanze dell’ozono, delle
molecole d'aria e dei miscugli di gas.
E' stata proposta la seguente formula sperimentale da parte di .J.C. Grenier, A. De La
Cosinier e T. Cabot:
δ R = - 1/ m A ln (I CDA/I SC) (8-36)
in cui I CDA è l'irradiazione così come risulta per effetto degli assorbimenti dei vari
componenti dell'atmosfera:
λ=∞
I = ∫ I τ τ τ dλ
(8-37)
CDA 0Nλ rλ 0λ
gλ
λ=
0
dove I 0Nλ è la radiazione spettrale extraterrestre; τ rλ , τ 0λ, τ gλ, sono le trasmittanze delle
molecole d’aria, dell’ozono e dei miscugli di gas.
Dati sul soleggiamento
Il calcolo della radiazione diretta, diffusa e di albedo raccolta da un pannello posto al
suolo, richiede la conoscenza del loro andamento temporale.
Queste quantità sono dipendenti da fattori atmosferici che hanno andamento stocastico
e solo in parte dipendono da quantità calcolabili attraverso la conoscenza dei parametri
che permettono di definire l’intensità della radiazione extra atmosferica.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 147

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Per queste ragioni il progetto degli impianti che utilizzano energia solare, và eseguito
consultando i dati storici di soleggiamento rilevati nelle località prescelte. In Italia
esistono una trentina di stazioni che rilevano la radiazione giornaliera, mentre circa 120
stazioni rilevano la radiazione giornaliera e il numero di ore di Sole.
A questo proposito osserviamo la figura 79
I dati rilevati vengono correlati per costruire le mappe isoradiative come quelle delle
figure 80 e 81 che sono relative a valori medi annuali e costituiscono una utile guida per
selezionare il sito in cui è conveniente costruire l’impianto.
Dall’esame dei valori di radiazione globale su una mappa isoradiativa del globo in figura
80, si è notato che l’energia raccolta nelle regioni più favorite è non più di tre volte
maggiore di quella raccolta nelle regioni meno favorite. Queste circostanze fanno
dell’energia solare una delle fonti di energia meglio distribuite sulla Terra, assai meglio,
ad esempio, di qualunque combustibile fossile.
148
Fig. 79 – Posizione delle stazioni di rilevazione della radiazione giornaliera a sinistra e
rilevazione del numero di ore di Sole a destra
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Fig. 80 – Mappa isoradiativa del globo terrestre
Nella figura 81 è riportata la mappa isoradiativa dell’Italia.
Fig. 81 – Mappa isoradiativa dell’Italia
Registrando i dati di soleggiamento rilevati mensilmente si possono costruire degli
interessanti diagrammi di soleggiamento come quello riportato in fig. 82 relativo all’isola
di Ustica.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 149

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
Fig. 82 – Diagramma del soleggiamento per l’isola di Ustica sia extraterrestre che al suolo
In questo diagramma i dati sono stati mediati settimanalmente e mostrano che nei mesi
estivi, data la presenza di un gran numero di giornate serene, l’andamento del
soleggiamento è percentualmente molto più vicino alla campana relativa al
soleggiamento extratmosferico, di quanto non lo sia nei mesi invernali.
Scomposizione della radiazione
Come abbiamo avuto modo di vedere, la conoscenza della percentuale di radiazione
diretta e diffusa è fondamentale nell’abito della progettazione di un impianto
fotovoltaico. Al fine di potere stimare queste due componenti si può osservare il
seguente noto modello matematico di B.Y. Liu e R.C. Jordan. Questo metodo fa uso di
due parametri che sono K t e K d.
Kt rappresenta il rapporto tra la densità di energia effettivamente raccolta in un giorno
da un pannello orizzontale posto al suolo, H 0, e quella che verrebbe raccolta dallo stesso
pannello fuori dall’atmosfera, H h0.
K d è il rapporto tra la frazione di radiazione diffusa e la già citata grandezza H h0.
150
K t=H 0/ H h0
K d=H D0/ H h0.
La relazione fra questi due indici è riportata in figura 83
(8-38)
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

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Fig. 83 – Parametri K t e K d relativi al modello
L’andamento qualitativo di quella curva mostra che nei giorni sereni la percentuale di
energia totale raccolta è alta ed al contempo la percentuale di diffusa è molto bassa.
Così all’aumentare della nuvolosità decresce l’energia totale ed aumenta la frazione di
diffusa. Se però al limite l'energia totale raccolta tende a zero, deve tendere a zero anche
la frazione diffusa: da qui l’andamento a campana.
K t e K d sono legate da una formula empirica e ricavate dai diagrammi costruiti mediante
rilevamenti dei dati di soleggiamento.
K d = (0,365 - 0,25 K t) sen (πK t) (8-39)
Questa equazione e riportata nel figura 83 ed è fondamentale la sua conoscenza come
vedremo nel seguito. L'energia raccolta in un giorno all’esterno dell'atmosfera, su un
piano orizzontale, H h0, si ottiene ponendo S = 0 nella (8.30)
H h0 = H n/π(ω 0 sen ϕ sen δ +sen ω 0 cosϕ cosδ ) (8-40)
Noto il dato sperimentale H 0, si ricava K t dalla prima delle (8-38).
Questo valore sostituito nella (8-39) permette di ritrovare Kd che consente di pervenire
alla frazione di energia diffusa H DO:
H DO = K d H h0
(8-41)
La componente diretta su orizzontale H B0 è data dalla seguente espressione:
H B0= H 0-H D0 (8-42)
Il metodo di Liu e Jordan ha la caratteristica di stimare per difetto il valore della
radiazione incidente poichè fa l'ipotesi di cielo fortemente coperto in quanto ipotizza
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 151

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una distribuzione uniforme della radiazione diffusa e su questa considerazione si basano
le relazioni successive che prendono il via proprio dalla (8-42). Ottenuto il valore delle
due componenti della radiazione H BO e H DO, si può ottenere l'andamento temporale
della densità di potenza diretta, IB, SU di una superficie inclinata che può assumere la
forma seguente:
I B = I BN cosϑ (8-43)
I BN è legata all'energia raccolta in un giorno su un pannello orizzontale da una relazione
simile alla (8-40).
152
H B0 = 24/πI BN [ω 0 sen ϕ sen δ +sen ω 0 cosϕ cosδ ] (8-44)
Per effetto della quale I B è data da:
I B = πH B0cosϑ /24 [ω 0 sen ϕ sen δ +sen ω 0 cosϕ cosδ ] (8-45)
Parimenti facendo uso della (8.27) e della (8.28) si può scrivere una espressione simile
alla (8-45) per I D0
I D0 = (πH D0/24) (cos ω - cos ω 0 / sen ω 0 - ω 0 cos ω 0) (8-46)
Dalla (8-46) si può ricavare il valore della radiazione diffusa su pannello inclinato
sfruttando la (8-31).
I D = (πH D0/24) (cos ω - cos ω 0 / sen ω 0 - ω 0 cos ω 0) (1+cos S)/2 (8-47)
I valori ottenuti dalla (8-45) e dalla (8-47) sono matematicamente validi ma sono
puramente teorici nei confronti dell’andamento reale di questi due stessi fattori nell’arco
di un anno. Osserviamo dalla figura 84 i valori I B e I D rilevati su Ustica
Fig. 84 – Valori IB e ID rilevati su Ustica
Questo limite trova giustificazione nel fatto che le grandezze menzionate, sono state
ricavate con l’ipotesi che le condizioni atmosferiche rimanessero costanti. Questa ipotesi
può essere tollerata solo per quei sistemi fotovoltaici che siano lineari nella captazione
dell'energia e che abbiano un sistema di accumulo che funga da volano, mediando le
variazioni di soleggiamento che si verificano durante il giorno. Un modo per superare
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progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
questa difficoltà è stato proposto nell'intento di simulare sistemi complessi cioè a
captazione della radiazione non lineare o senza un mezzo di accumulo che faccia da
volano.
Osserviamo a tale proposito il diagramma di figura 85 nel quale si tiene conto delle
variabilità atmosferiche in una giornata complessivamente poco soleggiata.
Questo diagramma non pretende di interpretare il comportamento reale del
soleggiamento, ma è costruito in modo tale che l'integrale nel giorno della radiazione
incidente coincida con il dato sperimentale.
Fig. 85 – Diagramma del soleggiamneto giornaliero modificato per una giornata con cielo
parzialmente coperto
Interazione fra la radiazione solare e il pannello fotovoltaico
Come sappiamo il pannello fotovoltaico, ha, sulla sua faccia esposta al Sole, una
superficie trasparente, che protegge le celle, comunemente costituita da una lastra di
vetro.
Le celle sono montate aderenti alla faccia interna al vetro, con l’interposizione di una
resina la quale svolge i seguenti compiti:
- assicurare un buon contatto termico tra cella e vetro;
- realizzare un adattamento ottico fra il vetro e lo strato antiriflesso che si trova sulla
superficie della cella stessa.
In tal modo si limita l’aumento di temperatura della cella fotovoltaica rispetto
all’ambniente circostante, ed allo stesso tempo si aumenta la quantità di radiazione che
penetra nella cella in quanto le riflessioni si riducono, in pratica, solo a quelle che
avvengono all’interfaccia aria-vetro sulla superficie del pannello. La figura 86 mostra il
modo di suddividersi della radiazione incidente (I) in un pannello.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 153

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
154
Fig. 86 – Suddivisione della radiazione incidente (I) in un pannello
La radiazione incidente (I) viene in parte riflessa secondo il coefficiente di riflessione (r),
mentre la parte rimanente I E = I (l-r), penetra nel vetro e attraversa gli strati sottostanti
di materiale raggiungendo la cella senza subire assorbimenti o riflessioni di rilievo. Se si
indica con η il rendimento di conversione della cella fotovoltaica e si ricorda che questa
quantità è di solito misurata in assenza di vetro di protezione e per radiazione incidente
normale alle celle, per cui sono trascurabili le riflessioni ne segue, che la potenza
convertita in elettricità è data da:
I E = η I C
per un pannello fotovoltaico.
La frazione di radiazione che non viene convertita in elettricità è a sua volta costituita da
due parti. La frazione t a cui il materiale di cui e composta la cella è trasparente,
attraversa la cella senza interazioni di rilievo, raggiunge il contatto posteriore e quindi
può essere riemessa dal pannello oppure venire assorbita dal contatto stesso,
trasformandosi in calore all’interno di esso.
La frazione di radiazione cui la cella è trasparente è una funzione del semiconduttore
usato per costruire la cella.
In particolare il silicio è trasparente alla parte di spettro corrispondente a fotoni la cui
lunghezza d’onda sia superiore a 1,15µm.
Questa parte di spettro rappresenta circa 1/3 della potenza della radiazione solare AM1.
La parte di radiazione assorbita dalla cella e trasformata in calore è data da:
I t= I C (1-η-t)
dove per il silicio t=0,33, al limite t sarebbe uguale a 0 se il contatto posteriore fosse
costruito con materiale assorbente per la radiazione.
La conoscenza di I t ci permette di utilizzare un altro metodo per ritrovare il valore della
temperatura a cui si porta la cella (Tc).
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Data, però, l'incertezza nella determinazione di I t essendo essa legata alla tecnologia di
fabbricazione della cella, si preferisce basare il calcolo della temperatura delle celle di un
pannello esclusivamente su dati sperimentali:
Tc = T(ω) + (NOCT - 20) I C /0,8 (8-48)
T(ω) e la temperatura ambiente, essa si esprime come segue:
T(ω) = Tmin + (Tmax-Tmin) Y1(ω) + Y2 (ω) (8-49)
in cui Tmax e Tmin sono il valore massimo e minimo delle temperature rilevate
sperimentalmente.
Y1(ω) è l'integrale della potenza incidente su una superfcie orizzontale:
Y1(ω)=sen(ω+τ )+sen ω 0 – (ω+τ +ω 0) cos ω 0/(sen ω 0 - ω 0 cos ω 0) (8-50)
Il processo di raffreddamento, che tipicamente evolve con costante di tempo lunga
rispetto alla durata del giorno, può essere approssimato da una relazione lineare:
Y2(ω) = Y 0-A(ω- ω 0+τ ) (8-51)
Tramite il confronto con i valori di temperatura rilevati durante il giorno, si sono
determinati i seguenti valori:
Y 0 = 0.492
A = 6.88 x 10-2 rad-1
τ = ω 0/2
La NOCT (Normal Operating Cell Temperature) e funzione delle caratteristiche
costruttive del pannello e viene misurata a T = 20°C con radiazione incidente
perpendicolarmente sul pannello di 0.8 K W /m 2 , velocità del vento di 1 m/s con il
circuito aperto.
L’uso dei valori di NOCT della tabella fornisce il limite superiore della temperatura della
cella e quindi fornisce il limite superiore della temperatura della cella e quindi una stima
per difetto della potenza prodotta.
STRUTTURA DEL PANNELLO NOCT(°C)
Substrato di alluminio alettato 40
Vetro 41
Fibra di vetro 47
Plexiglass con intercapedine d’aria 60
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Per venti più forti di 1 m/s, la temperatura delle celle diminuisce a parità di
soleggiamento.
Effetto del vetro
Come abbiamo osservato I E e T C dipendono da Ic che a sua volta dipende dal
coefficiente di riflessione r.
Quest’ultimo dipende dall’angolo θ tra radiazione incidente e normale al pannello e
dall’indice di rifrazione ν del vetro rispetto all’aria.
156
r(θ )=0,5[(sen(θ -θ ’)/sen(θ +θ ’ )) 2 +(tg(θ -θ ’)/tg(θ +θ ’)) 2 ] (8-52)
r= senθ /senθ ’
A causa della dipendenza di r dall'angolo di incidenza della radiazione, le componenti
diretta e diffusa vanno trattate in maniera diversa per ciò che riguarda il vetro.
La componente diretta della densità di potenza che entra nella cella IBC si ricava come
segue:
in cui I B è data dalla (8-45).
I BC = I B (1-r) (8-53)
Il calcolo della radiazione diffusa richiede l'integrazione di r(θ ) relativa alla volta celeste
vista dal pannello: ciò però complicherebbe notevolmente queste valutazioni.
Un modo approssimato, ma pur sempre valido, di determinare la radiazione diffusa che
attraversa il vetro, consiste nel sostituire la curva effettiva del coefficiente di
trasmissione τ = 1-r con un fattore di trasmissione pari al valore di τ per θ = 0:
( ) 2
τ0= τ θ = 0 = 1 −( ν − 1/ ν + 1) (8-54)
fino all'angolo θ lim scelto in maniera tale da conservare il valore dell’integrale di τ in θ .
Si assume in pratica che il pannello non veda la parte di cielo che si trova ad un angolo
maggiore di θ lim rispetto alla normale al pannello, mentre la parte diffusa che viene
raccolta dalla cella, IDC, sia attenuata secondo τ 0 . Cosi per un pannello inclinato di un
angolo S rispetto all'orizzontale detto ϕ lim = π/2 - θ lim ed S’ il più grande tra gli angoli S
e ϕ lim risulta:
IDC = IDO τ 0 (1+cos(S’ + ϕ lim))/2 (8-55)
con ν compreso tra 1,5 e 1,8 che sono valori tipici del vetro usati nelle celle
fotovoltaiche le cui caratteristiche sono già state esaminate .
La (8-55)fornisce un valore di I DC approssimato del 15% qualunque sia l’inclinazione dei
pannelli.
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In fgura 87 è raffigurata la curva (8-52) ed in figura 88 la relazione tra θ lim e τ 0 con
l’indice di rifrazione ν : i dati sono sperimentali.
Fig. 87 – Diagramma relativo all’influenza del vetro
Fig. 88 – Diagrammi reativi all’nfluenza del vetro
Per quanto riguarda la radiazione di albedo si può dire che può venire trattata in maniera
analoga alla radiazione diffusa modificando l’angolo entro cui questa componente della
radiazione vede le celle fotovoltaiche.
La radiazione totale raccolta dalle celle Ic, è data dalla somma delle tre componenti
diretta, diffusa e albedo, ciascuna elaborata per tenere conto dell'effetto del vetro, come
è stato mostrato in questo paragrafo.
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Calcolo della potenza di una cella fotovoltaica
Il procedimento di calcolo proposto che riporta alla potenza di una cella fotovoltaica, ha
il pregio di tenere conto della non idealità della cella che si modifica attraverso piccole
resistenze poste in serie.
Per questo motivo si usa un coefficiente correttivo di idealità N e la ridefinizione della
J 0, che è la corrente di saturazione inversa della cella.
Si suppone nel seguito che le celle siano a temperatura Tc, calcolata con la (8-48) e sia Ic
(W/m 2 ) la radiazione incidente.
Consideriamo le seguenti quantità tipiche delle celle:
V 0c0= tensione a circuito aperto a 25°C e radiazione AM 1:
I CC0 = densità di corrente di corto circuito a 25°C e radiazione AM1 ;
N = coefficiente di idealità del diodo (può variare tra 1 e 2);
V T = tensione termica: VT = KT/q dove K e la costante di Bolzmann; Q è la carica
dell'elettrone e T la temperatura della cella.
Supponiamo che la tensione a circuito aperto V 0CT e la densità di corrente di corto
circuito con radiazione AM 1 che è la JCCT, dipendano linearmente dalla temperatura:
158
V OCT = V 0C0 [1 + hν (Tc - 25)] [V] (8-56)
J CCT = J CCO [1 + hi (T C - 25)] [A/m 2 ] (8-57)
Dalla già nota equazione del diodo a semiconduttore possiamo ricavare la J 0 (corrente di
saturazione inversa):
J O= J CCT/[exp (V oct V T/N)] (8-58)
Se la cella e illuminata con radiazione Ic diversa da quella AM1, la densità di corrente J CC
[A/m 2 ] effettiva e proporzionale all'intensità della radiazione incidente:
Jcc = J CCT Ic/1000 [A/m 2 ] (8-59)
In cui Ic risulta implicitamente diviso per il valore della radiazione ad AM1 (1
KW/m 2 ). Se infine, per effetto del carico applicato, la corrente erogata è J, la tensione
corrispondente, V, è data dall'equazione della cella illuminata:
V = N V T ln [(J cc - J + J O)/J O] (8-60)
La densità di potenza erogata è così facilmente esprimibile:
W = V J [ W /m 2 ] (8-61)
per cui il rendimento della cella è dato dalla seguente espressione:
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mentre quello del pannello è dato da:
η = VJ/Ic (8-62)
η p= VJ/I (8-63)
Si riporta qualche valore tipico per il silicio
nella quale I è la somma dei tre apporti di radiazione diretta, diffusa, e di albedo. η p è
inferiore ad η perché una parte di radiazione incidente sul pannello, viene riflessa dal
vetro che protegge la cella.
Riportiamo qualche valore tipico per il silicio nella tabella seguente.
Scelta dell'inclinazione dei pannelli
Simbolo Valore Unità
V0C0 0,59 V
Jcco 300 A/m2
N 1,5
hν 3,7x10 3 1/°C
hi
6,4x10 -
4
Per i sistemi a pannelli piani, non e conveniente prevedere di modificare l'inclinazione
durante l'anno, in quanto le spese aggiuntive necessarie a quest’operazione, non sono
compensate dall'aumento dell'energia raccolta.
L’unica eccezione è rappresentata dai sistemi di piccola taglia, i quali possono essere
dotati di un sistema che consente la variazione dell'inclinazione dei pannelli
adeguatamente alle condizioni che si pongono alle latitudini alle quali vengono istallati.
11 problema della progettazione fotovoltaica infatti, stà nel cercare la massima energia
raccolta in un anno, ovvero la massima energia raccolta in una stagione nella quale vi sia
un picco di radiazione.
Scelta dell’inclinazione S
In questo paragrafo cercheremo di individuare le soluzioni adattabili alla località
prescelta.
La figura 89. mostra l’energia raccolta in un periodo invernale a) in uno estivo b) ed
infine in tutto l’arco dell’anno c).
1/°C
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160
Fig. 89 - Variazione della radiazione incidente pe vari angoli di tilt
Notiamo che si ha una differenza tra il pannello singolo e più file di pannelli, in quanto
in questo secondo caso, viene persa una parte della radiazione diffusa.
Questi tre diagrammi, si riferiscono ad una regione dell’Italia meridionale (41,5°N).
L’angolo che rende massima l’energia raccolta nel periodo invernale, è prossimo al
valore dell’angolo zenitale del sole al Mezzogiorno del solstizio invernale (65°).
Al contrario, l’angolo che rende massima l’energia raccolta dal pannello nel periodo
estivo è di 18°.
Infine il massimo annuale si ottiene con un’inclinazione inferiore alla latitudine del sito.
Vanno fatte altre importanti considerazioni. Per l’inclinazione che rende massima
l’energia raccolta in inverno con pannelli disposti in file, si raccoglie, in un anno, il 90%
circa dell’energia disponibile durante tale stagione.
Se si inclinano i pannelli con un angolo che rende massima l’energia disponibile raccolta
in estate, nel periodo invernale si raccoglie solo il 65% della massima energia ottenibile
in quel periodo.
Dall’osservazione delle figure 90 e 91 si nota che la prima si riferisce alla distribuzione
annuale di energia raccolta su un pannello orizzontale, la seconda si riferisce all’energia
raccolta se i pannelli sono inclinati di 65°: il diagramma e più appiattito e quindi
consente di ipotizzare consumi costanti in tutto l'anno, dunque risulta essere il più
appropriato per la località in questione.
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Fig. 90 – Distribuzione annua dell’energia raccolta su superficie orizzontale
in una località dell’Italia meridionale
Fig. 91 - Distribuzione annua dell’energia raccolta con angolo di tilt di 65°
Nell' ambito della scelta di pannello singolo o file di pannelli, diciamo che con la
seconda soluzione oltre al fatto che si perde parte della radiazione diffusa, si ha un
aggravio delle spese per effetto della maggiore superficie necessaria ed in più, come si
nota dalla figura 83a),il massimo annuale per file multiple di pannelli si ha per 27°,
mentre allo stesso risultato si giunge con un pannello singolo inclinato di 15°:
quest'ultima soluzione.
Scelta dell’angolo di azimut (γ )
Se i pannelli non sono rivolti verso l’equatore ( γ ≠ 0 ), le modalità con le quali si
raccoglie l’energia vengono alterate.
Si possonoosservare le le figure 92 e 93 per caratterizzare una località dell'Italia
meridionale (41.5°N) con pannelli inclinati di 60°.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 161

progettazione e simulazione degli impianti fotovoltaici
162
Fig. 92 – Variazione della radiazione incidente con l’angolo di Azimut
Fig. 93 – Variazione dell’ energia convertita con l’angolo di Azimut
Come si può notare l'aumento in valore assoluto, dell'angolo di Azimut al quale
corrisponde un orientamento del pannello verso est, mostra una diminuzione sia della
radiazione raccolta durante il giorno, sia dal numero di ore di sole sul pannello stesso: se
γ = -90° il sole tramonta sul pannello poco dopo le ore 13:00.
Se le variazioni di γ sono contenute entro i 15° non si hanno modifiche sostanziali del
valore di energia raccolta in un giorno, ma se si superano i 30° questo dato si abbassa
notevolmente (a meno che S=0 valore per il quale non vi sono variazioni dell'energia
raccolta perchè non più dipendente da γ ).
L'effetto di γ però si fà sentire maggiormente nelle giornate serene, infatti nel caso di
cielo coperto, quest'angolo non influenza molto il valore dell'energia raccolta.
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9. ALCUNI CASI STUDIO
La generazione efficace di energia elettrica in un determinato sito con lo sfruttamento
dell’energia solare a mezzo di un impianto fotovoltaico richiede accurati studi.
Tanto per l’energia solare, in genere, che per l’energia eolica, si riscontra in letteratura la
carenza di metodologie dettagliate ed adeguate per la caratterizzazione degli specifici siti.
Gli studi di fattibilità sono di solito condotti con approcci che, in fase di previsione e
stima delle potenzialità di specifici siti, poco o nulla indicano circa la effettiva
caratterizzazione della risorsa locale in ordine al suo sfruttamento. E’, infatti,
consuetudine assegnare una inclinazione dei pannelli fotovoltaici per una certa località e
sulla base di indicazioni, vaghe, anche sulla radiazione solare nell’anno (si usano, di
solito, in Italia le norme UNI-CTI 10349 ed UNI-CTI 8477), e con questi dati si
procede alla stima dell’energia elettrica producibile, stabilita la superficie dei moduli
fotovoltaici in base alla potenza di picco ed assegnando un valore dell’efficienza dei
moduli e del BOS (Balance Of System - centralina). Talvolta, si riscontrano dei dati
sull’irradiazione solare globale media mensile, ma si tratta sempre di previsioni che si
basano su metodi di stima teorica che difficilmente si adattano alla specifica situazione
dei siti. E’ quindi evidente la necessità di strumenti adatti alle finalità predette che
consentano delle stime accurate in relazione allo specifico sito.
Esiste, però, come si è detto avanti, una vasta e copiosa letteratura tecnica che, per il
nostro Paese, risale al periodo in cui ha avuto corso il PFE (Progetto Finalizzato
Energetico) del CNR e, sia nella letteratura in generale, che in quella in lingua italiana, si
dispone di varie metodologie per la stima della radiazione solare nei vari siti specifici che
sono state rivisitate nella presente ricerca al fine di adattarle allo specifico fine per gli
studi di fattibilità di impianti di generazione elettrica fotovoltaica. In letteratura esistono
anche metodologie che consentono di effettuare delle simulazioni per le condizioni
meteoclimatiche locali; in tale ambito è possibile seguire sia approcci più globali che di
dettaglio ricorrendo talvolta anche a metodi stocastici.
Il secondo anno di attività per gli studi per il Dottorato del sottoscritto ha riguardato
l’individuazione di metodologie adatte ed affidabili per la stima della radiazione solare
disponibile in un determinato sito per la produzione dell’energia elettrica con sistemi a
celle fotovoltaiche. Dati di dettaglio per le varie località, ricavati da serie storiche, sono
serviti per effettuare utili verifiche di riscontro in alcuni casi studio specifici, con
l’applicazione di metodologie all’uopo predisposte, al fine di provarne l’affidabilità.
I dati ottenuti applicando le metodologie elaborate sono stati confrontati con risultati di
simulazioni che hanno fatto ricorso in input a dati di radiazione solare rilevati nella città
di Palermo in ricerche del DREAM – Dipartimento di Ricerche Energetiche ed
Ambientali in stazioni ubicate all’interno della Città di Palermo ed in località vicine (ad
esempio: Boccadifalco). Altri confronti sono stati effettuati con dati derivanti
dall’esercizio di Impianti fotovoltaici gestiti dall’AMG Energia di Palermo.
Si riportano nel seguito i principali risultati di alcuni significativi casi studio per località
siciliane. In particolare un caso studio si è svolto in ricerche relative ad un PRIN 2001
cofinanziato dal MIUR, Progetto n. 2001098981, sul tema della Ottimizzazione degli usi
energetici e la razionalizzazione della domanda elettrica nei supermercati e negli ipermercati in Italia, a
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
cui hanno partecipato le Università di Genova, Napoli, Padova e Palermo ed il
Politecnico di Bari. Il DREAM dell’Università di Palermo ha approfondito alcuni temi
tra i quali la fattibilità di configurazioni d’impianto che sfruttano innovazioni
tecnologiche, sia per le tecniche di condizionamento dell’aria, sia per la produzione
contemporanea di energia elettrica, di calore e freddo destinata al funzionamento delle
strutture.
Nell’ambito della ricerca si sono esaminate varie opzioni impiantistiche, ritenute efficaci
ai fini della riduzione delle punte di carico elettrico. Tra esse alcune tecnologie
innovative per la produzione decentrata dell’energia elettrica e si è studiata, in tale
ambito, anche la fattibilità di impianti di generazione fotovoltaica.
Un secondo Caso studio riguarda un impianto dimostrativo al servizio di una palazzina
unifamiliare di due piani ubicata in Sicilia a Messina. Lo studio, svolto in collaborazione
tra il DREAM dell’Università di Palermo e l’Istituto CNR ITAE Messina, durante lo
svolgimento di una Tesi di Laurea (Ferraro, Tesi di Laurea 2003, Facoltà di Ingegneria
Università di Palermo, Istituto CNR ITAE Messina, Relatori V.Antonucci, C.Dispenza)
è di grande interesse per lo sviluppo della tecnologia della produzione fotovoltaica per
piccole produzioni decentrate del tipo stand alone.
Per ciascuna situazione analizzata:
164
1. Una prima fase è stata dedicata allo studio, con appropriate metodologie, per la
stima dettagliata dell’energia elettrica producibile nel sito prescelto (previsioni
della quantità producibile nei vari mesi dell’anno, andamento della produzione in
tipici giorni dei vari mesi per disporre degli elementi per la progettazione e la
caratterizzazione del funzionamento degli impianti, dei sistemi di regolazione e
di accumulo, di eventuali sistemi di integrazione, etc).
2. Una ulteriore fase è stata poi dedicata allo studio per la risoluzione dei problemi
posti dai profili delle utenze presso cui debbono installarsi gli impianti (problemi
correlati: alla struttura della domanda di energia elettrica dell’utenza).
3. Infine si sono approfonditi alcuni aspetti di natura tecnico – economica.
9. 1. Caso Studio n. 1 - Progetto di un Impianto Fotovoltaico inserito in una
struttura commerciale
L’oggetto del Caso Studio è lo studio di fattibiltà e la progettazione di un Impianto
Fotovoltaico che deve operare in seno ad una struttura commerciale ubicata nel
contesto locale siciliano in provincia di Trapani. Lo studio di fattibilità dell’impianto
fotovoltaico è parte di un complesso studio che si è svolto in ricerche relative ad un
PRIN 2001 cofinanziato dal MIUR, Progetto n. 2001098981, sul tema della
Ottimizzazione degli usi energetici e la razionalizzazione della domanda elettrica nei supermercati e
negli ipermercati in Italia, a cui hanno partecipato le Università di Genova, Napoli, Padova
e Palermo ed il Politecnico di Bari. Il DREAM dell’Università di Palermo ha
approfondito alcuni temi tra i quali la fattibilità di configurazioni d’impianto che
sfruttano innovazioni tecnologiche, sia per le tecniche di condizionamento dell’aria, sia
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
per la produzione contemporanea di energia elettrica, di calore e freddo destinata al
funzionamento delle strutture.
Nell’ambito della ricerca si sono esaminate varie opzioni impiantistiche, ritenute efficaci
ai fini della riduzione delle punte di carico elettrico. Tra esse alcune tecnologie
innovative per la produzione decentrata dell’energia elettrica e si è studiata, in tale
ambito, anche la fattibilità di impianti di generazione fotovoltaica.
In Italia, al fine di migliorare i processi di trasformazione dell'energia, di ridurne i
consumi e di migliorare le condizioni di compatibilità ambientale dell'utilizzo dell'energia
a parità di servizio reso e di qualità della vita, le norme della legge 10/91 favoriscono ed
incentivano, in accordo con la politica energetica della Unione Europea l'utilizzazione
delle fonti rinnovabili.
9.1.1. Dimensionamento impianto
La quantità di energia elettrica producibile dall’impianto fotovoltaico su base annua deve
essere inferiore a quella normalmente consumata, sempre su base annua, dall’utente
facendo riferimento alla media dei consumi degli ultimi anni.
L’impianto dovrà servire un ristorante che ha una superficie utile complessiva di 396 m 2 .
Il ristorante è aperto in tutti i giorni dalle ore 11 alle ore 15 e dalle ore 18 alle ore 23, in
totale 9 ore di funzionamento giornaliere. Considerando da stime effettuate un consumo
medio di 25 kWh/ora, il consumo giornaliero sarà:
25 ⋅ 9 = 225kWh/
giorno
e, per un 300 giorni lavorativi su 365 si giunge ad un consumo medio annuale:
300 ⋅ 225 = 67500kWh
/ anno .
Si dispone di dati sulla radiazione solare oraria globale in luoghi limitrofi a quello di
interesse (Trapani). I dati sono relativi all’anno 2002 e sono stati ricavati da misurazioni
effettuate in campo in alcune postazioni meteo-climatiche.
Tenendo conto delle normative vigenti (Del. N.224/2000 del 6/12/2000 dell’Autorità
dell’Energia Elettrica e GAS G.U. n.19 del 24/01/2001) e degli incentivi fiscali
ottenibili, l’impianto è stato dimensionato in modo tale da fornire una potenza
complessiva 20,16 kWp, intesa come somma delle potenze di targa dei singoli moduli,
così come misurata in fabbrica mediante apposita apparecchiatura di misura alle
condizioni standard di:
- irraggiamento di 1000 W/m 2 ,
- AM=1,5 con distribuzione dello spettro solare di riferimento e temperatura
delle celle di 25 °C ±2 °C.
L’obbligo della scelta non consente quindi di coprire l’intero fabbisogno energetico del
ristorante della struttura commerciale.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 165

alcuni casi studio
Il calcolo della potenza generata dall’impianto è stato effettuato considerando per il sito
di installazione i dati meteo-climatici forniti dalla norma UNI 10349, assumendo una
superficie dei pannelli esposti a sud con inclinazione di 30°.
Tenuto conto dei dati radiometrici (UNI 10349), della posa (UNI 8477/1) ed
assumendo come valore dell’efficienza operativa media annuale (E.o.m.a.) dell’impianto
il 75% del valore dell’efficienza nominale del campo fotovoltaico, si vede che si ha una
producibilità di energia elettrica stimata in: 25.000 kWh/anno.
I grafici con la producibilità media mensile sono riportati di seguito.
L’energia immessa dall’impianto fotovoltaico nella rete gestita dal GRTN sarà ad una
tensione nominale di 396 V a.c.
9.1.2. Normativa di riferimento
L’impianto sarà progettato e realizzato in accordo alle seguenti norme:
166
- norme CEI/IEC per la parte elettrica convenzionale;
- UNI/DIN per la parte meccanica
- norme CEI/IEC e/o JRC/ESTI per i moduli fotovoltaici;
- UNI 10349 per il dimensionamento del generatore fotovoltaico;
- UNI/ISO per le strutture meccaniche di supporto e di ancoraggio dei moduli
fotovoltaici;
Per quanto riguarda il collegamento alla rete e l’esercizio dell’impianto, le scelte
progettuali essere conformi alle seguenti normative e leggi e norme vigenti:
- norma CEI 11-20 per il collegamento alla rete pubblica;
- norme CEI EN 61724 per la misura e acquisizione dati;
- legge 133/99, articolo 10, comma 7, per gli aspetti fiscali.
- CEE 101/503 per la parte fotovoltaica o suo aggiornamento
- CEI 110-6 / 7 / 8 per la compatibilità elettromagnetica delle apparecchiature;
- CNR-UNI 10011/88 ;
- Deliberazione n. 224/00 dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas del 6
dicembre 2000: “Disciplina delle condizioni tecnico-economiche del servizio di
scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici con
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alcuni casi studio
potenza nominale non superiore a 20 kW”.
9.1.3. Caratteristiche dell’Impianto
L’impianto fotovoltaico sarà costituito dai dispositivi di campo (campo fotovoltaico,
sensori, strutture meccaniche) e dispositivi di conversione e controllo (quadro di campo,
quadro elettrico con gruppo di conversione, quadro interfaccia di rete).
Il quadro elettrico contenente i suddetti componenti elettronici deve possedere un grado
di protezione IP55. Il gruppo di conversione sarà idoneo al trasferimento della potenza
dal generatore fotovoltaico alla rete, in conformità ai requisiti normativi tecnici e di
sicurezza applicabili. I valori della tensione e della corrente di ingresso del gruppo di
conversione saranno compatibili con quelli del generatore fotovoltaico, mentre i valori
della tensione e della frequenza in uscita saranno compatibili con quelli della rete alla
quale verrà connesso l’impianto.
Il gruppo di conversione sarà dotato di inverter a commutazione forzata con tecnica
PWM, in grado quindi di operare in modo completamente automatico e di inseguire il
punto di massima potenza (MPPT) del generatore fotovoltaico.
L’impianto sarà dotato di una apparecchiatura per la visualizzazione e la misurazione
(preferibilmente mediante un dispositivo elettromeccanico) della quantità di energia
prodotta dall’impianto e delle rispettive ore di funzionamento. Negli elaborati grafici
allegati è riportato lo schema di collegamento dell’impianto alla rete elettrica di
distribuzione.
L’impianto in oggetto sarà composto da 144 moduli fotovoltaici monocristallini
collegando in parallelo 12 stringhe da 12 moduli in serie, per raggiungere una potenza
nominale di 20,16 kWp. Un modulo è costituito dal collegamento in serie di 72 celle
fotovoltaiche. Ogni modulo eroga una corrente di 4,3 A ed una tensione di 33 V.
La scelta del modulo è stata fatta dal catalogo SHELL Solar 2002 riportato nella figura
in basso. Il modulo scelto è lo SHELL SP140.
Il modulo scelto:
il modulo è costituito dal collegamento in serie di 72 celle disposte su 6 file da 12 celle
ciascuna. Si notano gli smussi agli angoli delle celle, derivanti dal particolare processo di
lavorazione dei wafer di silicio.
Nella tabella riepilogativa di seguito riportata sono indicate le caratteristiche elettriche
tipiche del modulo fotovoltaico scelto misurate a STC (AM=1,5; E=1000 W/m 2 ;
T=25°C). Le celle sono disposte su 6 file da 12 celle per fila. La superficie di una cella
come riportato nel catalogo è di 147 cm 2 . La superficie complessiva del campo
fotovoltaico considerando 144 moduli da 1,32 m 2 ciascuno è :
2
S campo = 1, 32 ⋅144
= 190,
08m
.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 167

alcuni casi studio
168
Caratteristiche moduli
Potenza di targa 140 Wp
Tensione di massima potenza 33 V
Corrente di massima potenza 4,3 A
Tensione circuito aperto 42,8 V
Corrente di corto circuito 4,7 A
Tipo silicio Monocristallino
Lunghezza x larghezza 814x1619,4 mm
Area 1.32 m 2
Peso 14,8 kg
Cornice Al anodizzato
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alcuni casi studio
Varie tipologie di moduli costruiti dalla Shell
Fig. 94 - Modulo fotovoltaico scelto per l’impianto
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 169

alcuni casi studio
Ogni inverter è collegato all’ingresso a due stringhe. Il numero complessivo di stringhe è
12, pertanto il numero degli inverter è 12/2=6 inverter. Da ogni inverter escono due
conduttori (fase e neutro) a 230 V. Gli inverter sono predisposti per immettere in rete
una potenza Max di 2,8 kW (cadauno) qualunque sia la potenza applicata ai morsetti di
ingresso lato DC. Ogni stringa è costituita da 12 moduli in serie pertanto la tensione in
ingresso all’inverter è = 33⋅12
= 396V
.
170
Ving. La corrente in ingresso, considerando il collegamento in parallelo delle stringhe ed una
corrente di 4,3 A per stringa, è Iinver. = 4,
3⋅
2 = 8,
6A
. I conduttori di fase in uscita dagli
inverter sono 6 e si collegano a coppie in parallelo.
Abbiamo in uscita pertanto 3 conduttori R,T,S ed un neutro, che costituiranno le tre fasi
di un sistema trifase equilibrato con valori compatibili alla rete ENEL. Il
funzionamento è completamente automatico e adeguato a tutte le condizioni possibili,
sia sotto l’aspetto della funzionalità che della sicurezza.
Gli schemi elettrici sono riportati nelle figure 95.
9.1.4. Producibilità media annuale dell’Impianto FV
Il calcolo dell’energia fornita dall’impianto fotovoltaico annualmente è conforme alla
norma UNI 8477 parte 1 a . I calcoli sono stati effettuati tramite fogli di calcolo EXCEL.
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alcuni casi studio
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca
Fig. 95 – Collegamenti tra il campo fotovoltaico e la rete elettrica
171

alcuni casi studio
L’impianto fotovoltaico è ubicato nel contesto locale siciliano (Trapani), dalla norma
UNI 10349 sono desunti pertanto i valori dell’irraggiamento medio mensile giornaliero
per la località Trapani. Partendo dai valori della radiazione diretta B h e diffusa D h
incidente su un piano orizzontale desunti dalla norma suddetta si è calcolata la
radiazione globale giornaliera media mensile su una superficie orizzontale:
Detto:
172
H h = Bh
+ Dh
.
H
R =
H H
il rapporto tra la radiazione globale giornaliera media mensile incidente su una superficie
inclinata e la radiazione globale giornaliera media mensile incidente su una superficie
orizzontale, è possibile ricavato lo stesso, risalire alla radiazione incidente sulla superficie
inclinata che ci interessa.
L’espressione analitica di R è la seguente:
H
R = ( 1−
H
d
h
) ⋅ R
b
H
+
H
d
h
1+
cos β ⎛1 −
⋅ + ρ ⋅⎜
2 ⎝
cos β ⎞
⎟
2 ⎠
H d
si può far uso di una
in mancanza di dati climatici diretti, per il rapporto
H h
correlazione con il valore di K T , che rappresenta l’indice di limpidezza giornaliero
H h
medio mensile, ed è dato da: K T = dove H h,
ex è la radiazione globale giornaliera
H h,
ex
media mensile all’esterno dell’atmosfera.
Sulla norma sono riportati i valori del rapporto
H d
in funzione di T
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H
h
K .
L’energia prodotta dall’Impianto FV mensilmente è riportata nella figura 96.
Considerando una superficie effettiva dell’impianto di 190,08 m 2 ed un’efficienza
nominale E
P
= n = 20,
16/
190,
08 = 0,
11,
si ottiene dall’impianto:
E impianto
n Simp.
=
25092,
68kWh/
anno

alcuni casi studio
kWh
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Energia media mensile prodotta dall'Impianto Fotovoltaico
gennaio
febbraio
marzo
aprile
maggio
giugno
luglio
agosto
settembre
ottobre
novembre
dicembre
Fig. 96 – Energia elettrica media mensile prodotta dall’impianto fotovoltaico
9.1.5. Scelta del Sistema Fotovoltaico
Si decide di istallare moduli fotovoltaici da 72 celle cristalline connesse in serie.
Potenza di picco 140 W
Si istallano 12 moduli in serie per fare una stringa.
Una coppia di stringhe è collegata ad un inverter, e due inverter danno luogo con le loro
uscite connesse in parallelo ad una fase.
Tre coppie di inverter, quindi, formano un sistema equilibrato che è adatto ad essere
interfacciato alla rete pubblica (le tre coppie formano le tre fasi di un sistema
equilibrato).
Sono in tutto 144 moduli ossia 2x(12+12) =48 moduli per ogni fase; 3x48=144
Potenza complessiva di picco =140x144=20,16 kWp
Dati di previsione di funzionamento:
Superficie di un modulo 1,32 m 2
Pn=20,16 kWp
En=Pn/S=20,16/(144x1,32)=20,16/190,08=0,11
Eo.m.a=75% En=0,75x0,11=0,08
Energia producibile Ep:
Ep=Eo.m.axH=0,08x1.651,36=132,1kWh/m2/anno
E=EpxS=132,01x190,08=25.092,68 kWh/anno
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alcuni casi studio
9.1.6. Simulazione del comportamento dinamico dell’impianto FV a bassa ,media
ed alta insolazione
Disponendo di dati relativi ai valori orari di temperatura, umidità ed irraggiamento
relativi alla località di destinazione dell’impianto provenienti da alcune misure in
postazioni meteo-climatiche in località prossime al sito preceslto, è stato possibile
effettuare una valutazione oraria della radiazione solare incidente sulla superficie
dell’impianto. L’analisi del comportamento dinamico dell’Impianto FV è stata effettuata
per tre giorni tipo del mese d’agosto, di cui uno a bassa insolazione, uno a media
insolazione ed uno ad alta insolazione presi come riferimento per valutare la
producibilità effettiva dell’impianto basandosi su dati derivati da misure e non su
statistiche medie annuali.
La scomposizione dei valori orari della radiazione globale Hh incidente su una
superficie orizzontale nelle componenti Dh e Bh , può essere effettuata con il metodo
di Liu and Jordan, utilizzando la correlazione di Erbs:
Dh
= 1- 0,09 k per k < 0,22
H
D
H
h
h
D
H
h
h
h
174
=
=
0,9511-0,1604k-4,388k 2 -16,638k 3 +12,336k 4 per 0,22 < k >0,8
0,165 per k > 0,8
essendo k l’indice di limpidezza oraria, definito come il rapporto tra l’energia globale
oraria Hh incidente su un piano orizzontale e l’energia globale oraria Hex,h incidente su
un piano orizzontale all’esterno dell’atmosfera:
Hex,h si calcola dalla seguente espressione:
Hex, h cs
H
k =
H
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h
ex,
h
⎡ 2πn
⎤
= I ⋅
⎢
1+
0,
33cos(
)
⎥
⋅
cosh
⎣ 365 ⎦
( cos L ⋅ cosδ
⋅ + senL ⋅ senδ
)
dove Ics =1367 W/m 2 è la costante solare, n è il numero rappresentativo del giorno
considerato, n = 1 l’1 gennaio (il conto è stato fatto per l’anno 2005), h è l’angolo
orario al centro dell’ora considerata, δ è la declinazione solare giornaliera ed L la
latitudine. Il foglio di calcolo, ricavato Hex,h , in base ai valori orari della radiazione
globale forniti dalla postazione meteo, consente di ricavare k ed in base al valore dello
stesso, Dh.
Poiché la radiazione globale è somma di quella diretta Bh più quella diffusa Dh è
possibile ricavare: Bh = Hh - Dh . A questo punto si possono valutare i coefficienti Rd,
Rb, Rr, rispettivamente i fattori di inclinazione della radiazione diffusa,diretta e riflessa.

alcuni casi studio
Si ottiene:
1+
cos β
R d = = 0,
933 per β=30°
2
R r
⎛1 − cos β ⎞
= ρ ⋅⎜
⎟ =
⎝ 2 ⎠
0,
040
( L − β ) ⋅ senδ
+ cos(
L − β )
sen
⋅ cosδ
⋅ cosh
Rb =
variabile in funzione di δ ed h.
senL ⋅ senδ
+ cos L ⋅ cosδ
⋅ cosh
i tre casi si riferiscono:
giornata di bassa insolazione 12/08/2005
giornata di media insolazione 23/08/2005
giornata di alta insolazione 15/08/2005
i valori fissi impostati nel foglio EXCEL sono i seguenti:
GIORNO n δ ha RAD ht RAD ha ° ht °
B.Insol. 224 14,83 1,78 -1,78 101,9757 -101,976
M.Insol. 235 13,87 1,76 -1,76 101,1629 -101,163
A.Insol. 227 11,14 1,73 -1,73 98,89441 -98,8944
Per la località di Trapani abbiamo poi:
altitudine 3 m azimut 0
latitudine (gradi) 38,01 tilt β 30°
longitudine
(gradi) 12,32 t 0,14 th 0,6
dir. prevalente N W u 0,99 uh 0,8
vel media 6,8 m/s v
costante
0,50 vh
zona di vento 3
solare albedo 0,6
Go (W/m2 ) 1.367
Le ore effettive di sole vanno per tutti e tre i giorni dalle 5 del mattino alle 17 del
pomeriggio, ovvero 12 ore di sole. I valori ottenuti dell’energia incidente sulla superficie
dell’impianto in Wh/m 2 sono riportati nei grafici in basso per tutti e tre i giorni in
esame.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 175

alcuni casi studio
176
Wh/m 2
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
Giorno a bassa insolazione
Wh/m 2
0
700
600
500
400
300
200
100
0
Giorno a media insolazione
Radiazione globale incidente sul campo FV per β=30°
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 97 – Radiazione globale incidente su base oraria
Radiazione globale incidente sul campo FV per β=30°
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 98 – Radiazione globale incidente su base oraria
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
Wh/m 2
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Giorno ad alta insolazione
Radiazione globale incidente sul campo FV per β=30°
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 99 – Radiazione globale incidente su base oraria
A questo punto possiamo valutare l’energia prodotta dall’impianto nei tre giorni
analizzati. Dati Simp.=190,08 m 2 e En=0,08 otteniamo:
8
7
6
5
kWh 4
3
2
1
0
Giorno a bassa insolazione
Energia prodotta dall'Impianto FV
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 100 – Energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico su base oraria
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 177

alcuni casi studio
178
kWh
12
10
8
6
4
2
0
Giorno a media insolazione
Energia prodotta dall'Impianto FV
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 101 – Energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico su base oraria
kWh
12
10
8
6
4
2
0
Giorno ad alta insolazione
Energia prodotta dall'Impianto FV
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Fig. 102 – Energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico su base oraria
Notiamo che in un giorno a bassa insolazione l’impianto produce circa 31,55
kWh/giorno, in un giorno a media insolazione circa 55,47 kWh ed in un giorno ad alta
insolazione circa 71,15 kWh. Il valore medio dell’energia prodotta è :
31,
55 + 55,
47 + 71,
15
E =
= 52,
7kWh
/ giorno
3
Con il calcolo effettuato dai dati desunti dalle norme UNI 10349 abbiamo ricavato
un’energia prodotta pari a 25.092,68 kWh, ovvero 25092 , 68/
365 = 68,
7kWh
/ giorno .
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
9.1.7 Caratteristiche dei componenti dell’impianto FV
Scatola di connessione
All’interno della scatola di connessione avviene il collegamento in parallelo delle stringhe
costituenti l’impianto fotovoltaico. Il quadro di campo sarà di tipo stagno per esterno
(livello di protezione minimo IP55), fabbricato con resina autoestinguente e chiusura
meccanica o con chiave. Avrà le seguenti caratteristiche:
- rigidità dielettrica superiore a 5.000 V
- inalterabilità per temperatura -20 / +60 oC
- grado di protezione minimo IP 55
- grado di isolamento superiore a 1000 Mohm.
Cablaggi
Il cablaggio delle stringhe ed il collegamento tra moduli sarà realizzato utilizzando cavi
tipo FG070R o di equivalenti caratteristiche. Il collegamento tra i moduli di una stessa
stringa sarà realizzato all’interno della scatola di interconnessione in dotazione ai moduli
stessi. I terminali delle stringhe verranno collegati in parallelo all’interno del quadro di
campo posizionati il più possibile baricentricamente rispetto alle stringhe stesse. I cavi
saranno installati entro tubazione di tipo rigido per esterno per la protezione meccanica
dei cavi nelle discese, garantendo in tal modo, per il collegamento cavi ai quadri, un
livello di protezione analogo a quello dei quadri stessi.
Tutte le terminazioni dei cavi dovranno essere dotate di capocorda isolati e
contrassegnati con apposite fascette con l’indicazione del numero di filo e numero di
cavo. La distribuzione dei cavi elettrici sarà effettuata in modo tale da semplificare e
ridurre al minimo le operazioni di posa in opera. Particolare cura sarà posta nella scelta
dei percorsi, che verrà effettuata nel rispetto delle norme di sicurezza ed in modo da
impattare il meno possibile sull'aspetto architettonico interno ed esterno dell'edificio.
Gruppo di conversione
Il singolo convertitore statico CC/CA sarà costituito da inverter a commutazione
forzata che, funzionando in parallelo con la rete elettrica dell’ENEL, fornirà l'energia
generata dai moduli inseguendone il relativo punto di massima potenza. L’inverter
costituisce l'interfaccia tra il campo fotovoltaico e la rete in corrente alternata. Il
controllo di ogni singolo inverter sarà in grado di assicurare autonomamente il parallelo
con la rete, di escludere l'inverter per mancanza della rete ENEL e di reinserirlo quando
la rete ritorna attiva (Si intende come “mancanza di rete” anche l'apertura
dell'interruttore in c.a. del quadro di consegna). L’inverter (in esecuzione con grado di
protezione non inferiore ad IP55) potrà essere sistemato sia all’esterno sia all’interno
dell’edificio. Il collegamento in parallelo delle stringhe avverrà al suo interno. Il
collegamento in corrente alternata si effettuerà attraverso il “quadro di consegna”.
Funzionamento in isola e controllo del convertitore
Ogni inverter sarà dotato individualmente di protezioni appropriate in modo che, in
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 179

alcuni casi studio
caso di distacco dalla rete ENEL, venga isolato e non possa funzionare in isola; tale
protezione comprende:
180
- controllo in tensione;
- controllo in frequenza;
- controllo di impedenza;
Il controllo del convertitore assicurerà le seguenti funzioni principali:
- inseguimento del punto di massima potenza.
- Per ottimizzare il rendimento in funzione dell'insolazione il convertitore è
dotato di una logica di controllo in grado di effettuare individualmente
l’inseguimento della massima potenza (MPPT) del relativo sottocampo.
- automazione delle sequenze operative e degli stati logici di funzionamento
- Il controllo di ogni singolo inverter è in grado di assicurare autonomamente il
parallelo con la rete, di escludere l'inverter per mancanza della rete ENEL e di
reinserirlo quando la rete ritorna attiva. L’attivazione dell’inverter è comandata
dal livello di tensione del campo fotovoltaico.
Quadro di consegna
E' previsto un quadro di consegna alla rete avente le seguenti caratteristiche principali:
- Tensione nominale / frequenza / fasi 230 V / 50 Hz / monofase
- Tensione di isolamento 2,5 kV
Il quadro di consegna comprenderà:
- interruttore generale di tipo magnetotermico e differenziale con serratura a
chiave.
- Contatore monofase per misura di energia attiva (UTF)
- Strumenti di misura
- Scaricatori di sovratensioni collegati tra fase e terra.
Strumentazione di misura
A monte dell’impianto fotovoltaico sarà installato un’apparecchiatura che misuri la
quantità di energia prodotta (cumulata) dall’impianto e le ore di funzionamento.
Montaggi meccanici
Le strutture, per il sostegno dei moduli fotovoltaici, saranno costituite da elementi
modulari, lavorati e forati in fabbrica ed uniti tra loro a mezzo bulloneria in acciaio
INOX, il loro montaggio si compone di:
- assemblaggio degli elementi portanti, onde ottenere l'allineamento orizzontale e
verticale secondo il progetto;
- posa in opera, a mezzo bulloneria, dei moduli fotovoltaici sulle strutture di
sostegno.
- posa in opera e fissaggio di tubo e/o canalina passacavi.
- sistemazione degli inverter;
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
- sistemazione Quadro di Consegna
Montaggi elettrici
I montaggi elettrici, sono qui di seguito elencati:
- Giunzione dei moduli di ciascuna stringa;
- Posa e collegamento dei cavi di interconnessione tra, inverter, QC e vano
contatori.
- messa a terra.
9.2. Caso Studio n. 2 - Impianto dimostrativo al servizio di una palazzina
unifamiliare di due piani
Nel secondo Caso studio si è affrontato lo studio di un impianto dimostrativo al servizio
di una palazzina unifamiliare di due piani ubicata in Sicilia a Messina.
L’impianto dimostrativo è un impianto ibrido composto da:
- Una pila a combustibile con celle PEMFC di potenza elettrica massima erogabile
pari a 7 kW e una potenza termica massima recuperabile dalla pila a combustibile
pari a 2,3 kW;
- Un impianto fotovoltaico che copre una quota parte del carico elettrico dell’edificio
ed è stato dimensionato in modo tale da minimizzare i costi di gestione;
- Un impianto elettrolitico che utilizza l’eventuale esubero di energia elettrica dal
campo fotovoltaico per produrre idrogeno;
- Un fuel processor che garantisce l’approvvigionamento di idrogeno per la pila a
combustibile nei periodi di assenza di idrogeno stoccato.
Nel passato la fornitura di energia elettrica in aree remote, o nei casi in cui non vi è in
generale la connessione alla rete elettrica, è stata affrontata installando esclusivamente
generatori accoppiati a motori a c.i.
È noto che i generatori a c.i. sono poco efficienti quando sono eserciti a basso carico;
inoltre il funzionamento ai bassi carichi riduce la vita dell’impianto e aumenta gli oneri di
manutenzione.
Le pile a combustibile, invece, non solo sono in grado di lavorare con rendimenti più
elevati rispetto ad un motore a combustione interna (fig. 103), ma, la loro vita si riduce
drasticamente se esse lavorano sempre alla massima potenza.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 181

alcuni casi studio
182
Fig. 103 - Tipico andamento dell’efficienza di una pila a combustibile
a celle PEMFC al variare delle condizioni di carico
Pertanto, gli impianti a pila a combustibile, in prospettiva, rappresentano la tecnologia
più adatta per i piccoli impianti che devono fornire potenze con un rapporto
TDR = P / P elevato.
max min
Negli ultimi anni, il progressivo calo dei costi degli impianti per lo sfruttamento di fonti
rinnovabili e lo sviluppo della tecnologia delle pile con celle a combustibile (soprattutto
le PEMFC), ha portato ad un ricorso sempre più frequente a queste tecnologie per
alimentare gruppi di utenze o piccole reti locali situate in aree remote.
Lo sfruttamento delle fonti rinnovabili esistenti sul territorio rappresenta una concreta
scelta, sia dal punto di vista ambientale che sociale, scelta che è compatibile anche con
aree isolate a vocazione turistica dove l’utilizzo di sistemi di generazione tradizionali
provoca inquinamento e difficoltà di approvvigionamento dei combustibile.
Naturalmente, data l’aleatorietà delle fonti rinnovabili, è opportuno associare a questi
impianti delle parti in grado di garantire la continuità del servizio, come, appunto, le pile
a combustibile. Rispetto a sistemi isolati che impiegano soltanto fonti rinnovabili, i
sistemi ibridi consentono di realizzare impianti di taglia maggiore, riducendo le
dimensioni del sistema di accumulo e il rischio di “fuori servizio”.
Fino ad ora, il modo più comune di esercire gli impianti ibridi è stato quello di
considerarli come un “addendum” alle potenzialità del solo impianto a c.i. (o altro
sistema di generazione da fonti fossili), cioè quest’ultimo continua a funzionare come
impianto di base e si utilizza l’energia fornita dalle fonti rinnovabili, e con l’ausilio
dell’accumulo, per ridurre le ore di funzionamento dell’impianto di generazione
tradizionale e per farlo lavorare in maniera più efficiente. Recentemente, invece, si sta
diffondendo la tendenza a progettare sistemi ibridi nei quali le fonti rinnovabili e
l’accumulo forniscono fino all’80÷90% dei fabbisogni energetici, lasciando al sistema di
generazione da fonti fossili la funzione di soccorso. Naturalmente, un impianto con tali
caratteristiche richiede maggiori costi di investimento e può essere conveniente laddove
l’approvvigionamento dei combustibili è oneroso o inaffidabile.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
I sistemi ibridi presentano vantaggi rispetto a quelli convenzionali nelle aree dove la
domanda giornaliera è molto variabile: uno studio degli impianti installati negli USA
(Durand, 1996) conclude che un impianto ibrido diviene competitivo con un sistema
convenzionale quando il rapporto tra il carico di picco e quello minimo risulta superiore
a 3. Nel nostro caso tale rapporto è invece pari, addirittura, a TDR = 42; ciò è tipico dei
carichi residenziali di piccola taglia.
Dallo studio effettuato risulta, comunque, ancora prematura l’ipotesi di una possibile
commercializzazione in tempi brevi di tali impianti. Infatti, l’alto costo di investimento,
dovuto alla complessità del sistema e alle tecnologie utilizzate, rappresenta il principale
svantaggio di un sistema ibrido rispetto ad un sistema tradizionale che utilizza solamente
un generatore a c.i.. Tale svantaggio non è al momento bilanciato dai più bassi costi di
esercizio che derivano dal risparmio del combustibile necessario per il funzionamento
del generatore a c.i., tranne che non si operi in località dove l’approvvigionamento del
combustibile è estremamente oneroso o in aree ad alto pregio naturalistico, dove non è
consigliabile il ricorso a sistemi che producono inquinamento atmosferico ed acustico.
Lo studio effettuato si è sviluppato nelle seguenti quattro fasi:
- stima dei carichi (termico ed elettrico) dell’edificio in esame, supposto che sia
ubicato in Messina;
- computo, secondo l’attuale sviluppo della tecnologia PEMFC e dei fuel
processor, del rendimento del Sistema “Pila a Combustibile” PEMFC
comprensivo del FP;
- simulazione (oraria, mensile ed annuale) del funzionamento e dei costi
dell’intero sistema (impianto + edificio) proposto.
Dopo aver verificato che, anche in presenza di finanziamenti (nell’ambito del
programma 10.000 tetti fotovoltaici) i costi di investimento e di gestione dell’impianto
restano ancora troppo onerosi per chi li deve sostenere; risulta evidente che una
prossima commercializzazione su vasta scala appare lontana.
Fin tanto che sarà difficile che i sistemi integrati (ancor più se accoppiati alle pile a
combustibile) diventino competitivi con i sistemi di generazione tradizionali:
- le aziende manifatturiere considerano questo mercato solo di nicchia e non
dedicano più risorse per la ricerca e lo sviluppo, il marketing e la
progettazione
- gli investitori rimangono scettici sulla competitività economica di questi
sistemi
- le tecnologie continuano a rimanere sconosciute ai responsabili dei
programmi di pianificazione energetica,
- continuano ad esistere sussidi per l’uso di carburanti fossili che mettono a
rischio la reale stima dei costi e le reali aspettative.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 183

alcuni casi studio
Per effettuare con cura la simulazione e quantificare i costi dell’impianto ibrido
proposto si sono calcolati i carichi termico ed elettrico di una palazzina realmente
esistente. Si è anche valutata la possibilità di effettuare il condizionamento estivo
dell’edificio ricorrendo al recupero del calore di scarto della Pila a combustibile
utilizzando una macchina ad assorbimento, pratica che, per le condizioni di
funzionamento della Pila e per gli eccessivi carichi termici estivi, non risulta essere
fattibile per le condizioni proposte (sito remoto non connesso alla rete di distribuzione
elettrica in BT).
L’impianto esaminato è composto da un impianto fotovoltaico e da una Pila a
combustibile collegate ad una linea elettrica (che funziona a 220 V) che alimenta
l’edificio in configurazione Stand-Alone. Quando vi è esubero di energia elettrica
prodotta dall’impianto fotovoltaico questa viene immagazzinata sotto forma di idrogeno
a mezzo di un elettrolizzatore.
Si è simulato il comportamento del sistema edificio-impianto utilizzando come variabile
sensibile per l’ottimizzazione l’area del campo fotovoltaico, in modo tale valutare tutte le
possibili configurazioni d’impianto.
Quando la variabile assume il valore nullo (A=0) si ha come caso particolare il
funzionamento di un sistema non ibrido che utilizza solamente la Pila a Combustibile.
184
Fig. 104 - Schema d’impianto di Sistema Integrato Combustibile-Fotovoltaico per
funzionamento in Stand-Alone
In figura 104 è rappresentato lo schema d’impianto del Sistema ibrido Pila a
Combustibile - Fotovoltaico per l’alimentazione di un edificio remoto.
L’irraggiamento solare e la domanda di energia termica ed elettrica dell’edificio non
sempre hanno accordo. Durante le ore di maggior irraggiamento può accadere (dipende
comunque dall’estensione della superficie captante installata) che l’energia elettrica
prodotta dall’impianto fotovoltaico sia esuberante rispetto alla richiesta.
Pertanto si presenta la necessità di accumulare il surplus di energia, in modo da poter
essere utilizzato durante i periodi di buio, dove per buio si intende l’intervallo di tempo
durante il quale l’energia elettrica prodotta dal campo fotovoltaico non è in grado di
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
coprire la domanda dell’edificio. Gli impianti tradizionali, motori a combustione interna
o microturbine a gas, utilizzano batterie per lo stoccaggio dell’energia elettrica, mentre
gli impianti con cella a combustibile hanno anche la possibilità di accumulare l’energia,
stoccando idrogeno. Infatti l’energia elettrica prodotta dal campo fotovoltaico può
essere trasformata, attraverso un elettrolizzatore, in idrogeno e quindi, questo può essere
stoccato in opportuni serbatoi.
Inoltre le celle a combustibile, in teoria, possono funzionare anche come elettrolizzatori
e quindi, durante le ore di surplus (il carico è già coperto dal campo fotovoltaico)
produrre l’idrogeno che verrà utilizzato durante le ore di buio. Ad oggi, comunque, tale
tecnologia è in fase di Ricerca e Sviluppo anche se gli ultimi risultati ottenuti in
laboratorio fanno ben sperare per una prossima commercializzazione.
Fig. 105 - Schema a blocchi dell’impianto PV+FC nel caso “STAND-ALONE”
Lo schema a blocchi per l’impianto sottoposto ad esame è rappresentato nella figura
105, nella tabella sono, invece, elencati i singoli componenti.
N° COMPONENTE
1 Impianto fotovoltaico
2 Convertitore DC/DC
4 Elettrolizzatore Alcalino avanzato
Sistema integrato di purificazione gas in uscita dall’elettrolizzatore (a bassa pressione) e
5
compressore
6 Serbatoio idrogeno
7 Cella a Combustibile PEMFC
8 e 3 Convertitore DC/AC
Il campo fotovoltaico (1), in generale, produce una potenza (PFOT) che
successivamente viene inviata ad un convertitore DC/DC (2) che provvede a
condizionare i parametri elettrici (tensione e corrente) per le specifiche richieste dei
successivi componenti.
L’eventuale potenza in esubero (PSUR) viene convertita, a meno dei rendimenti dei
diversi processi, in un gas ricco di idrogeno che deve essere successivamente purificato
(tipicamente l’idrogeno raggiunge concentrazioni del 99,9%) e quindi compresso (5) per
essere stoccato in appositi serbatoi (6).
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 185

alcuni casi studio
A questo punto, quando l’edificio richiede un a potenza elettrica che supera la
produzione del campo fotovoltaico (ore di buio), il sistema di controllo attiva la cella a
combustibile (7) (le PEMFC hanno tempi di start-up di qualche secondo) che richiede
una certa portata di idrogeno dai serbatoi.
L’energia elettrica prodotta viene quindi immessa in rete, ma solo dopo essere stata
condizionata dall’inverter (8). Per semplicità, nello schema l’inverter, che è in realtà
unico, è stato rappresentato due volte (3 e 8).
9.2.1. Caratteristiche dell’Impianto fotovoltaico
Nelle successive due tabelle successive sono riportati i dati tecnici dell’impianto
fotovoltaico da 4,8 kWp progettato dal Dipartimento di Ingegneria Elettrica Elettronica
e dei Sistemi dell’Università di Catania per essere installato presso il CNR-ITAE di
Messina.
186
Mese
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
Energia annua
(kWh/mq/anno)
Energia media
(kWh/mq/giorno)
Piano Orizzontale
(kWh/mq/giorno)
2.00
3.00
4.22
5.64
6.78
7.58
7.56
6.83
5.28
3.58
2.47
1.83
Piano inclinato di
30°
(kWh/mq/giorno)
2.86
3.98
4.94
5.92
6.61
7.15
7.24
7.00
6.00
4.62
3.54
2.75
Energia
producibile
(kWh)
306.1
384.2
528.6
613.2
707.3
740.3
774.2
748.9
621.0
494.2
366.6
294.1
1730.14 1906.17 6578.6
4.74 5.22
I pannelli fotovoltaici utilizzati sono BP Solar 5160S con le seguenti specifiche tecniche.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

alcuni casi studio
Specifiche tecniche pannello solare BP SOLAR 5160S
Potenza Modulo (Wp)
Area Modulo (mq)
Numero Moduli
Area Moduli (mq)
Potenza di picco del generatore PV (kWp)
Rendimento nominale dei Moduli PV
Rendimento nominale di Sistema
Perdite per ombreggiamenti
Rendimento complessivo
EE annua producibile per mq (kWh/mq/anno)
EE annua producibile in ca (kWh/anno)
I costi del sistema sono sintetizzati, invece, nella tabella, di seguito riportata.
Costi impianto fotovoltaico
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 187
Pm
Sm
N
Sg
Pp
ηmod
ηsist
K
ηg
160
1.26
30
37.68
4.8
0.127
0.750
0.959
0.09
174.6
6578.6
Si possono considerare due importanti fattori che determinano i costi dell’impianto, sia
di installazione che Operativi e di Manutenzione (O&M); il costo del kWp fotovoltaico
installato senza contributi e con contributi, rispettivamente:
47235
(€ kW p)
SC = = 9859,
4
4,
8
13027,
2
(€ kW p)
C = = 2714 .
4,
8
Il progetto dell’impianto PV comprende anche i convertitori, sia DC/DC che DC/AC.
Pur non potendo entrare, per esigenze di sintesi, in dettagli, per discutere i vari passi
dello studio ed i relativi risultati per cui si rimanda al lavoro originale (Ferraro, Tesi di
Laurea 2003, Facoltà di Ingegneria Università di Palermo, Istituto CNR ITAE Messina,
Relatori V.Antonucci, C.Dispenza) si ritiene opportuno nel contesto della presente tesi
di Dottorato accennare al fatto che la proposta progettuale è di grande interesse per lo
sviluppo della tecnologia della produzione fotovoltaica per piccole produzioni
decentrate del tipo stand alone.

10. QUADRO DELLA SITUAZIONE ATTUALE E DEL POTENZIALE DI
SVILUPPO DELLA CONVERSIONE FOTOVOLTAICA
La tecnologia fotovoltaica è andata via via introducendosi nella politica energetica dei
paesi e nei settori di ricerca e sviluppo in ogni parte del mondo.
E’ stato oggetto di una parte della Tesi di Dottorato un’attenta revisione della situazione
che si ha in vari Paesi dislocati nei vari continenti per desumerne un quadro aggiornato
relativo allo sviluppo delle applicazioni per la produzione dell’energia elettrica con
impianti fotovoltaici e per conoscere le linee guida che i Paesi si sono date per
perseguire l’abbattimento degli agenti inquinanti nel rispetto delle direttive comunitarie e
degli accordi internazionali sia in ambito comunitario che mondiale. E’ ben noto, infatti,
che per le correlazioni, tra le strategie per lo sviluppo sostenibile, la tecnologia
fotovoltaica và sempre vista con attenzione.
La revisione della situazione a livello mondiale è stata condotta anche in modo da avere
un quadro delle informazioni relative ai Paesi che sono più significativi nell’utilizzo di
fonti energetiche rinnovabili e dei coefficienti di penetrazione della tecnologia
fotovoltaica, sia attuale che attesa per i prossimi anni.
La revisione ha riguardato la situazione sia dei Paesi che si evidenziano per la politica
energetica adottata e per la posizione geografica, sia per gli altri Paesi per cui è stato
possibile disporre di informazioni.
L’analisi della situazione politico energetica dei Paesi che sono stati oggetto dello studio
hanno confermato e rafforzato la convinzione che l’utilizzo della tecnologia fotovoltaica
riveste un ruolo di nicchia ed è fortemente legata alle decisioni in campo di politica
energetica ed alle risorse economico-finanziarie destinate alla Ricerca e Sviluppo (R&S).
10.1. America
La tecnologia fotovoltaica nel Continente Americano, per la variabilità degli scenari
dovuta alle condizioni socio-economico, politiche, economico-finanziarie, geografiche
(variazione della latitudine dall’Alaska alla Terra del Fuoco) così profondamente
differenti si presta ad offrire un panorama applicativo assai vario.
Si è effettuata, pertanto, un’analisi accurata della condizione americana dando rilievo ad
alcune particolari situazioni di riferimento.
10.1.1. Alaska
L’Alaska è stata oggetto di uno studio condotto dal Dipartimento di Ingegneria
Meccanica dell’”University of Alaska”, USA, finalizzato alla ricerca sulla possibilità di
produrre energia elettrica da fonti rinnovabili in una località remota di 48 case sparse
con una popolazione di 148 persone. L’University of Alaska ha convalidato e verificato i
dati meteoclimatici misurati in campo.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
I dati relativi alla velocità del vento ed all’irraggiamento solare hanno consentito di
accertare che i siti non sono idonei per l’installazione di sistemi di produzione di energia
elettrica da fonte fotovoltaica, ma, invece, hanno evidenziato la suscettività del territorio
per lo sfruttamento della fonte eolica.
L’utilizzo della tecnologia fotovoltaica riveste, pertanto in questo caso, un ruolo di
nicchia da prendere tuttavia in considerazione solo per l’alimentazione elettrica di utenze
isolate nella classica configurazione stand-alone.
Per completezza di informazione va posto in rilievo che la produzione di acqua calda
sanitaria ed il riscaldamento ambientale rappresentano in atto l’item predominante dei
consumi globali di energia elettrica in Alaska. Dato il rilievo della richiesta e considerato
le condizioni meteoclimatiche per coprire, in parte, i consumi di energia termica per il
riscaldamento delle utenze finali si vettorizza il calore di reject degli impianti di
produzione elettrica con reti di teleriscaldamento. Per la produzione di energia elettrica
si fa ricorso al surplus di energia eolica raccolta durante i periodi di maggiore
produzione rispetto al fabbisogno istantaneo, al fine di ridurre i consumi di combustibile
sia per il riscaldamento domestico che per il riscaldamento di utenze pubbliche.
10.1.2. Argentina
Nella ricognizione eseguita per lo studio della situazione puntuale di molti Paesi ai fini
della stesura della Tesi di Dottorato, nel caso dell’Argentina si è visto che la maggiore
attività promozionale è stata svolta dalla Società Total Energie.
In associazione con il Mistero dell’Energia, con la Banca Mondiale, con GEF(Global
Environmental Facility) e alcune Società locali distributrici di energia elettrica la Total
Energie nel 2004 ha installato 1.416 collettori solari in utenze scolastiche nella Provincia
di Salta, nel nordovest del Paese, ognuno con potenza di picco compresa tra 85 e 117
W el. In questa regione rurale dove il 41% della popolazione non ha accesso all'elettricità,
10.000 bambini in età scolastica ora traggono profitto da una fonte di energia
rinnovabile che dà loro l’energia elettrica per illuminazione, per il servizio
dell’informazione e per la cultura in generale.
10.1.3. Belize
Secondo il “World Energy Outlook 2002”, le previsioni globali predicono aspettative di
rapida crescita nella domanda energetica fino al 2030 con un tasso di crescita dell’ 1,7%.
Studi energetici sulla situazione globale prevedono un aumento della domanda
energetica l’utilizzo di due terzi rispetto a quella del 2002. Nel futuro i combustibili
fossili saranno sempre i combustibili di riferimento per la produzione di energia
elettrica, il contributo delle fonti energetiche rinnovabili sarà elevato, si stanno infatti
investendo grandi capitali per dare accesso all’energia elettrica nelle zone rurali.
Dai Piani Energetici Nazionali del Belize si evince che il fabbisogno energetico è
soddisfatto mediamente secondo il seguente prospetto: combustibili fossili importati
(66%), biomassa (26%), energia idroelettrica (3%) energia elettrica importata (5%). Il
Belize attualmente importa il 100% dei combustibili fossili.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 189

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La domanda aggregata di energia elettrica per il 2002 è stata di 54 MWh ed è previsto
che possa raddoppiare entro il 2010.
Le fonti energetiche rinnovabili in Belize sono utilizzate solamente in settori di nicchia.
Delle ricerche svolte nel Paese hanno messo in evidenza la possibilità di utilizzare sia la
fonte idroelettrica che la fonte solare con sistemi fotovoltaici in impianti isolati e
collegati in rete.
In Belize nel prossimo decennio si dovrebbe poter disporre di 80 MW di energia da
fonte energetica rinnovabile (35 MW con turbine idrauliche, 25 MW con cogenerazione,
20MW da fonte eolica); attualmente il contributo è di 25 MW.
10.1.4. Bolivia
Nel Paese è operativo il Programma “EUROsociAL” che è un programma nazionale di
coesione sociale.
L’obiettivo di “EUROsociAL” è quello di sostenere la coesione sociale tra i popoli
dell’America Latina, in ambito politico, medico, economico, di politica fiscale e di
politica economica per lo sviluppo socio-economico.
Per il raggiungimento di tali obiettivi con il Programma EUROsociAL si utilizzano le
esperienze vissute nel recente passato dai paesi dell’UE.
Il Programma è finanziato dall’UE, è operativo dal 2004 e terminerà nel 2007, il
contributo della Commissione Europea è di 30 milioni di €.
Un altro Progetto di sviluppo riguarda l’applicazione delle fonti energetiche rinnovabili
nelle zone più povere del Paese e presso le comunità indigene. Il Progetto
EUROSOLAR si pone il fine di dare accesso in queste zone alla elettrificazione tramite
la produzione di energia elettrica con sistemi fotovoltaici o eolici. E’ programmata
l’applicazione di 600 sistemi fotovoltaici.
Il Programma EUROSOLAR è operativo in Bolivia, Ecuador, El Salvador, Guatemala,
Honduras, Nicaragua, Paraguay e Perù; esso è stato approvato nella seconda metà del
2005 e durerà quattro anni con un contributo totale da parte della Comunità Europea di
24 milioni di €
10.1.5. Brasile
Nel paese sono già attivi molti programmi per lo sviluppo delle tecnologie di
produzione elettrica da fonte energetica rinnovabile e molti altri programmi sono in fase
embrionale, si dà un cenno dei più importanti.
Il BNDES (Banco Nacional de desarrollo economico y social) è la fonte principale di
finanziamento nazionale, con un volume annuale maggiore di 11 miliardi di dollari. È
anche l'investitore brasiliano principale, attraverso la BNDESPAR. I finanziamenti
190
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
diretti hanno un limite di 13 milioni di dollari USA per la regione Nordorientale e di 1
milione di dollari per la regione Settentrionale.
Alcune istituzioni accreditate attivano meccanismi di finanziamento, come il “Worker
Support Fund” e il “Solidarity Fund” con finanziamenti di 15 milioni di dollari USA di 3
milioni di dollari rispettivamente.
Non ci sono specifiche linee guida per il credito in favore delle fonti di energia
rinnovabili, ma sono al vaglio molti progetti che hanno la finalità di dare un contributo
finanziario da parte del Governo, soprattutto, in ambito di processi di conversione,
autoproduzione e cogenerazione.
Ai finanziamenti sono stati applicati dei tassi di interesse a lungo termine con valori
medi compresi tra il 9,4% ed l’ 11,2% (nel 1997) tra il 9,89% e 18,06% (nel 1998), ed il
12,84% (1999).
È stata attivata anche una linea di credito speciale sia per l'elettrificazione rurale che per
la connessione alla rete elettrica di attività produttive vicine. Il massimo importo
finanziabile è di 2.000 dollari USA. Questo fondo è già operativo a Rio Grande do Sul
Ceará e a São Paulo. Si prospettano, inoltre, elevate potenzialità di applicazione per
impianti di produzione elettrica fotovoltaica.
L’Eletrobrás mantiene un fondo finanziario costituito con contributi da parte di
consorzi di concessionari noto come “Reversion Global Reserve” (RGR), anche noto
come “Eletrobrás Financing Fund” (FNEL) il cui 50% è destinato al Nord, Nord-est e
Centro-ovest del Paese.
Lo scopo dell’erogazione del fondo è rivolto all'espansione ed al miglioramento dei
servizi energetici, incluso: l’elettrificazione rurale e l’efficienza energetica dei processi
produttivi.
I tassi di interesse annuali sono definiti periodicamente per tutta la durata del
finanziamento che varia in funzione delle categorie di appartenenza dei progetti per
l’elettrificazione rurale e per l’efficienza energetica.
Recentemente, il Governo brasiliano ha lanciato il programma "Light in Field" per
l'elettrificazione rurale, consolidato con risorse della RGR, a mezzo dei concessionari
regionali e le capacità imprenditoriali di alcuni operatori locali.
“Eletrobrás Technological Development Fund” è un altro strumento di finanziamento
applicabile per le sviluppo delle energie rinnovabili. Si concentra su ricerca di base e
sviluppo, sviluppo di prototipi, la certificazione, la divulgazione, lo sviluppo di
infrastrutture di base, ha trovato applicazione nelle università, fondazioni, scuole
tecniche, cooperative, società elettriche ed istituti di ricerca.
“PRODEEM” (States and Municipalities Energy Development Program), è destinato
alla realizzazione di sistemi per la produzione di energia elettrica per comunità, cliniche
per cure sanitarie.
Il suo bilancio e costantemente in attivo e la maggior parte dei sistemi in esercizio
sistemi fotovoltaici.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 191

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Il “CCC” (Fuel Consumption Account) è un meccanismo che attiva un sussidio
nazionale raccolto da tutti i concessionari che sostengono la generazione di energia
elettrica con sistemi isolati alimentati a gasolio in Amazzonia.
Con l’applicazione della legge 9648 e con il Decreto attuativo 245/99 permette
l’erogazione ad altre tecniche di produzione elettrica tra cui quella fotovoltaica.
La “Bank of the Northeast of Brazil” dispone di due meccanismi di finanziamento che
sono pionieristici nel promuovere la generazione di energia e la distribuzione alle
comunità isolate. Il primo è il Programma “Sunlight” che sostiene l’utilizzo dell’energia
elettrica da fonte solare nelle piccole comunità del Nord-est mentre finanzia i piccoli
imprenditori nell'attività di sviluppo di piccole stazioni di accumulo di energia elettrica
tramite accumulatori. Il Programma è operativo nell’ambito della Teotônio Vilela
Foundation. I partner nazionali sono finanziati dalla Banca del Nord-est, mentre gli altri
sono finanziati dalla U.S. Ex-Im Bank. Il secondo strumento di finanziamento è il
Programma per l’Energia Rinnovabile per il Nord-est (PROERNE) che finanzia attività
produttive (specialmente in agricoltura e turismo), così come la produzione di impianti
di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile tra cui i sistemi fotovoltaici.
“The World Bank for Reconstruction and Development” (BIRD) offre prestiti a lungo
termine (15÷20) anni ed anche assistenza tecnica. La banca finanzia
approssimativamente il 40% del costo totale del progetto, ed il rimanente è coperto da
altre agenzie brasiliane e società commerciali. La banca sta lavorando attualmente
insieme al Governo brasiliano, su un Progetto per l’elettrificazione rurale con energia
rinnovabile.
Questo progetto sosterrà ed incentiverà sia la tecnologia fotovoltaica che quella eolica.
L’iniziativa “Energy Sector Management Program” (ESMAP) raggruppa un insieme di
donatori che finanziano assistenza tecnica per sostenere la redazione di progetti per:
l’uso dell’energia rinnovabile nelle aree rurali, la riforma del settore elettrico, il
raggiungimento di una adeguata efficienza di energia.
Attualmente l’ESMAP sta sostenendo lo sviluppo dei progetti sull’energia rinnovabile da
parte della Banca Mondiale in Brasile.
L’“International Finance Corporation” (IFC) finanzia il 25% del costo del progetto,
offre servizi tecnici e di orientamento.
Il “Global Environment Facility” (GEF), è una banca mondiale, essa dà assistenza
tecnica per progetti di ricerca ed opera al fine di contribuire alla riduzione dell’emissione
di gas serra.
L’“Inter-American Development Bank” (BID) è il maggiore soggetto finanziatore di
progetti energetici in America Latina e nel bacino Caraibico con finanziamenti che
coprono i costi d’investimento dal 50% al 90% con periodi di ritorno finanziario
compresi tra 15 e 25 anni.
192
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Il programma SMSE (Sustainable Markets for Sustainable Energies) mira ad inserire
progetti per la produzione elettrica da fonte solare in seno al alcuni progetti per cui è
stato già erogato il finanziamento.
L’Ex Im Bank è l'agenzia di credito degli Stati Uniti. Fin da 1980, ha erogato più di 2
miliardi di dollari a più di 55 progetti per lo sviluppo dell’energia rinnovabile. Finanzia,
nella sostanza, l'acquisto di prodotti americani e servizi.
L’ “OPIC” (Overseas Private Investment Corporation)è un'agenzia autonoma statale
americana. Sostiene investimenti da parte di società americane operanti nel settore delle
infrastrutture energetiche e provvede a dare garanzie e stabilità economica per gli
investimenti operati nei Paesi che non godono di stabilità economica.
L’ “EEAF” (Environmental Enterprise Assistance Fund) è un fondo di investimento
per l’energia rinnovabile attivo in Brasile. I progetti hanno la finalità di poter condurre
una serie di prove ambientali in campo, il finanziamento disponibile varia tra
100.000÷750.000 $.
Il “Global Environment Fund” (GEF) è una società di capitali che investe in progetti
che hanno l’obiettivo dello sviluppo di infrastrutture energetiche per la difesa
dell’ambiente. Il volume dei finanziamenti si aggira, attualmente intorno a 400 milioni di
dollari.
La “DEG” (Germany Company of Investment and Development) finanzia investimenti
a lungo termine in molti settori, incluse le infrastrutture. Accorda prestiti fino ad un
valore di 25 milioni di dollari per progetto. Ogni qualvolta sia possibile dà preferenza a
fornitori tedeschi, ma è flessibile in generale nell’ammissione ai finanziamenti di parte
dei soggetti che propongono il progetto.
Il programma “Solar Development Corporation” (SDC) sarà lanciato da una società
autonoma, per lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica in aree rurali. Il programma
offrirà il finanziamento per le fasi pre-commerciali e commerciali. Il finanziamento
iniziale per il periodo di prova è di 50 milioni di dollari e di 15 milioni di dollari per la
fase della vendita e dello sviluppo della tecnologia fotovoltaica.
10.1.6. Caraibi
La posizione geografica dei Paesi caraibici elegge tali Paesi come i favoriti nell’uso della
tecnologia fotovoltaica per la produzione di energia elettrica. L’irraggiamento solare al
suolo è di 15÷20MJ/m²/giorno in media.
Da diversi studi di settore, che sono stati oggetto di analisi in questa fase della Tesi di
dottorato, risulta evidente che il problema con cui questi Paesi debbono confrontarsi è
la mancanza, per non dire l’assenza, di piani di investimento economico che possono
innescare il processo di penetrazione della tecnologia fotovoltaica per la produzione
decentrata di energia elettrica.
La disponibilità di investimenti economici diventa, pertanto, un forte fattore
discriminante.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 193

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Con una opportuna politica economica, che proponga una partnership tra addetti ai
lavori e soggetti politici, e con incentivi fiscali, la tecnologia fotovoltaica si pone però
come capolista tra le tecnologie rinnovabili da proporre ai fini della riduzione della
dipendenza dai Paesi stranieri per l’importazione di combustibile e per il contenimento
delle emissioni degli agenti inquinanti immessi in atmosfera dai processi energetici.
10.1.7. Cile
Il Governo centrale cileno provvede ad erogare finanziamenti tramite il CNE che
prepara e coordina i programmi per l’applicazione e lo sviluppo delle fonti energetiche
rinnovabili a seguito di esperienza nazionale ed internazionale.
Gli obiettivi già raggiunti sono stati il raggiungimento e il relativo accesso all’elettricità
da parte del 75% delle comunità rurali del Paese; era previsto il completamento
dell’azione, per il 2000, inoltre è previsto il raggiungimento dell’obiettivo del 100% per il
2010. Sono stati stimati costi di investimento pari a 150 milioni di dollari USA.
Una commissione di analisi effettua un’analisi sui progetti presentati e ne valuta
l’attendibilità economico finanziaria, viene anche valutato il ritorno sociale del progetto,
e solo se viene giudicato idoneo, il progetto può accedere al finanziamento.
La partecipazione ai costi del progetto è triplice e avviene tra l’utente, la società
distributrice e lo Stato.
10.1.8. Costa Rica
Nel Paese è in corso il Programma ”RURAL ENERGY AND COMMUNICATIONS
PROGRAM-Solar Electrification and Rural Communications as a Tropical Rain Forest
Conservation Strategy in the Osa Peninsula, Costa Rica”
Il Programma è operativo nella penisola di Osa, a sud est del Costa Rica, con il fine di
introdurre per la prima volta l’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili e tra esse in
particolare l’energia fotovoltaica nella zona del Parco Nazionale Corcovado.
La necessità di dare accesso ai servizi elettrici indispensabili alle popolazioni native del
luogo è stato il fattore trainante per l’avvio del progetto.
L’elettrificazione delle zone rurali è considerata spesso un’azione secondaria, ma è
divenuta di fondamentale importanza per gli Stati dell’America Latina.
Il Programma è diviso in tre fasi ed ha introdotto l’utilizzo di pannelli fotovoltaici singoli
per l’alimentazione di utenze domestiche.
L’ installazione di 62 sistemi fotovoltaici ha dato come risultato il miglioramento della
qualità di vita delle popolazioni indigene e ha collaborato alla salvaguardia di più di
20.000 ettari di habitat naturale fortemente compromesso dall’utilizzo dei gruppi
elettrogeni alimentati a gasolio.
194
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Con l’accesso ai servizi elettrici è ipotizzabile la diminuzione dell’emigrazione delle
popolazioni indigene verso i centri urbani.
Le condizioni climatiche e l’irraggiamento annuo medio di 1.500÷2.000 Kwh/m 2 , offre
ottime possibilità di installazione ed utilizzo della tecnologia fotovoltaica. Nel Costa Rica
la domanda per tali sistemi è elevata, ma la tecnologia è sfruttata in atto solo, nella
Capitale San Josè.
Un ulteriore Programma operativo in Costa Rica è “TUVA’s Rural Energy and
Communications Program” che con l’apporto di capitali privati fin’ora ha reso possibile
l’installazione di 8 impianti fotovoltaici presso altrettante utenze domestiche nella zona
di Piro nella Riserva Indigena di Osa.
Recentemente la “Turner Foundation” ha donato 20.000 $ al Programma che hanno
reso possibile l’installazione di altri 15 sistemi fotovoltaici.
Attualmente il Programma necessita di fondi per l’installazione di sistemi di produzione
elettrica da fonte solare presso la zona boschiva a sud est del Parco Corcovado, al fine di
conservarne l’ecosistema.
La situazione attuale della penisola di Osa vede il solo centro rurale di Puerto Jimenez
connesso alla rete elettrica di distribuzione, mentre per le altre località, da parte del
Governo centrale, non è prevista la fase di completamento della rete di distribuzione
elettrica.
La soluzione fotovoltaica si pone come la migliore soluzione di alimentazione elettrica,
evitando anche l’inquinamento dei gas di scarico dei motori a combustione interna usati
nei sistemi di generazione elettrica alimentati a gasolio.
10.1.9. Messico
Il Messico è un Paese molto attivo nell’ambito della generazione fotovoltaica. Da vari
anni si conducono molte ricerche presso il “Non Conventional Energy Department”
dell’Electrical Research Institute (IIE), a Temixco, Morelos Mexico (Cuernavaca).
Le applicazioni del fotovoltaico, in Messico, non sono in assoluto di grosso rilievo
quanto a potenza installata, nel 2002 essa ammontava a 16,16 MW, mentre all’inizio del
2002 ammontava a 1189 kW, superiore del 14% a quella che era installata nel 2001.
Il mercato fotovoltaico consisteva del 50% di sistemi stand alone di pertinenza del
settore domestico e le altre applicazioni avevano un’incidenza del 50%. Queste altre
applicazioni vedevano una grossa incidenza nel settore delle telecomunicazioni e si
avevano impianti installati off shore nelle piattaforme petrolifere la cui potenza
ammontava a 474 kW. Nel 2002 veniva installato un solo impianto collegato alla rete
elettrica di 1,03 kW .
Nel Messico non vengono prodotti celle o moduli fotovoltaici con tecnologia sviluppata
in loco. A Tijuana, Mexicali, nel 2002, ove opera uno stabilimento della Sanyo
Electronics, era in corso la realizzazione di 10 MW di moduli destinati all’esportazione.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 195

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Nei programmi 2001÷2006 del Governo Federale Messicano erano incluse delle priorità
relative alla generazione fotovoltaica per l’elettrificazione rurale. Infatti tale tipo di
applicazione ha preso molto piede nel Messico che ha vaste estensioni di territorio ove
non esiste la rete elettrica; si tratta di comunità rurali.
Nell’ambito delle telecomunicazioni si hanno, inoltre, delle rilevanti applicazioni della
generazione fotovoltaica che sono le più importanti dopo quella dell’elettrificazione
rurale.
Tra il 1986 e il 1993 la Compagnia Petrolifera nazionale Messicana PEMEX ha installato
più di trenta impianti fotovoltaici stand alone ed alcuni sistemi fotovoltaici ibridi
(fotovoltaico - eolico) per alimentare stazioni di telecomunicazione, sistemi di sicurezza
delle unità di controllo elettronico remoto, applicazioni, queste, di vitale importanza nel
settore della produzione degli idrocarburi. La potenza dei pannelli fotovoltaici, per tali
applicazioni, è compresa nel range 1,5÷3,5 kW, gli impianti sono dotati di sistemi di
accumulo con batterie con capacità di 1.000÷1.500 Ah. Parecchi sistemi usano batterie al
Ni-Cd, mentre gli altri fanno uso di batterie al Piombo.
Altre applicazioni riguardano:
196
- la protezione catodica di pipeline (oleodotti e gasdotti della PEMEX, più di 20
sistemi sono alimentati con pannelli fotovoltaici di parecchi kW ciascuno, il più
grande con una potenza di 5,5 kW) e condotte. Tale genere di applicazione và
sempre crescendo;
- Usi relativi all’illuminazione pubblica: nel 2002 erano stati installati più di 500
punti luce alimentati con pannelli fotovoltaici di 150 W ciascuno; tipicamente
vengono usate lampade a vapori di sodio a bassa pressione da 35 W che
operano in media per 4÷10 ore al giorno;
- segnali stradali;
- sistemi per il pompaggio di acqua;
- altre varie applicazioni.
Tutte le applicazioni esistenti sono state promosse da proponenti per lo sviluppo
della tecnologia fotovoltaica.
10.1.10. Perù
In Perù il 45% della popolazione vive in povertà, l’81% delle comunità rurali non ha
accesso all’energia elettrica, più di sei milioni di persone vivono in piccoli, remoti
agglomerati e in alcuni casi la tecnologia fotovoltaica è l’unico metodo di produzione
elettrica utilizzabile, ma esistono diverse barriere che non consentono il libero sviluppo
della tecnologia fotovoltaica: la mancanza di infrastrutture, la mancanza di informazioni
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
tecniche e di dati sull’irraggiamento solare, l’assenza di normativa tecnica in merito al
fotovoltaico, la mancanza di risorse umane competenti.
Il Programma di sviluppo della tecnologia fotovoltaica in Perù, è operato con il
supporto del GEF, che ha reso esecutivo il progetto del Ministero dell’Energia che
prevede l’installazione di 12.500 impianti fotovoltaici.
10.1.11. Puerto Rico
Dal 1982 il Department of Energy (DOE) degli USA ha dato vita a diversi programmi
di ricerca riguardo l’energia rinnovabile nel Paese con finanziamenti di 200,000 $ erogati
all’Università di Puerto Rico.
Più recentemente il DOE ha portato avanti studi di fattibilità riguardo l’utilizzo degli
scarti di lavorazione dell’industria dello zucchero come fonte di biomasse.
Nel settore relativo alle applicazioni della tecnologia fotovoltaica è da menzionare un
impianto da 100 kW installato a Juana Diaz, mentre, in riferimento all’utilizzo termico
della sorgente solare è stata stimata la presenza sul territorio di 40.000 collettori solari
per la produzione di acqua calda sanitaria.
10.1.12. Stati Uniti di America, USA
Negli USA i programmi di ricerca sono di grosso rilievo riguardo alla situazione
presente nel Mondo.
L’estensione del territorio degli USA e la variabilità delle condizioni geografiche
consentono un elevato sfruttamento nel campo della produzione di energia da fonti
rinnovabili come si nota in figura 106.
I successi ottenuti sembrano però incontrare qualche critica da parte dell’opinione
pubblica ed è necessario sfatare anche alcuni pregiudizi. Ma, come si è detto nella tesi,
occorre, soprattutto che si sviluppino dei processi innovativi in modo da avere delle
filiere tecnologiche efficienti, semplici da gestire e soprattutto a costi assai contenuti per
competere con altri processi alternativi. Solo così si potranno cosi sviluppare le
produzioni decentrate di energia elettrica con impianti fotovoltaici.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 197

quadro attuale e potenziale di sviluppo
198
Fig. 106 – Risorse energetiche rinnovabili negli USA
Alcuni autori affermano al riguardo che la tecnologia fotovoltaica potrebbe essere negli
USA la chiave di volta per uno sviluppo delle produzioni decentrate ai fini di coprire su
larga scala il fabbisogno di energia elettrica. Per esempio, si può facilmente verificare
con un calcolo di massima, sia pure astratto, che l’energia solare che ricade su 100 miglia
quadrate nello stato del Nevada potrebbe soddisfare le esigenze di energia elettrica degli
USA relativa ad una una potenza di un 800 GW, utilizzando collettori fotovoltaici
attualmente in commercio con rendimenti pari solo al 10%.
Degli scenari più realistici propongono la distribuzione di alcuni impianti solari in vari
siti dislocati nei vari Stati degli USA per garantire il fabbisogno di energia elettrica.
Attualmente i siti utilizzati per l’applicazione della tecnologia fotovoltaica sono
sostanzialmente dislocati in: parcheggi, tetti, terreni non edificati.
Gli studi di fattibilità disponibili hanno, però messo in evidenza, come risultato, che
sarebbero necessari, per installare una potenza elettrica producibile da fonte fotovoltaica
di 800 GW, spazi di 17x17 miglia quadrate per Stato degli USA.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Secondo alcune, parecchio astratte considerazioni, riportate da taluni autori, in
alternativa la collocazione di sistemi fotovoltaici nelle aree industriali abbandonate delle
maggiori Città degli USA, che sono state stimate in 5 milioni di acri, potrebbe soddisfare
per i 90% il fabbisogno elettrico degli USA.
Tali scenari ipotetici, sia pure astratti, dimostrano come la tecnologia fotovoltaica non
sia utilizzabile, neanche utopisticamente per la copertura totale dei fabbisogni energetici,
si può proporre, però, concretamente come fonte energetica ausiliaria, che può arrivare
a ricoprire solamente delle ridotte nicchie di fabbisogno.
Il nodo cruciale del confronto è proprio il fatto che la tecnologia fotovoltaica non può
competere con i sistemi tradizionali di produzione dell’energia elettrica.
Il punto di forza della tecnologia fotovoltaica, invece, è riposto nella utilizzazione della
produzione di energia elettrica nei siti in cui la produzione è molto costosa o nella
produzione di energia elettrica nei periodi di picco di carico in modo da ottenenere una
riduzione degli stessi ed alleggerire il carico di lavoro sia delle centrali elettriche delle
Utilities che della rete di trasporto dell’energia elettrica.
Le linee guida dei programmi di sviluppo nazionali statunitensi assegnano al settore
fotovoltaico il compito di provvedere, per il 2020, a contribuire per il 15%, come
minimo, alla produzione di energia elettrica ed entro il 2030 per il 10% della produzione
totale nazionale di energia elettrica.
Come si legge in alcune documentazioni ufficiali degli USA:
In the long run, the U.S. PV Industry Roadmap does expect PV to provide a "significant
fraction of U.S. electricity needs." This adds up to at least 15% of new added electricity capacity
in 2020, and then 10 years later, at least 10% of the nation's total electricity.
Pertanto l’industria di settore negli USA dovrebbe diventare significativa nei prossimi
anni.
Nel 2000, per esempio, i sistemi fotovoltaici, su scala mondiale, sono cresciuti del 37%
rispetto all’anno precedente. Nel 2001 si sono accresciuti di un ulteriore 38%, ma
nonostante si sia giunti ad una produzione di circa 400 MW/anno, si è ancora lontano
dal traguardo di soddisfare una congrua parte del fabbisogno di energia per gli USA.
Le risorse di energie rinnovabili forniscono un potenziale di fonti energetiche che
contribuiscono al soddifacimento dei fabbisogni energetici con la produzione di energia
elettrica e calore, o con produzioni combinate.
Negli USA si sono fatti grandi investimenti nel settore della produzione di energia
elettrica per mezzo di turbine idrauliche, sfruttando sia le risorse idriche che i salti
altimetrici disponibili in maniera sparsa nel paese. Non sono, però, da sottovalutare le
potenzialità del paese riguardo al possibile sfruttamento di altre fonti rinnovabili:
geotermica, biomassa, eolico, solare.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 199

quadro attuale e potenziale di sviluppo
200
Fig. 107 - Linea di produzione di celle fotovoltaiche
Gli Stati Uniti hanno infatti un significativo potenziale per lo sviluppo di risorse
rinnovabili. Queste fonti di energia sono abbondanti su tutto il territorio ed esercitano
un ridotto impatto ambientale rispetto agli impianti di produzione elettrica
convenzionali.
Le risorse rinnovabili possono offrire una fonte affidabile di energia ad un prezzo stabile
nel lungo termine e possono generare un reddito aggiuntivo di certa entità per
coltivatori, proprietari terrieri ed altre figure imprenditoriali che intraprendono forme di
investimento nel settore della produzione elettrica.
Negli USA sono stati condotti vari studi riguardo alla riduzione delle emissioni
inquinanti evitate con l’utilizzo della tecnologia fotovoltaica.
I sistemi fotovoltaici non producono emissioni inquinanti e gas serra; paragonati con un
generatore di energia elettrica alimentato da combustibile fossile ogni kWh generato con
tecnologia fotovoltaica evita ogni anno l’emissione di:
- 16 kg di Nox,
- 9 kg di SO 2 ,
- 2,3 kg di CO 2.
Se l’industria fotovoltaica dovesse crescere del 25% all’anno, come previsto dai
programmi nazionali statunitensi, la tecnologia fotovoltaica potrebbe consentire negli
USA la riduzione dell’immissione in atmosfera di 10 milioni di tonnellate di CO 2 nel
2027, pari all’immissione in atmosfera della CO 2 da parte degli impianti di generazione
elettrica alimentati da combustibile fossile. Sono queste delle considerazioni piuttosto
astratte, ma certo, si può conseguire qualche concreto risultato.
Negli Usa si è ritenuto opportuno analizzare le prospettive che vengono offerte da una
possibile penetrazione nel mercato della tecnologia fotovoltaica per lanciare una
proposta di cooperazione, volta a creare i presupposti per una economia vera e propria,
legata all’utilizzo delle fonti rinnovabili e del settore fotovoltaico in particolare, che sia
capace di produrre ricchezza, occupazione e sviluppo economico nell’intero Paese.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La cooperazione e lo sviluppo di forme di collaborazione tra istituzioni, imprese, Centri
di Ricerca possono certamente essere determinanti per il conseguimento di tali obiettivi,
determinando non solo indubbi vantaggi di carattere ambientale ma, anche, straordinarie
occasioni di crescita e sviluppo per l’intero tessuto sociale e produttivo.
La crescita nel settore fotovoltaico si è attestata intorno al 35% negli ultimi 2 anni con
una potenza di producibilità di energia elettrica che si è avvicinata ai 40 MW, ciò
rappresenta una quota di mercato 2,5÷3 miliardi di dollari con prospettive di crescita che
giungono fino a 10÷15 miliardi di dollari nei prossimi 20 anni, fornendo 300.000 posti di
lavoro per il 2025.
Il costo di produzione di un sistema fotovoltaico, in dollari correnti, è passato dai 50
dollari/Wp degli anni ’80 ai 3$/Wp di oggi. Tale riduzione si traduce in un costo
dell’energia fotovoltaica variabile tra 15÷25¢/kWh che è già divenuto competitivo per
diverse specifiche applicazioni.
Nel mercato energetico californiano, dove il costo dell’energia elettrica si attesta intorno
a 11¢/kWh, l’energia solare, in accordo con la politica nazionale, povrebbe continuare a
tenere un tipo di trend in crescita, diventando competitiva per diverse applicazioni nel
mercato energetico nazionale entro il 2010.
Si stanno riducendo di fatto sia il costo dell’energia elettrica da fonte fotovoltaica, che il
pay back time degli impianti fotovoltaici.
Fig. 108 – Tetti con impianti con celle fotovoltaiche
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 201

quadro attuale e potenziale di sviluppo
202
Fig. 109 – Silicio prodotto secondo la tecnologia del “Thin Film”
Per esempio oggi, un collettore fotovoltaico al silicio monocristallino ha un tempo di
ritorno economico pari a 4 anni. Mentre un collettore solare fotovoltaico prodotto
secondo le nuove tecnologie che utilizzano silicio di differente grado solare e spessori
sottili di materiali semiconduttori ha già un tempo di ritorno economico di due anni.
Il tempo di ritorno economico ed energetico per un collettore fotovoltaico al film sottile
sarà presto di un anno; ciò vuol dire che, per una vita utile del collettore di 30 anni, il
collettore fotovoltaico produrrà energia elettrica gratuitamente per i restanti 29 anni.
Per la produzione di energia elettrica con più alto rendimento, la tecnologia fotovoltaica
ha un immenso potenziale di sviluppo. Le tecnologie di produzione attuali hanno ancora
sostanziali margini di miglioramento. C'è molto ancora da poter fare, non solo per celle
e moduli, ma anche per la componentistica, per il BOS (Balance Of System) etc.
Sono questi gli obbiettivi autentici da perseguire che possono portare la tecnologia
fotovoltaica a ricoprire un minore ruolo di nicchia nello scenario energetico futuro negli
USA. Tali obbiettivi non potranno essere raggiunti, però, senza l’impegno della classe
politica, il budget di investimento per l’anno 2005 richiesto per la tecnologia fotovoltaica
è stato di 80,4 milioni di dollari, leggermente superiore a quello del 2004 che è stato
invece di 79,7 milioni di dollari.
I programmi di sviluppo della tecnologia fotovoltaica sono centrati sullo sviluppo delle
nuove tecnologie come quelle dei thin-film, dei materiali polimerici e delle
nanostrutture.
L’azione politico finanziaria ha permesso lo stanziamento di 80,4 milioni di dollari
suddivisi in 30 milioni di dollari per la ricerca, 2,1 milioni di dollari per fornitura di
attrezzature ai laboratori NREL (National Renewable Energy Laboratory), 29 milioni di
dollari destinati ai materiale tecnologicamente avanzati, 16,4 milioni di dollari per lo
sviluppo della tecnologia al fine di aumentare la percentuale di penetrazione della
tecnologia fotovoltaica sul mercato, 2,9 milioni di dollari destinati al Solar Heating and
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Lighting per supportare economicamente la collaborazione con le industrie che
compongono la partnership.
10.2. Europa
Nella figura 110 è mostrata la situazione energetica europea, sia a livello di trend storico
che in funzione delle previsioni future, essa indica come sia previsto un ulteriore
incremento delle importazioni di fonti energetiche primarie dai Paesi esteri, che in parte
dovrebbe essere ridotto da un maggiore ricorso alla produzione interna di fonti
rinnovabili (si veda la figura 111), per ridurre la dipendenza politico-economica dai Paesi
esportatori di prodotti petroliferi.
Fig. 110 – Trend storico dei consumi di fonti energetiche primarie, della produzione
endogena e delle importazioni e previsioni sino al 2030 in Europa
Fig. 111 - Energie Rinnovabili (produzione/consumo in milioni di tep) dal 1990 al 2030 in
Europa
Come mostra la figura 112, che riporta i dati storici dal 1990 sino all’anno in corso e le
previsioni sino al 2030, il contributo dell’energia rinnovabile al 2030 nella Unione
Europea dovrebbe subire un incremento del 75% rispetto alla produzione nel 1990 a
testimonianza del processo di shift di fonti primarie che è già in corso da diversi anni.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 203

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Fig. 112 - Produzione di energia per prodotti energetici (in milioni di tep) al 2030 in Europa
Nella figura 113 è riportato l’andamento dei consumi finali nei vari macrosettori con le
previsioni sino al 2030.
204
Fig. 113 - Consumi finali di energia (Mtep) al 2030 in Europa
Secondo il Libro Bianco della Unione Europea, la generazione di elettricità solare
fotovoltaica è una tecnologia di energia rinnovabile molto recente e prossima alla piena
maturità. Negli ultimi cinque anni i costi sono diminuiti notevolmente (-25%), ma
restano ancora nettamente superiori a quelli dell’elettricità prodotta con combustibili
convenzionali.
L’Unione europea rappresenta attualmente circa un terzo della produzione e
dell’impiego annuali nel mondo dei moduli fotovoltaici (più di 100 MWp). L’industria
europea è in una posizione di avanguardia nel settore delle applicazioni fotovoltaiche
negli edifici.
L’Europa è anche in testa per le applicazioni fotovoltaiche nei paesi in via di sviluppo.
Secondo le stime Eurostat, alla fine del 1995 erano installati 32 MWp di capacità di
generazione fotovoltaica (UE dei 12). Secondo le stime più recenti dell’Associazione
dell’industria fotovoltaica europea (European Photovoltaic Industry Association -
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
EPIA) si tratterebbe invece di 70 MWp (UE 15). L’energia fotovoltaica è comunque un
mercato globale.
Nel 2010 è prevista una produzione annuale mondiale di moduli di 2,4 GWp. Per
conseguire tale risultato è necessario un tasso di crescita annuale del 25%. Questa stima
è “de facto” compatibile con le ipotesi applicate in uno studio EPIA ordinato dalla
Commissione Europea.
In base alle ipotesi di cui sopra, un contributo di 3 GWp di capacità fotovoltaica
installata nel 2010 si configura ambizioso, ma è tuttavia ritenuto da più parti realistico.
Secondo le previsioni, si tratterà soprattutto di impianti collegati alla rete incorporati
nella struttura degli edifici (tetti e facciate) e di alcune grandi centrali (0,5÷5,0 MWp).
La tecnologia FV deve essere comunque considerata più in generale e non soltanto
come una misura dei GWp installati.
Come nel caso delle applicazioni solari termiche, i sistemi FV debbono sempre essere
associati alle misure di utilizzazione razionale dell’energia negli edifici e possono essere
valutate come parte del notevole sforzo per ridurre il consumo di energia che dovrebbe
sempre accompagnarne l’utilizzo.
La generazione fotovoltaica collegata alla rete non è competitiva rispetto agli attuali costi
della generazione tradizionale con combustibili fossili e di origine eolica, ma in base alle
attuali tendenze, si potrebbe prevedere verso il 2005 un costo medio di 3 ECU/Wp di
capacità installata.
È opportuno che si sviluppi un’iniziativa a livello europeo per incorporare i moduli
fotovoltaici nei tetti e nelle facciate può quindi avere una grande importanza per far
decollare la tecnologia. Altri vantaggi dell’integrazione edilizia, come illuminazione, la
fornitura di calore, le alterazioni di facciata.
Nel concetto di sistema energetico si dovrebbe tener conto del “valore aggiunto FV”.
L’integrazione di 2 FV negli edifici può anche trasformare l’eventuale impatto visivo in
un vantaggio architettonico.
Una campagna per il decollo, intesa a promuovere l’installazione di 1.000.000 di tetti e
facciate fotovoltaici comporterebbe una nuova capacità di 0,5 GWp disponibile
nell’Unione Europea e di 0,5 GWp nei paesi terzi.
Per ciò che riguarda la produzione di energia elettrica in impianti fotovoltaici si
riportano nel seguito le principali informazioni relative al potenziale di sviluppo.
10.2.1. Albania
In Albania ha trovato sviluppo la tecnologia solare termica con un piccolo progetto
denominato UNDP. È già stato completato Il progetto dimostrativo denominato “Solar
Panels for heating Administration and Education Centre” nel Prespa National Park ed il
principale obbiettivo è stato la divulgazione della tecnologia.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 205

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Per quanto riguarda la produzione elettrica da fonte fotovoltaica, però, nel Paese non
sono presenti impianti fotovoltaici.
Il Paese si presta alle applicazioni di tipo fotovoltaico, infatti per i livelli di irraggiamento
esso ha un buon livello di producibilità elettrica da fonte fotovoltaica. La radiazione
solare media annua varia infatti tra 3,2 kWh/m²/giorno e 6 kWh/m²/giorno con una
media nel Paese di 4kWh/m²/giorno.
Il Ministro dell’Energia ha programmato l’installazione di 2,6 PJ per il 2015.
10.2.2. Armenia
Le linee guida che il Paese si è dato in campo di politica energetica fissano un costo del
kWh da fonte rinnovabile in 0,05$/kWh.
Le fonti energetiche più promettenti, tra le fonti energetiche rinnovabili sono la fonte
eolica, e le biomasse.
Nel Paese vi è un forte interesse all’alimentazione elettrica da biogas ottenuto dai
processi di digestione anaerobica di prodotti di scarto delle colture alimentari.
L’interesse verso la tecnologia fotovoltaica è, comunque, alquanto disattesa, anche per la
presenza nel Paese di abbondanti risorse geotermiche, senza contare sulle possibili
sorgenti ad alta temperatura disponibili per la produzione elettrica.
10.2.3. Bielorussia
Nella Repubblica della Bielorussia sono stati operativi, nel recente passato, dei progetti
di sviluppo di sistemi di produzione elettrica con sistemi fotovoltaici.
Gli obiettivi principali del progetto di sviluppo sono lo sviluppo della tecnologia stessa,
la produzione di silicio di grado solare facendo ricorso a materiali di recupero
abbattendo i costi di produzione a 17$/kg.
Con l’esperienza acquisita, dopo tre anni, dalla fine del progetto, è possibile la
formazione di jont-venture in Bielorussia operanti nel settore.
La produzione delle celle fotovoltaiche ha costi di produzione di 17$/kg, i consumi di
energia per la fase produttiva sono ridotti a 20kWh/kg, gli investimenti nel programma
di sviluppo sono stati di 27,6 milioni di dollari ed i volumi di produzione attesi sono di
500 tonnellate/anno.
Nel Paese è anche in fase di sviluppo, un impianto pilota per la produzione annua di
1000 kg di silicio. Nella seconda fase è programmata la formazione di una joint-venture
per la produzione annua di 500 tonnellate.
In Bielorussia il consumo di silicio di grado solare per applicazioni fotovoltaiche, nel
2000, è stato di circa 400 tonnellate. Per il 2010 studi di settore fanno stime di consumo
comprese 8.000÷18.000 tonnellate. Se verranno rispettate queste stime, per la
Bielorussia ci sarà un ritorno economico stimato compreso tra 200÷450 milioni di
dollari.
206
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quadro attuale e potenziale di sviluppo
10.2.4. Croazia
Gli obiettivi e le strategie applicative delle fonti energetiche rinnovabili dipendono dai
programmi di penetrazione che ogni stato si pone, ma tutte le fonti energetiche
rinnovabili hanno in comune un indice di gradimento crescente in uno scenario che si
protrae al 2030. Il tutto in accordo con gli standard che si è posta la UE. La produzione
di energia elettrica da fonte rinnovabile, che nel 2000 è stata di 75 PJ è auspicato che
subisca un incremento a 100 PJ secondo un coefficiente di penetrazione basso, 130 PJ
secondo un coefficiente di penetrazione alto e 160 PJ secondo proiezioni che tengono
conto anche di coefficienti ecologico-ambientali.
La potenza installata aggregata di impianti solari termici e di impianti eolici ha raggiunto
nel Paese il valore di 6 MW termici nel 2000. Anche l’industria fotovoltaica, alla fine
degli anni ’80, aveva cominciato la sua attività, ma la crisi nei Balcani e la guerra che ha
segnato la vita del Paese tra il 1992 e il 1995 ha rallentato fortemente lo sviluppo di
questa attività.
Oggi, tra le fonti energetiche rinnovabili, in Croazia, l’eolico è fortemente incentivato da
programmi di sviluppo nazionali, mentre sembra non destare grande interesse l’utilizzo
della tecnologia fotovoltaica.
10.2.5. Danimarca
Le tecnologie di produzione elettrica da fonti rinnovabili ricoprono un ruolo prioritario
in termini di politica energetica. L’obiettivo della Danimarca è quello di ridurre le
emissioni di CO 2 del 20% nel 2005 e di diversificare la produzione elettrica che è oggi
basata sui combustibili fossili.
Oggi circa il 10% del consumo di energia elettrica risulta prodotto da risorse energetiche
rinnovabili, degli scenari possibili propongono il contributo della tecnologia fotovoltaica
per dare un contributo del 7÷10% del consumo nazionale per il 2030.
L’agenzia per l’energia danese (DEA) ha posto grande rilievo alla questione energetica
ed ha attivato circa 120 progetti a partire dal 1992, sono stati installati circa 1,5 MW dal
2001 nel contesto di programmi dimostrativi.
10.2.6. Estonia
Nel Paese l’utilizzo di energia solare sia per usi termici che per la produzione di energia
elettrica non è degno di nota. Motivi principalmente climatici, ma anche economici
bloccano la fase di sviluppo della tecnologia fotovoltaica.
Il sistema tariffario è regolato dall’ Electric Market Act entrato in vigore dal 1° Luglio
2003. Esso obbliga la società distributrice di energia elettrica, che nel Paese è la Eesti
Energia AS, ad acquistare l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ad un prezzo
1,8 volte inferiore rispetto al prezzo di vendita dell’energia elettrica prodotta con
sorgenti convenzionali.
Il corrispettivo pagato per l’energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile è di
5,1€cent/kWh contro i 2,8 €cent/kWh per l’energia elettrica da fonte convenzionale.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 207

quadro attuale e potenziale di sviluppo
10.2.7. Finlandia
Il settore del fotovoltaico in Finlandia è ancora in fase di sviluppo, ed offre lavoro, con
l’indotto industriale, a circa 100 addetti. Le figure principali che operano nel settore
sono società sia commerciali che di consulenza ed istituti di ricerca.
All'interno del governo, il Ministero dell’Industria e delle Attività Produttive è il
responsabile per lo sviluppo di fonti energetiche rinnovabili inclusa la tecnologia
fotovoltaica.
Durante il 2001, si è costituita l’associazione FSI, “Finnish Solar Industries” che
raggruppa le società nazionali operanti nel settore fotovoltaico.
Il Ministero dell’Industria e delle Attività Produttive, nel 1999, ha lanciato un’ Azione
Piano per lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili, nell’ottica di sviluppo del
mercato nazionale. L'Azione di Piano è una parte cruciale della politica energetica
nazionale che è stata formulata per realizzare gli obiettivi imposti dal Protocollo di
Kyoto.
L'Azione di Piano per lo sviluppo delle fonte energetiche rinnovabili pone degli obiettivi
al 2010 e dà indicazioni sui piani di azione con orizzonte posto al 2025
L’obiettivo, per la tecnologia fotovoltaica è di raggiungere i 40 MWp per il 2010 con un
incremento del 20% rispetto al 1998.
La prospettiva di sviluppo per la tecnologia fotovoltaica al 2025 è l’installazione di 500
MWp.
Pertanto gli sforzi che il Paese dovrà sostenere nei prossimi anni saranno rivolti,
principalmente, alla formazione delle infrastrutture necessarie a tale fine. Il ritorno
economico sul mercato di tale politica energetica sarà un obiettivo che verrà raggiunto in
un secondo tempo.
In Finlandia molte compagnie private e Centri di Ricerca nazionale stanno lavorando
per lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica. I Centri di Ricerca più importanti sono
l’”Helsinki University of Technology, lo “Jyväskylä University and Fortum Ltd”, il
“Technical Research Centre of Finland” e “Rautaruukki”.
Il centro di sviluppo tecnologico Tekes, amministra i fondi pubblici riservati allo
sviluppo della tecnologia fotovoltaica, Durante il 2003 sono stati condotti studi sui
materiali e sull’ottimizzazione dei processi di conversione elettrica.
La “Helsinki University of Technology” e la “Jyväskylä University” hanno effettuato
studi di ricerca sulle celle solari a dye ponendo attenzione sui fattori critici ai fini del
rendimento di tale tipo di celle fotovoltaiche. La “Helsinki University of Technology”
ha in corso studi sui processi di realizzazione delle celle thin film e su quelle CdTe e CIS.
10.2.8. Francia
In Francia molti elementi hanno creato un contesto sia politico che culturale favorevole
allo sviluppo dell’energia da fonte rinnovabile.
La Direttiva Europea sull’Energia Rinnovabile (RE) è stata definitivamente adottata nel
Settembre del 2001.
208
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Essa pone come condizione l’adozione di fonti energetiche rinnovabili con un
incremento dal 15% del 1997 a 21% nel 2010.
Il Progetto nazionale per lo sviluppo dell’efficienza energetica (PNA2E) è stato
organizzato da ADEME su richiesta del Governo francese.
Nel settore fotovoltaico sono state proposte, dal Ministero dell’Industria, nuove tariffe
per la vendita dell’energia elettrica prodotta con tecnologia fotovoltaica di 0,15€/kWh in
Francia e di 0,30 €/kWh in Corsica.
Sotto questi auspici, l’agenzia per l’energia francese (ADEME) ha istituito un
programma di divulgazione del fotovoltaico è ha lanciato un programma che prevede
per i prossimi 5 anni l’installazione di 15 MW di impianti fotovoltaici connessi alla rete
di distribuzione elettrica centrale.
L’agenzia per l’energia francese, ADEME, insieme con i partner pubblici ed industriali
ha promosso programmi di ricerca a lungo termine per lo sviluppo della tecnologia
fotovoltaica sia per quanto concerne la componentistica che per i sistemi.
L’obbiettivo è quello di ridurre i costi dei componenti, intesi come costi strettamente
propri dei sistemi ed i costi operativi, e di incrementare il rendimento di conversione
elettrica.
I materiali ed i processi produttivi nell’industria fotovoltaica, la lavorazione del silicio
cristallino sono stati oggetto di studio del programma "PV–16" da parte di Photowatt
International in co-operazione con laboratori del CNRS.
I materiali ed i processi produttivi nell’industria fotovoltaica, la lavorazione nella
tecnologia thin film è stato oggetto di studio del programma " Succes " da parte di Cea-
Genec e INSA-Lione.
L’eterogiunzione è stata oggetto di studio del progetto " Hermes "da parte di Cea–
Genec e del CNRS.
Le celle fotovoltaiche al Cu-In-Ga-Se preparate per elettrodeposizione sono state
oggetto di studio del programma " Cisel " da parte di EDF-EMA, CNRS e Saint-Gobain
Recherche.
Le celle costituite da strutture polimeriche organiche sono state oggetto di studio da
parte dei laboratori Cea-Lco, del CNRS e di centri di ricerca universitari.
L’ingegneria del processo fotovoltaico, la manutenzione e il controllo, il processo di
conversione elettrica, gli inverter sono oggetto di studio da parte di Apex Bp solar, Total
Énergie, Transénergie, Cea-Genec, Armines, CNRS.
Il processo di accumulo dell’energia elettrica fotovoltaica tramite accumulatori è, invece,
oggetto di ricerche da parte di Ceac, Apex Bp Solar, Cea-Genec, CNRS.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 209

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’agenzia francese per l’energia atomica CEA, ha attivato programmi di ricerca
autonomi nel settore dell’energia rinnovabile attraverso la creazione di programmi per lo
sviluppo di nuove tecnologie di produzione elettrica.
I laboratori Genec hanno integrato la loro attività di ricerca nel settore fotovoltaico e la
stretta collaborazione tra CEA e i centri di ricerca pubblici CEA e CNRS sta
producendo un nuovo fervore nel settore fotovoltaico.
Al fine di adottare linee d’azione comuni ADEME ha sottoscritto un protocollo d’intesa
con CEA, CNRS.
L’ADEME facendo ricorso al finanziamento dei programmi di ricerca EU ha proposto
tariffe di 4,6 €/kWh per sistemi fotovoltaici grid-connected e di 6,1 €/kWh per sistemi
fotovoltaici grid-connected con accumulo elettrico di sicurezza.
Le tariffe predette hanno subito delle riduzioni dal 1° Gennaio 2005, infatti, esse sono
state ridotte a 3,8 €/kWh per sistemi fotovoltaici grid-connected e di 4,9 €/kWh per
sistemi fotovoltaici grid-connected con accumulo elettrico di sicurezza.
In Francia l’industria fotovoltaica continua ad essere in crescita, ma nell’ultimo anno
non ci sono state nuove aziende di settore che si sono affacciate sul mercato
fotovoltaico.
Photowatt, continua ad avere produzioni elevate di celle fotovoltaiche, con prospettive
che si attestano intorno a 32 MW per la fine del 2006.
Gli obiettivi della produzione della Photowatt stanno nella produzione di celle più
larghe (dimensioni maggiori di 15 cm x 15 cm), di spessore minore di 200 µm, con un
maggiore rendimento di conversione elettrico, (14%÷15%) e la riduzione dei costi fissi
di produzione dell’ordine di 1,2 €/W.
Free Energy Europe è una società che si è specializzata nella costruzione di piccoli
impianti fotovoltaici per l’uso domestico in utenze rurali, sono di nuova concezione i
moduli fotovoltaici a doppia giunzione che rispettato lo standard di qualità
internazionale EC 61646.
Total Énergie ed APEX BP Solar sono due società specializzate nello sviluppo di
componentistica fotovoltaica e nella vendita i sistemi fotovoltaici con la formula chiavi
in mano.
Esse sono strettamente legate alla politica di sussidio economico applicata dall’agenzia
per l’energia francese ADEME.
Il piano d’azione nazionale PNA2E, unitamente alle direttive EU e alla domanda sempre
crescente di tecnologia fotovoltaica hanno consentito ad ADEME di programmare
nuovi meccanismi di accesso al finanziamento per sviluppare il programma di
disseminazione sul territorio di sistemi fotovoltaici connessi in rete. Questa iniziativa è
stata raccolta con ottimismo da parte dell’industria del settore.
210
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
10.2.9. Germania
La riduzione delle emissioni dei gas serra è un obiettivo importante della politica di
sviluppo della Germania. Il Governo Federale ha esplicitamente formulato l’obiettivo di
raddoppiare il contributo della parte coperta dall’energia da fonti rinnovabili nel
consumo lordo tra il 2000 e il 2010.
Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica si prospetta un aumento dal 6,3%
(nel 2000) al 12,5% per il prossimo 2010.
Un primo riscontro mostra che nel primo semestre del 2003 c’e stato un aumento della
produzione elettrica pari al 8%.
Attualmente la tecnologia fotovoltaica non ha dato il contributo atteso, ma si pensa che
ciò possa avvenire nel prossimo futuro, sopratutto con il supporto economico da parte
della politica nazionale.
Nel 2003 il supporto economico erogato è stato di 29,7 milioni di euro a cui hanno
attinto ben 141 programmi di ricerca.
Dal gennaio 1999 e fino alla fine del 2003 si è articolato il programma “100.000
Rooftops Solar Electricity Programme” che ha avuto l’obiettivo dell’installazione di 300
MW, ma che, con grande successo del programma, ha condotto alla installazione di
65.700 impianti fotovoltaici per una potenza installata totale di 347,5 MW.
A seguito del successo ottenuto con il “100.000 Rooftops Solar Electricity Programme”
in Germania è sta deciso di dare il via all’abbattimento dei costi dei sistemi fotovoltaici.
Il programma denominato “Way Paving Programme Photovoltaic 2005” ha un
orizzonte di dieci anni e ha come obiettivi:
- la diminuzione dei costi di produzione delle celle e dei moduli in uno all’aumento
del rendimento di conversione dell’energia;
- riduzione dei costi seguenti alla maggiore diffusione degli impianti fotovoltaici
ottenibili dall’abbattimento delle barriere architettoniche che ne limitano l’uso
integrato in architettura;
- lo sviluppo di impianti fotovoltaici per utenze sparse.
In Germania, il Ministero per l’Educazione e lo Sviluppo, è coinvolto in programmi di
ricerca mirati a supportare lo sviluppo delle energie rinnovabili, dando segno di
interessamento alla questione energetica nazionale. Segue da ciò che i costi della ricerca
sono in parte finanziati con fondi statali messi a disposizione dal Governo e dagli Stati
Federali. Alcuni Stati Federali propongono, inoltre, propri programmi di ricerca e
sviluppo.
Dei programmi di ricerca hanno avuto inizio nel 2003 ed alcuni di questi hanno visto la
collaborazione tra le industrie e i centri di ricerca.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 211

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Il silicio cristallino è ancora oggi il materiale più utilizzato per la fabbricazione delle celle
fotovoltaiche, sebbene sia stata posta grande attenzione ai materiali innovativi per la
fabbricazione delle celle.
Alcuni progetti hanno avuto come obiettivo primario la ricerca di nuove tecniche di
produzione ad alto rendimento.
Nel 2003 hanno avuto inizio i programmi di ricerca NEON, PLATON, INKA, che
hanno come obiettivo rispettivamente: la produzione di celle di silicio ad alto
rendimento di larga superficie (200x200 mm 2 ), la tecnologia al plasma per la struttura
della superficie di celle al silicio policristallino, lo studio di processi industriali poco
dispendiosi per la giunzione di contatto nelle celle ad alto rendimento.
In Germania sono in corso attualmente programmi di ricerca sulla tecnologia a film
sottile; tale tecnologia ha un grosso potenziale di utilizzo, godendo del connubio tra
ridotta quantità di materiale da utilizzare e del consumo ridotto di energia da utilizzare
per la loro fabbricazione, godono, cioè, di un ridotto rapporto costi/benefici.
Oggi esistono diverse tipologie di materiali e di celle che hanno raggiunto ormai la loro
maturità tecnologica. Un ambizioso programma di ricerca ha come obiettivo lo sviluppo
della tecnologia TCO (Trasparent Conductive Oxide) per le celle al film sottile e per le
celle al silicio amorfo. Un programma di ricerca sulle celle a base di materia organica è in
fase avanzata di sviluppo. Altri programmi, anch’essi molto ambiziosi, hanno come
obiettivo principale l’utilizzo dei vapori organici nei processi di deposizione.
I programmi di ricerca svolti in Germania hanno risvolti sul mercato dell’energia del
paese, infatti negli ultimi anni si è assistito all’introduzione di politiche economiche che
hanno incentivato la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica pagando al
singolo cliente/produttore di energia elettrica la quota di 0,46 € per kWh immesso in
rete per un periodo di venti anni. Si tratta di una grossa incentivazione.
Con l’iniziativa “Sun at School” negli ultimi tre anni sono stati forniti alle scuole della
Germania circa 535 kit fotovoltaici a scopo divulgativo.
Gli Stati Federali (Lander) hanno definito loro propri programmi di ricerca
principalmente per supportare le applicazioni con fonti energetiche rinnovabili e lo
stoccaggio dell’energia.
Un elevato numero di organizzazioni di settore ha lanciato, inoltre, iniziative ed impianti
pilota nel settore fotovoltaico al fine dimostrativo o per fornire informazioni e know
how.
L’industria fotovoltaica nel paese negli ultimi anni ha goduto di un forte incremento
industriale. Nel 2000 la produzione di celle fotovoltaiche è stata di 12 MW, per giungere
a 100 MW nel 2003 e 165 MW nel 2004. La capacità produttiva su scala mondiale è
cresciuta dal 4,2% al 16,5%.
L’industria tedesca con la domanda di 125 MW nel 2003 e di 165 MW nel 2004 si attesta
come capofila delle nazioni esportatrici di celle fotovoltaiche.
212
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Negli ultimi quattro anni l’industria fotovoltaica tedesca ha raggiunto il secondo posto,
dopo il Giappone, per esperienza nel settore fotovoltaico, alimentando, pertanto,
l’indotto dell’industria di produzione dei prodotti fotovoltaici.
La tecnologia al silicio cristallino ha dominato il mercato negli ultimi 4 anni e senza
dubbio questa tecnologia sarà dominante durante i prossimi anni.
Le società tedesche, nel campo dell’industria fotovoltaica, sono rappresentate in ogni
campo della tecnologia; RWE Schott Solar ha nella produzione di nastri e di fogli al
silicio il suo punto di forza, cosi come la Wurth Solar e la Shell lo hanno moduli CiS in
impianti pilota.
Le aziende principali nel settore fotovoltaico in Germania sono:
La Wacker, che è impegnata nella produzione di silicio per società di produzione di
wafer per un totale di 2.000 t anno, ed ha la possibilità di aumentare la propria
produzione. La Wacker sta sviluppando un processo di produzione nuovo per ottenere
silicio di grado solare decomponendo triclorosilano in un reattore a letto fluido,
riducendo così il costo di produzione usando minore energia e giungendo ad una
produzione più alta per unità di volume.
La joint venture tra Degussa e SolarWorld che opera per una migliore tecnologia di
decomposizione dei silani riducendo il costo del silicio di grado solare.
Nel 2003 la capacità di produzione di wafer di silicio monocristallino e policristallino ha
raggiunto 120 MW con un incremento di 7 MW di silicio in nastri prodotto dalla RWE
Schott Solar.
Il produttore principale di wafer di silicio mono e policristallino è la Deutsche Solar; con
una produzione di 78 MW nel 2003 e di oltre 100 MW nel 2004.
Da non dimenticare la Crystalox la cui produzione industriale è di circa 30 MW l’anno.
AS Industries, nuova arrivata sul palcoscenico industriale, produce wafer di silicio
monocristallino ad Arnstadt, essa ha avviato la produzione di silicio con una produzione
di 5 MW l’anno.
Le sei case produttrici di silico in Germania sono:
- Deutsche Cell;
- ErSol Solar Energy;
- Q-Cells;
- RWE Schott Solar;
- Shell Solar;
- Sunways.
Il maggiore incremento è stato quello ottenuto dalla Deutsche Cell che è arrivata a
produrre 17 MW partendo da una produzione annua di 2 MW l’anno; così come la Q-
Cells e la RWE Schott Solar che hanno aumentato la loro produzione con nuove linee di
produzione industriali.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 213

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La produzione di moduli fotovoltaici ha avuto un forte incremento; da 40 MW del 2003
a 80 MW del 2004 e le società produttrici ne hanno annunciato il raddoppio a 160 MW
nelprossimo futuro.
Da non dimenticare sono le società: RWE Schott Solar, SMD (SolarManufaktur
Deutschland), Solara, Solarfabrik, Solar Factory, Solarwatt Systeme Solare e Solon la cui
produzione supera i 5 MW annui.
La realtà tedesca comprende, inoltre, altre diciotto società che producono impianti
fotovoltaici per applicazioni speciali quali quelle automobilistiche e nautiche.
Nel 2003, il mercato degli impianti fotovoltaici della taglia compresa tra 2 e 4 kW per
sistemi residenziali si è espansa a 80 MW.
Una dozzina tra le più grandi società stanno creando le condizioni di mercato per la
vendita di sistemi fotovoltaici a settori della Pubblica Amministrazione ed in edifici
commerciali, con sistemi standard con taglia compresa tra 10 e 500 kW
La SolarWorld, per esempio ha sviluppato un collettore fotovoltaico integrato al tetto
dotato di certificazione TUV che sta riducendo il costo di sistemi fotovoltaici
preservando le coperture degli edifici.
L'industria degli inverter ha creato, altresì, nuovi sistemi, certificati, con elevata
affidabilità, le principali aziende ce commercializzano tale prodotto sono la SMA e la
Sunways.
Studi di settore indicano che la forte richiesta di sistemi fotovoltaici in Germania
condurrà ad esportazioni di silicio in wafer, di celle e di sistemi completi per un bilione
di euro. Questo risultato si traduce sul tessuto economico sociale del paese nella
formazione di più di 20.000 posti di lavoro ed è quindi indiscussa l'importanza
dell’energia rinnovabile, specialmente fotovoltaica, per l'economia tedesca.
Una ricerca di mercato svolta dalla Photon International ha rivelato che il mercato del
settore fotovoltaico in Germania nel 2004 è stato in realtà il doppio rispetto a quanto
annunciato nei mesi scorsi.
I valori numerici che hanno consentito tale riscontro variano tra 360 MW (secondo i
dati forniti dalle associazioni di settore) e 600 MW(secondo le stime della Photon
International, che riportano i dati di vendita degli inverter in Germania).
Per conoscere l’esatta potenza installata si sono avuti dai Gestori della Rete Elettrica
(912 in Germania) informazioni su quanti fossero gli impianti fotovoltaici collegati alla
rete elettrica nel 2004. Il risultato finale stimato per estrapolazione è stato di 770 MW,
cioè il 62% della produzione mondiale di celle fotovoltaiche dell’anno; essa è stata pari a
1.250 MW.
Una ricerca al riguardo arriva alla conclusione che alla fine del 2004 sono stati collegati
alla rete impianti fotovoltaici pari ad una potenza di 1.363 MW.
A conferma della posizione di rilievo ricoperta dalla Germania, ivi, sarà realizzato il più
grande impianto fotovoltaico del Mondo. Esso occuperà una superficie di circa 400.000
m 2 con una produzione elettrica di picco compresa tra 15 e 18 MW.
214
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Entro la fine di quest’anno verrà definito il progetto esecutivo da parte della TRIWO,
azienda proprietaria dell’area interessata dall’opera.
10.2.10. Grecia
In Grecia nel 2005 erano installati impianti fotovoltaici per una potenza complessiva di
3 MW di cui 2/3 off grid ed 1/3 grid connected.
Per le applicazioni domestiche non sono previsti incentivi mentre per applicazioni
commerciali di potenza maggiore di 5 kW sono previsti incentivi che coprono il
40÷50% dei costi totali.
L’obiettivo del Governo nazionale per il 2010 in Grecia è quello di raggiungere una
potenza installata di 15 MW. Altri scenari alternativi prevedono invece il raggiungimento
di una potenza installata di 10 MW nel 2010.
10.2.11. Italia
In Italia il contributo delle fonti rinnovabili al bilancio energetico nazionale è cresciuto
dai circa 14 Mtep del 1995 ai quasi 17 Mtep del 2002 (ultimo dato disponibile), con un
aumento del 20% circa per l’intero periodo (+2,8% anno in media); sempre nello stesso
periodo, l’energia prodotta delle fonti rinnovabili non tradizionali (come eolico, solare,
teleriscaldamento legna, utilizzi moderni della biomassa, ecc.) è più che raddoppiata.
Tuttavia la quota delle fonti rinnovabili sull’offerta totale di energia primaria è cresciuta
marginalmente: era dell’8% nel ’95 ed è passata solo al 9% nel 2002 (domanda
complessiva in energia primaria: 186,7 Mtep).
Sebbene si riscontri un leggero decremento delle rinnovabili dal 2001 al 2002, si inizia a
registrare un aumento della fonte solare ed eolica. Il calo nella produzione del settore
idroelettrico (circa il 60% della produzione totale da rinnovabili), pari a circa il 9%
rispetto al 2001, è stato causato dalle sfavorevoli condizioni di idraulicità per il grande
secco.
la tabella qui di seguito riportata dà un quadro riepilogativo della situazione per gli anni
1995, 2002.
La potenza fotovoltaica installata in Italia è 25 MW in totale. Al 31 Dicembre 2004,
secondo il GRTN, la potenza complessiva efficiente lorda, considerando anche i tetti
fotovoltaici non censiti nelle statistiche del settore elettrico, è stata di 31 MW, mentre
quella censita nelle statistiche è di 7,12 MW. La produzione lorda da impianti fotovoltaci
è stata, al 31 Dicembre 2004, di 4 GWh senza considerare i tetti fotovoltaici, includendo
questi ultimi l’ENEA stima una produzione lorda di 27 GWh.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 215

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’Italia è forse uno dei pochi Paesi che non ha registrato una crescita del solare
fotovoltaico dal 1995 al 2001, in controtendenza rispetto a molti altri paesi
industrializzati. Le applicazioni del FV si sono infatti limitate alle centrali connesse in
rete (ad esempio, quella di Serre con 3,3 MW) ed a impianti per abitazioni isolate.
Dal 2001, anno della partenza del programma “Tetti Fotovoltaici” (connessi alla rete
con potenze da 1 a 20 kW), sono stati installati impianti per solo 4÷5 MW di potenza. A
causa dei ritardi accumulati, non si sono dunque realizzati i 5.000 impianti (circa 20 MW
di potenza) previsti entro il 2003. Obiettivo del Libro Bianco italiano è il raggiungimento
di almeno 300 MW di impianti fotovoltaici al 2010. Nonostante i ritardi registrati,
l’Italia, con i suoi 25÷26 MW totali, è al 4° posto per installato nell’Unione Europea e al
7° posto a livello mondiale
Si stima che negli ultimi due anni la crescita del settore in Italia sia dovuta quasi
esclusivamente alle applicazioni connesse alla rete elettrica (on-grid) a livello residenziale
(Programma Tetti Fotovoltaici). Nel 2001 erano solo 1.600 kWp.
Va segnalato tuttavia che sono carenti le informazioni sulle effettive installazioni di
impianti isolati (stand-alone) ed è per questo che il dato finale per il 2003, riportato in
questa tabella, si discosta leggermente da quello indicato per il nostro paese.
La crescita del FV in Italia si baserà comunque su installazioni connesse alla rete. Nei
paesi industrializzati la quota di impianti FV grid-connected sul totale installato è passata
dal 29% del 1992 al 74% del 2002. Per il rilancio duraturo del fotovoltaico un ruolo
molto importante, già nei prossimi mesi, sarà affidato anche al nuovo meccanismo di
incentivazione, il cosiddetto “conto energia”, già delineato con l’approvazione del Dlgs
n. 387 del 29 gennaio 2004, in attuazione della direttiva europea 2001/77/CE. In Italia il
settore FV è costituito da 40 aziende, con un totale di circa 750 addetti, un numero
216
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
ancora modesto, se confrontato con i 6.000 addetti del mercato tedesco ed i 16.000 di
quello giapponese.
Le due tabelle che seguono riportano rispettivamente i dati relativi alla potenza solare
fotovoltaica complessivamente installata in Italia e quella installata annualmente a
partire dal 1993.
10.2.12. Lituania
Fig. 114 – Potenza solare fotovoltaica installata dal 1993 al 2003
Attualmente in Lituania la tecnologia fotovoltaica non è diffusa, solamente due impianti
solari termici pilota, per la produzione di acs, sono stati portati a compimento con
successo a Aizkraukle.
Il Programma Nazionale di Efficienza Energetica, adottato nel 2001, mira al risparmio
di una quota compresa tra il 20 e il 50% di energia elettrica.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 217

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La Politica Energetica Nazionale adottata nel 2002 ha come obiettivo il raggiungimento
del 12% di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, rispetto al totale, entro il
2010.
Per quanto riguarda le applicazioni della tecnologia fotovoltaica essa è del tutto
irrilevante a causa delle caratteristiche geografiche del territorio e delle condizioni
climatiche.
Il regime tariffario, attualmente applicato in Lituania, non prevede incentivi per i clienti
che installano impianti fotovoltaici.
10.2.13. Macedonia
L’irraggiamento solare nel Paese è tra i più elevati in Europa. Le zone maggiormente
soleggiate godono di un elevato numero di ore di irraggiamento , il rapporto su base
annua tra la radiazione captata e la radiazione totale che ricade sul terreno raggiunge
quasi il 50% per i territori dell’ex Iugoslavia e il 45% per le regioni centrali montane.
La principale tecnologia utilizzata per la captazione della radiazione solare consiste in
collettori piani per il riscaldamento di utenze domestiche e di alcuni edifici pubblici e
commerciali. Il loro contributo nei confronti del consumo totale di energia, è, però
molto scarso(inferiore all’1%).
Non è, comunque, disatteso che questo valore crescerà nel prossimo futuro, cosicché
potranno essere alimentate con energia elettrica da fonte rinnovabile delle nuove utenze.
In questo scenario attuale la fonte fotovoltaica è specifica per alcune utenze sparse,
soprattutto per l’alimentazione dei sistemi di telecomunicazione anche perché il costo
dell’energia da fonte fotovoltaica è ancora del 300÷500% più elevato di quello
dell’energia elettrica da fonte fossile.
10.2.14. Moldavia
La Moldavia è un Paese che importa fonti energetiche per la totalità dei suoi consumi,
infatti nel Paese solamente il 3% del fabbisogno totale è coperto dalla produzione locale.
Data la povertà di risorse energetiche interne e il peso sempre maggiore della bolletta
energetica nazionale per la Moldavia è di fondamentale importanza lo sviluppo di
programmi di incentivazione all’uso dei sistemi fotovoltaici e rinnovabili, in genere, per
alleggerire il carico economico nei confronti dei Paesi esteri.
Attualmente, però, lo sviluppo della tecnologia è ancora allo stadio iniziale, basti pensare
che sono disponibili dati solari su base mensile registrati da una sola stazione meteo
climatica nella capitale Chisinau.
I dati di riferimento per la radiazione solare globale incidente sono riportati nella tabella
che segue.
218
Mese 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
MJ/m 2 126 166 303 460 607 692 685 598 440 281 117 92
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’altra tabella riporta invece i dati di riferimento per la radiazione solare diretta
incidente.
Mese 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
MJ/m 2 140 143 253 355 464 574 591 55 450 338 124 95
10.2.15. Paesi Bassi: Belgio – Lussemburgo - Olanda
Belgio
Il Belgio è un Paese molto sensibile alle tematiche del risparmio energetico ed alle
tecnologie rinnovabili per la produzione di energia elettrica.
Nel campo della tecnologia fotovoltaica un gruppo di installatori si sono specializzati nel
settore importando la componentistica da diversi Paesi stranieri.
Tra i produttori di sistemi fotovoltaici in Belgio si ricorda la Photovoltech che è una
joint venture tra Electrabel e TotalFinaElf per la produzione di celle fotovoltaiche al
silicio cristallino con una tecnologia trasferita dall’ IMEC. Il progetto ha avuto inizio nel
2002 con l’acquisizione di un impianto in Tiene con capacità produttiva di celle e moduli
di 6 MWp all’anno.
La Photovoltech tiene forti legami con la Soltech (Heverlee) a cui fornisce gli integratori
solari per il mercato belga.
Con il supporto della tecnologia consolidata nei laboratori IMEC le celle fotovoltaiche
prodotte dalla Photovoltech raggiungono rendimenti di conversione del 14%.
La società Bekaert ha acquistato recentemente la Unisolar, società americana con
esperienza sulla produzione di silicio amorfo sviluppata in un impianto messicano con
produzione annua di 6,5 MW. Inoltre è stato avviato l’investimento per un uovo
impianto da 25 MW/anno.
In contrapposizione a IMEC in Belgio opera la Soltech che è la capofila delle aziende
per la vendita di sistemi fotovoltaici nel mercato belga ed africano.
La Ene è un’azienda che si occupa di fabbricazione di celle al silicio e di moduli
fotovoltaici da più di 15 anni in Belgio, recentemente, ha fatto il suo ingresso
nell’industria aerospaziale con la produzione di celle fotovoltaiche al GaAs per gli usi in
tale settore.
Il Belgio è stato tra i primi Paesi facenti parte dell’ OECD ad investire in ricerca per lo
sviluppo nel settore fotovoltaico insieme a Germania e Paesi Bassi. I migliori risultati
dell’attività di R&S sono stati ottenuti presso i laboratori dell’IMEC e della KULeuven.
Attualmente la legislazione nella regione fiamminga consente l’installazione di sistemi
fotovoltaici senza alcuna necessità di autorizzazione, purché, su superficie inclinata.
La superficie captante non superi il 20% della superficie totale della copertura.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 219

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Nella Regione Vallone non è necessaria alcuna autorizzazione per la collocazione di un
sistema fotovoltaico, purché la superficie captante non ecceda i 10 m 2 .
Per quanto riguarda la tariffazione dell’energia elettrica, autoprodotta dal
produttore/consumatore, dal 1997 con Decreto Regio è stata approvata la
contabilizzazione del flusso netto di energia facendo uso di un solo misuratore di
energia.
Lussemburgo
Nel 2004 si è assistito nel Paese al crollo degli investimenti nel settore fotovoltaico
rispetto a quanto si era manifestato nel 2003.
Il crollo degli investimenti è stato causato dalla contemporanea cessazione dei EPR
(Energy Premium Incentive) e dei sussidi locali che avevano fatto azzardare delle
previsioni che sono risultate abbondantemente ottimistiche per il 2004.
A seguito di questa drastica riduzione di investimenti nel settore fotovoltaico anche il
mercato fotovoltaico tedesco ha sentito il contraccolpo finanziario tornando ai livelli di
mercato registrati nel 2000.
Alcuni dati riguardanti il 2004 rivelano che la potenza installata nel 2004 è stata di 4
MW, il 20% di quella installata nel 2003.
Molte società ed aziende del settore hanno ridotto i loro volumi di affari ed altre hanno
trasferito i loro stabilimenti in Germania ed in altri Paesi stranieri.
Durante la prima metà de 2004 il Ministro degli Affari Economici unitamente al Senter
Novem hanno sviluppato un consistente pacchetto di programmi di ricerca sul tema
delle energie rinnovabili.
Il set di Programmi di Ricerca consta di due programmi già operativi (NEO e IS) e di tre
nuovi Programmi di Ricerca (EOS LT, EOS Demo, Transition UKR).
NEO: il Programma è rivolto al finanziamento di gruppi di ricerca che propongono
nuove tecnologie.
EOS LT: ha come obiettivo le fonti energetiche rinnovabili e le loro applicazioni nel
prossimo futuro, 2010-2030.
IS: ha come obiettivo il trasferimento della ricerca dai laboratori alle linee di produzione
industriali.
EOS Demo: punta a dimostrare la fattibilità dei sistemi di produzione elettrica con fonti
energetiche rinnovabili ed a mostrare il basso impatto ambientale di tali sistemi.
Transition UKR: il Programma di Ricerca è mirato allo sviluppo dei materiali e delle
tecnologie.
Lo scopo principale dell’attività riguardante il settore fotovoltaico nei Paesi Bassi è la
riduzione dei costi di produzione e il miglioramento della qualità dei sistemi sia dei
sistemi al silicio policristallino che di quelli realizzati con la tecnica degli spessori sottili.
220
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Come già indicato la crisi del settore fotovoltaico manifestatasi nel 2004 ha fatto si che
produttori ed investitori portassero in altri Paesi i loro interessi finanziari legati
all’industria fotovoltaica.
Nel 2004 solamente due compagnie, la DOPT e Scheuten Glas Group, hanno operato
nel settore fotovoltaico nei Paesi Bassi.
Una nuova società che opera nel settore della produzione di celle solari è stata fondata
nel Settembre 2005.
Gli orizzonti futuri fanno intravedere, anche considerando lo stato di profonda crisi del
settore, uno spirito di iniziativa sia politico che sociale che lascia ben sperare nello
sviluppo delle applicazioni dei sistemi di produzione di energia elettrica da fonte solare.
Attraverso l’interazione internazionale e lo scambio di conoscenze ed esperienze sarà
possibile rendere più efficaci i Programmi Nazionali.
La politica tariffaria nazionale offre al cliente che produce energia elettrica
autonomamente con sistemi fotovoltaici un rimborso di 0,10 €/kWh.
Un ulteriore spinta alla diffusione del fotovoltaico è data poi dalla riduzione del EPC
(Energy Performance Standard) da 1 a 0,8 nel 2006 per gli edifici di nuova costruzione.
Olanda
In Olanda sono stati condotti vari interessanti studi riguardanti l’assessment del
fabbisogno energetico per la produzione di moduli fotovoltaici di silicio cristallino, con
tecnologia a film sottile, così come per la fabbricazione degli altri componenti di sistemi
fotoltaici.
Il bilancio energetico della tecnica di conversione fotovoltaica è stato analizzato per
valutare l’energy pay back time e le emissioni di CO 2 per la produzione di sistemi
fotovoltaici connessi alla rete.
Ipotizzando un irraggiamento medio annuo di 1.700 kWh/m 2 il pay back time
energetico è stato valutato in 2,5÷3 anni per installazioni di piccola potenza e di circa 4
anni per impianti di più grandi dimensioni.
In Olanda sono state avanzate delle proposte per il miglioramento del bilancio
energetico dei sistemi fotovoltaici e si è riscontrato che per la tecnologia fotovoltaica nel
prossimo futuro (nel 2020) l’energy pay back time potrà essere minore di 1,5 anni per
sistemi posti in copertura (tetti fotovoltaici) e minore di 2 anni per sistemi montati sul
terreno sottoposti alle medesime condizioni di irraggiamento.
L’emissione specifica di CO 2 immessa in atmosfera durante il processo di produzione
dei sistemi fotovoltaici è pari a 50÷60 g/kWh, le previsioni future, invece, si attestano
intorno a 20 g/kWh. Tale conclusione evidenzia che le emissioni di CO 2 prodotte
durante il processo di produzione dei sistemi fotovoltaici attualmente sono
notevolmente più basse delle emissioni di CO 2 prodotta dagli impianti di produzione
elettrica alimentati con combustibile fossile, ma risulta comunque maggiore
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 221

quadro attuale e potenziale di sviluppo
dell’emissione di CO 2 prodotta durante il processo di produzione degli impianti eolici e
di produzione di energia elettrica da biomassa.
Nel paese non dovrebbe ottenersi nessun contributo significativo alla riduzione di CO 2
dalla tecnologia fotovoltaica all’orizzonte del 2010. A più lungo termine, però, per i
sistemi fotovoltaici connessi alla rete locale di distribuzione si dovrebbe avere un elevato
potenziale di abbattimento dell’emissione di CO 2.
La conversione di energia fotovoltaica è considerata come una delle fonti di energia
rinnovabile più promettente che ha la potenzialità per contribuire significativamente ad
un approvvigionamento sostenibile di energia che può aiutare ad abbattere le emissioni
di gas climalteranti.
Da parte del Governo olandese centrale è sempre più crescente l’appoggio per l’utilizzo
della tecnologia fotovoltaica e per il finanziamento di programmi di ricerca e sviluppo
affinché la tecnologia possa essere sempre più penetrante sul mercato.
Per adempiere a questo compito la tecnologia fotovoltaica deve soddisfare due requisiti:
222
- la generazione di energia fotovoltaica deve avere un rapporto costi/benefici
accettabile;
- la produzione di energia netta per i sistemi fotovoltaici dovrebbe essere molto
elevata.
Ovvero la quantità di energia elettrica prodotta deve essere maggiore dell’energia
necessaria al ciclo produttivo del sistema fotovoltaico, per fabbricare i componenti e per
l'installazione. Ovviamente, i valori della produzione netta hanno la loro influenza sulla
valutazione dei rapporti costi/benefici. In pratica, si giunge spesso a valutazioni
ottimistiche della sostenibilità economica dei sistemi fotovoltaici.
Anche le proiezioni sulla riduzione delle emissioni di CO 2 con l’utilizzo della tecnologia
fotovoltaica debbono essere svolte su base di dati di produzione energetica netta.
Nella tabella seguente è riportata, per sequenza di lavorazione, la quantità di energia
richiesta per la produzione di un sistema fotovoltaico con silicio cristallino secondo la
odierna tecnologia di produzione.
Lavorazione Energia richiesta (MJ/m²)
Purificazione del silicio 2.200
Riduzione in wafer del silicio 1.000
Produzione del modulo fotovoltaico 300
Incapsulamento 200
Cablaggio e montaggio del pannello 500
Totale per modulo di silicio 4.200
Produzione della cornice in alluminio 400
Totale per modulo composto 4.600
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Nell’altra tabella che segue è riportata, invece, per sequenza di lavorazione, la quantità di
energia richiesta per la produzione di un sistema fotovoltaico con silicio amorfo
secondo la odierna tecnologia di produzione.
Lavorazione Energia richiesta (MJ/m²)
Produzione della cella fotovoltaica 50
Incapsulamento 350
Produzione del modulo fotovoltaico 400
Assemblaggio del modulo fotovoltaico 400
Totale per modulo fotovoltaico 1.200
Produzione della cornice in alluminio 400
Totale per modulo composto 1.600
Da queste analisi energetiche si può concludere che gli impianti grid-connented
riducono il consumo di fonti fossili di energia.
Sono state altresì condotte ricerche riguardo a quali innovazioni tecnologiche possano
contribuire alla riduzione del bilancio di energia per la produzione dei sistemi
fotovoltaici.
Le tematiche riguardano generalmente l’efficienza dei materiali, l’efficienza energetica, i
nuovi processi.
È stato constatato che il fabbisogno energetico per la produzione di un sistema
fotovoltaico al silicio cristallino è dovuto quasi del tutto al wafer di silicio: si sono
analizzate tre possibili metodologie per ottenere la riduzione dei costi che vengono
presentate in ordine decrescente di probabilità di applicazione:
- riduzione dello spessore di silicio, questa sembra essere una strada percorribile,
infatti l’industria fotovoltaica si è già attivata nel tentativo di riduzione degli
spessori da 350÷350 µm a 200÷150 µm con una riduzione del fabbisogno di
energia del 30÷ 40%;
- metodi alternativi di produzione del wafer; la tecnologia non sembra aiutare in
tal senso poiché per la formazione dei wafer di silicio dal lingotto le perdite di
materia prima sono assai elevate. Il silicio di grado elettronico che si ottiene da
un lingotto costituisce il 30% del lingotto stesso in questa direzione sembra
potere essere commercialmente attraente la possibilità di ridurre il fabbisogno
energetico nell’ordine del 40÷60%;
- fonti alternative per l’approvvigionamento di silicio di elevata purezza, il silicio
usato nella tecnologia fotovoltaica è un materiale con elevata densità energetica
(1.100 MJ/kg). Attualmente l’industria fotovoltaica utilizza gli scarti di
lavorazione dell’industria elettronica, che per i propri scopi è di scarsa qualità,
ma con l’incremento della produzione fotovoltaica gli scarti dell’industria
elettronica sono divenuti insufficienti. Occorre sviluppare nuove tecnologie per
il reperimento di materia prima.
Gli obbiettivi dello studio condotto in Olanda sono quelli della riduzione del fabbisogno
energetico per la produzione fotovoltaica a circa 2.600 MJ/m² di pannello solare con
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 223

quadro attuale e potenziale di sviluppo
una disponibilità della tecnologia idonea al raggiungimento di questo scopo che sarà
disponibile e adottabile nei prossimi 10 anni.
Se ipotizziamo che nel 2010 il rendimento di un pannello fotovoltaico sarà pari al 15%
otterremo 17MJ/Wp con un pannello al silicio policristallino, mentre con un pannello al
silicio monocristallino 20MJ/Wp.
Sembra ragionevole ipotizzare che l’efficienza energetica del processo di produzione
cresca dell’1% ogni anno. Se si assume che nel 2020 l’efficienza del silicio commerciale
sarà del 20% allora l’efficienza dei moduli fotovoltaici dovrebbe raggiungere circa il 17%
ed il minore fabbisogno energetico perpetrabile dovrebbe attestarsi intorno a 13
MJ/Wp.
L’incapsulamento dei materiali ed il processo di lavorazione sono le fasi che richiedono
il maggiore dispendio di energia, per la tecnologia a spessore sottile “Thin Film” sono
meno chiare, infatti, le prospettive di riduzione del fabbisogno energetico per la sua
produzione su scala industriale.
Una modesta riduzione, intorno al 10÷20%, è attesa per i prossimi anni nel settore della
produzione dei vetri e dei materiali da incapsulare, anche se non è ancora chiaro se sarà
possibile sostituire il vetro come copertura del pannello con un materiale polimerico.
Altri fattori che potrebbero contribuire alla riduzione del fabbisogno energetico per la
produzione dei collettori solari con tecnologia a spessore sottile potrebbero essere:
224
- costituzione di collettori solari senza cornice;
- celle con spessori minori;
- produzione su larga scala.
Da queste strategie si potrebbe attendere una riduzione del fabbisogno energetico per la
produzione dei collettori solari di circa il 30% per arrivare al traguardo dei 900 MJ/m²
nei prossimi 10 anni.
Facendo delle proiezioni al 2010 ulteriori riduzioni non sembrano ottenibili.
Nuove tecnologie per la elettrodeposizione che richiedono minore attività di processo e
di controllo, potrebbero ridurre l’input energetico per questa tecnologia.
Naturalmente l’efficienza energetica del modulo fotovoltaico cresce se la produzione di
energia per Wp cresce (restando costante l’input energetico per m²), in tal senso sono
attendibili variazioni significative tra tipologie differenti di spessori sottili.
Sono auspicabili rendimenti superiori a quelli odierni; se per esempio si assume il
rendimento di un modulo pari al 15%, nell’anno 2020, l’energia richiesta per Wp
potrebbe ridursi a 5÷6 MJ.
L’obbiettivo dello studio condotto in Olanda è stato quello di capire se l’input
energetico richiesto durante la produzione dei componenti di un sistema fotovoltaico sia
ragionevolmente inferiore all’output energetico. Principalmente sono state fatte
valutazioni in termini di energy pay back time (EPBT).
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Per un sistema fotovoltaico collegato in rete sottoposto a un livello di irraggiamento
medio alto pari 1.700 kWh/m 2 anno l'EPBT è al momento pari a 2,5÷3 anni per
impianti domestici e di 4 anni per impianti di maggiori dimensioni.
Sotto altre condizioni climatiche i valori di EPBT saranno inversamente proporzionale
alle condizioni di irraggiamento.
Inoltre, è stato mostrato che ci sono buone prospettive affinché nei prossimi 10 anni
l'EPBT di impianti domestici diminiusca a meno di 2 anni, se miglioreranno sia la
tecnologia di produzione che le prestazioni dei moduli.
Per moduli in silicio cristallino sarebbe necessario un processo di purificazione meno
impegnativo dal punto di vista energetico, mentre per i sistemi thin film sarebbe
necessario giungere a sistemi con maggiori rendimenti di conversione.
Le emissioni di CO 2 sono state valutate pensando il sistema fotovoltaico collocato in un
sito caratterizzato dalle coordinate geografiche dell’Olanda; e stato valutato che
attualmente le emissioni di CO 2 siano pari a 50÷60 g/kWh, valore notevolmente minore
rispetto all’emissione di CO 2 di un impianto tradizionale a combustibile fossile per la
produzione di energia elettrica i cui parametri in termini di emissioni di CO 2 sono
compresi tra 400 ÷ 1000 g/kWh.
E’ da sottolineare, però, la maggiore emissione di CO 2 rispetto ai sistemi di produzione
elettrica da fonte rinnovabile eolica e biomassa (

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’attività del centro di ricerca polacco è rivolta allo sviluppo delle attività di ricerca ed
alle attività dimostrative di supporto ad iniziative locali.
Le attività di ricerca a livello europeo attualmente in corso presso il Centro sono diverse
e divise nelle seguenti aree di ricerca: produzione di celle solari con tecnologia “Thin
Film”, installazione ed analisi delle permorfance di impianti fotovoltaici stand alone e
grid connected integrati in edilizia, sviluppo promozione e ricerca riguardo lo stato
dell’arte attuale della tecnologia in Polonia.
Come è facile osservare l’idea di creare il “Photovoltaic Center of Competence in
Poland” ha avuto notevole riscontro da parte della Comunità scientifica internazionale.
La cooperazione tra le istituzioni con il Centro ha innescato un processo di interscambio
culturale e di know-how che sta risultando essere il motore trainante per lo sviluppo
della tecnologia fotovoltaica in Polonia.
10.2.17. Portogallo
Nel Portogallo la situazione energetica nazionale è caratterizzata dall’assenza di fonti
fossili La forte dipendenza energetica, superiore alla media dei Paesi EU, dalle
importazioni estere obbliga il Paese a formulare alternative ed a considerare lo shift di
fonti utilizzando anche le fonti energetiche rinnovabili.
La politica energetica del Governo ha l’obiettivo di ridurre la dipendenza estera e di
sviluppare le risorse interne.
In Portogallo non sono attualmente operativi progetti di ricerca, l’iniziativa principale
risale agli anni 1994÷1999, era allora operativo il programma ENERGIA supportato in
parte dalla EU e dalla legislazione ”Indipendent Power Producers (IPP), introdotta nel
1988.
La legge IIP consente a soggetti pubblici o privati di autoprodurre energia elettrica con
qualsiasi forma di energia rinnovabile e consente di emmettere in rete l’energia elettrica
prodotta una volta provveduto al corredo tecnico per effettuare lo scambio con il
Gestore nazionale.
L’incentivo erogato dal Gestore ai produttori di energia elettrica è funzione di costi di
gestione e manutenzione evitati e del beneficio ambientale conseguibile con l’utilizzo
delle fonti RES.
E’ garantita una “green tariff” per i primi 12 anni di funzionamento dell’impianto di
produzione elettrica, essa è variabile tra 5,5 ÷ 6,5 cEuro/kWh.
Altro incentivo all’utilizzo dell’energia rinnovabile consiste nella riduzione del regime di
riduzione dell’imposta VAT dal 17% al 5% per l’acquisto di prodotti del settore.
Le attività di ricerca e sviluppo sulla tecnologia fotovoltaica non sono cambiate molto
nel corso degli anni, le somme stanziate per tale attività di ricerca si sono aggirate
intorno a 0,7÷1 M€ nel corso degli ultimi anni, considerando anche il contributo dei
programmi di ricerca EU.
226
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Altre attività di ricerca e di divulgazione coinvolgono i Laboratori di Ricerca, le Agenzie
per l’Energia e le Università.
In ambito industriale non sono presenti realtà produttive di celle fotovoltaiche in
Portogallo. Sono assai attive, invece, le importazioni di collettori solari dall’Europa dalla
BP, Shell, Siemens, Atersa, dagli USA dalla Solarex e dal Giappone prodotti della
Kyocera.
L’attività industriale nazionale annovera solamente le realtà produttive della SPAT e
della AUTOSIL nell’ambito della produzione di piccoli regolatori di carica.
10.2.18. Regno Unito
È stata analizzata la situazione del Regno Unito per cui si hanno diverse azioni di
governo in ambito energetico finalizzate al raggiungimento del target di sfruttamento
delle energie rinnovabili (RE) per il 2010.
I cambiamenti climatici a livello mondiale hanno sensibilizzato non solo l’opinione
pubblica sul tema della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili; ma hanno
anche trovato consensi sia politici che scientifici sia al fine di ridurre le dipendenze dai
paesi esteri per soddisfare al fabbisogno energetico che per il raggiungimento di benefici
ambientali.
Il sistema elettrico del Regno Unito potrebbe comprendere nel prossimo futuro oltre al
mercato dell’energia elettrica basato sulla compravendita di energia elettrica via rete,
secondo la tipologia di utenza grid connected, anche l’utilizzo di stazioni di produzione
di energia elettrica off-shore che sfruttano l’energia delle maree, impianti di produzione
di energia elettrica da fonte eolica in piccoli impianti in-shore in piccole fattorie, e, da
fonte fotovoltaica, così da potere utilizzare l’energia elettrica prodotta e potere
immettere in rete il surplus di potenza elettrica generata.
La produzione di energia elettrica per l’anno 2002 nel Regno Unito è così suddivisa per
fonte:
Combustibile %
Nucleare 23
Carbone 32
Gas 38
Petrolio 4
Rinnovabile 3
Il governo britannico, nel rispetto delle linee guida dettate dal Libro Bianco per l’energia
della UE, si è posto come obbiettivo il raggiungimento del risultato dello sfruttamento
del 10% del totale di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili per il 2010,
auspicando al raggiungimento del 20% per il 2020.
Per il raggiungimento di tali obbiettivi il governo britannico ha dato vita al mercato dei
certificati verdi.
Caso a parte è, poi, quello scozzese che si è posto come obbiettivo il raggiungimento del
contributo del 18% per le fonti rinnovabili entro il 2010 e del 40% per il 2020.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 227

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Il certificato (Renewable Obligation; RO) è rilasciato per ogni MWh generato da fonte
rinnovabile.
10.2.19. Repubblica Ceca
Dal 1° agosto 2005 è in vigore la nuova legge sull'elettricità prodotta da fonte
rinnovabile (RES) ad integrazione della Direttiva EU 2001/77/EC che è stata recepita
dalla legislazione Nazionale.
La legge sostiene la produzione dell'elettricità da RES, con sistemi con mini turbine
idrauliche, da biomasse, da biogas, da fotovoltaico.
Secondo la direttiva Comunitaria gli Operatori del settore elettrico sono obbligati ad
acquistare energia elettrica generata da fonti rinnovabili di energia.
I produttori dell'energia elettrica elettricità possono scegliere tra due schemi finanziari: la
tariffazione fissa o il Bonus Energetico.
In caso del prezzo fisso, l'elettricità deve essere acquistata dall'operatore del sistema di
distribuzione a prezzi fissi e regolati. Il prezzo è valorizzato attraverso un indice di
prezzo dei produttori industriali. La tariffa è rivalutata annualmente per ogni categoria di
RES.
I produttori di energia elettrica sono tutelati in modo da garantire che sia soddisfatto il
fattore di produzione elettrica da fonte Res dell’8% entro il 2010, e che sia assicurato il
periodo di payback di 15-anni.
Per le nuove installazioni, questo tipo di tariffazione garantisce il prezzo di acquisto
dell'elettricità verde per l'anno di realizzazione dell’impianto fotovoltaico, ed è anche
garantito l'indice di prezzo.
Per installazioni esistenti, il prezzo dell'anno 2005 è garantito, ed è anche applicato
l'indice di prezzo. La stabilità del prezzo di acquisto è garantita per una durata di 15
anni.
Nel caso del Bonus Energetico, il produttore vende l'elettricità sul mercato al prezzo di
vendita del Distributore nazionale, il produttore riceve però un premio (Bonus
Energetico) in CZK/MWh dal distributore nazionale.
Secondo questo schema di tariffazione c’è un maggiore rischio finanziario, ma il reddito
è maggiore.
Bonus verdi sono poi fissati annualmente per ogni tipologia di RES in un modo che il
totale di redditi per il prezzo di acquisto medio è più alto che per i prezzi di acquisto
fissi. Il periodo di payback per gli investimenti è più corto. L'Ufficio Regolatore per
l’Energia (ERU) prende in considerazione il maggiore rischio corso dal produttore per
immettere in rete energia elettrica verde sul mercato e quindi paga una tariffa maggiore.
Il prezzo del Bonus è flessibile secondo il prezzo di acquisto dell'elettricità.
Una valutazione del contributo dell'elettricità prodotta da RES è pubblicata ogni anno
dall'Ufficio Regolatore. Un rapporto annuale del Ministero dell’Ambiente ed il Ministero
228
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
dell’ Industria e delle Attività Produttive analizza il raggiungimento degli obbiettivi da
realizzare con l’applicazione della Direttiva Comunitaria.
La promozione delle RES, un aumento del contributo delle RES nel consumo totale di
fonti di energia primarie, il contributo allo sviluppo sostenibile sono le strategie adottate
dalla Repubblica Ceca per raggiungere l'obiettivo della produzione dell’8% di energia
elettrica da RES nel 2010.
10.2.20. Romania
Nel Paese sono in atto alcuni programmi di la diffusione degli impianti di produzione
elettrica da fonte solare tramite un set di programmi che coinvolgono sia paesi
dell’Unione Europea che no i quali vengono accomunati nella sigla identificativa del
programma con l’acronimo PV-NAS-NET
L’obbiettivo generale del Programma è lo sviluppo e la promozione della tecnologia
fotovoltaica nei paesi dell’est europeo.
Per perseguire tale obbiettivo è stata sviluppata nei paesi interessati dal programma una
rete di divulgazione e promozione della tecnologia fotovoltaica.
I risultati ottenuti dalla fase di promozione della tecnologia fotovoltaica saranno
utilizzati per effettuare raffronti tra i paesi interessati dal programma con la stato
dell’arte della tecnologia in UE e dell’America e Giappone.
10.2.21. Serbia Montenegro
Così come in altri casi analizzati anche in Serbia Montenegro, territori facenti parte
dell’ex Iugoslavia, l’irraggiamento solare è tra i più elevati in Europa. La tecnologia
fotovoltaica è ancora troppo poco diffusa rispetto alla tecnologia del solare termico che,
invece, ha avuto nel Paese un forte sviluppo.
Il primo impianto di produzione di sistemi fotovoltaici fu installato nel Paese nel 1989.
Fino a prima della crisi che ha colpito il Paese solamente lo 0,5% del fabbisogno totale
di energia era soddisfatto con energia elettrica da fonte fotovoltaica. Ad oggi non si
hanno più informazioni sull’impianto.
10.2.22. Slovacchia
Il settore fotovoltaico in Slovacchia ha una storia di circa venti anni. La potenza
installata per la produzione di energia elettrica generata con sistemi fotovoltaici in
Slovacchia ammonta a pochi kW.
I primi studi e ricerche sulla tecnologia fotovoltaica vennero svolti presso la Slovak
University of Technology (SUT) e presso la Slovak Academy of Sciences.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 229

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’attività di ricerca svolta dal SUT è orientata verso la produzione di celle fotovoltaiche
al silicio monocristallino e all’arseniuro di gallio e verso i processi di degradazione delle
celle e dei moduli fotovoltaici.
Nel recente passato è stato attivato un’attività di collaborazione tra il SUT e l’Università
di Firenze con l’apporto tecnico della SEI di Prato per lo sviluppo industriale di sistemi
fotovoltaici al silicio monocristallino e tecniche per eseguire i contatti elettrici per mezzo
di pitturazione.
Sono operative pure attività di ricerca in collaborazione con “FORTH”-Foundation for
Research and Technology –Grecia.
L’attività dei centri di ricerca universitari è stata favorita negli ultimi anni grazie al
finanziamento statale che ha finanziato il progetto ”Photovoltaic renewable energy
sources cells, modules and systems” articolato in tre fasi.
Gli obiettivi delle fase del progetto sono lo sviluppo di metodi di analisi e
modellizzazione dei parametri funzionali di un sistema fotovoltaico, innovazione
tecnologica, metodi di incapsulamento del silicio, analisi delle proprietà fotoelettriche
delle strutture a spessore sottile, indagine sulle possibili applicazioni della tecnologia
fotovoltaica in Slovacchia in ottica di sviluppo sostenibile.
10.2.23. Spagna
I programmi del Governo Spagnolo prevedono di raggiungere una incidenza del
contributo delle fonti rinnovabili del 12% rispetto al fabbisogno di fonti energetiche
previsto dal bilancio energetico nazionale, per l’anno 2010, in linea con quanto previsto
dal Libro Bianco dell’Unione Europea. In atto si ha un’incidenza del 6%.
Attualmente le applicazioni del fotovoltaico non sono di rilievo in Spagna, ma sono in
corso diverse iniziative per incentivarne la diffusione.
Il Programma governativo spagnolo per la promozione delle energie rinnovabili per gli
anni 1991÷2000 ha l’obiettivo di incrementare la potenza producibile con impianti
fotovoltaici di 2,5 MW. Il varo dei predetti programmi ha già avuto l’effetto di far salire
a 5 MW la potenza producibile con impianti fotovoltaici. E’ stato varato, perciò, alla fine
del 1999, un altro programma governativo per il periodo 2000÷2010 al fine di
incentivare ancora il fotovoltaico per rispettare gli obiettivi del Libro Bianco dell’Unione
Europea.
Gli incentivi prevedono:
230
- sussidi pubblici per attività di R&S sulle tecnologie fotovoltaiche;
- sussidi pubblici per l’istallazione di sistemi fotovoltaici tanto per sistemi stand
alone che greed connected;
- le emissioni di nuove norme regolamentatrici per gli impianti fotovoltaici
connessi alla rete elettrica;
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
- sgravi fiscali per le istallazioni fotovoltaiche.
Esistono inoltre programmi di ricerca, sviluppo e dimostrazione tra i quali:
- per le celle i programmi: CIEMAT, IES, ISOFOTON.
- per gli inverter
- altri programmi complementari per la realizzazione di impianti dimostrativi in
varie parti della Spagna.
- In Spagna vi sono anche alcune Ditte costruttrici di parti o di impianti
fotovoltaici completi come la ISOFOTON, ATERSA, BP-SOLAREX
10.2.24. Svezia
In questa rassegna, che mira ad avere contezza della penetrazione della tecnologia
fotovoltaica a livello internazionale, è stata analizzata anche la situazione attuale per la
Svezia.
Gli studi che sono stati oggetto di analisi hanno mostrato come le prospettive di
sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili siano elevate e come, però, siano, senza
dubbio, dipendenti dalla politica degli incentivi. Le tecnologie che sono sicuramente da
pubblicizzare maggiormente sono quella fotovoltaica e quella eolica al fine di poter
perseguire lo shift di fonte auspicato in campo nazionale sì come su scala mondiale.
L’analisi degli studi condotti nel paese mostrano come sia possibile la riduzione dei costi
delle tecnologie rinnovabili in maniera più incisiva di come non sia possibile fare per le
tecnologie convenzionali di produzione elettrica. Il metodo utilizzato si basa sul
concetto delle curve di esperienza, queste curve dimostrano come il costo unitario di un
kWh prodotto con tecnologia fotovoltaica si riduca con la produzione cumulativa.
Nello studio le curve di esperienza sono usate per analizzare: la possibilità di limitare e
ridurre i costi e la possibile diffusione della tecnologia fotovoltaica.
La riduzione del costo della tecnologia fotovoltaica, dato dall’estrapolazione delle curve
di esperienza, si traduce nella riduzione dei costi nella generazione elettrica. Dal
confronto della riduzione dei costi della tecnologia fotovoltaica con il costo dell’energia
elettrica prodotta in modo convenzionale negli impianti alimentati con combustibili
fossili, si stimano le prospettive di diffusione e penetrazione della tecnologia
fotovoltaica.
Le curve di esperienza indicano quanto si riduce il costo unitario con la produzione
cumulativa.
Una caratteristica specifica delle curve di esperienza è che il costo decresce secondo una
percentuale costante per ogni raddoppio del totale di unità prodotte. Generalmente
l’equazione della curva di esperienza è una equazione del tipo.
C cum=C 0 ×CUM b
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 231

quadro attuale e potenziale di sviluppo
dove C cum indica il costo per unità ed è il dato di output, C 0 indica il costo della prima
unità prodotta, CUM è la produzione cumulativa per unità di tempo mentre b è l’indice
di esperienza che è usato per calcolare la riduzione relativa di costo (1÷2 b ) per ogni
raddoppio della produzione cumulativa.
Il valore 2 b viene chiamato “Progress Ratio” (PR) ed è usato per esprimere la
progressiva riduzione del costo per ogni differente tecnologia. Per esempio un PR
dell’80%, indica che il costo di produzione si è ridotto del 20% ogni qual volta la
produzione cumulata si raddoppia.
Le prospettive di diffusione e di penetrazione della tecnologia fotovoltaica
dipenderanno dalle differenze tra i rapporti di riduzione dei costi delle fonti energetiche
rinnovabili e i costi di produzione elettrica da impianti convenzionali.
I costi di produzione elettrica da fonte rinnovabile potranno essere considerati
accettabili e competitivi soltanto quando saranno costosi quanto i sistemi convenzionali
o poco più di questi.
E’ risultato che la tecnologia fotovoltaica è competitiva in alcune nicchie di mercato
specialmente nell’elettrificazione dei siti isolati non connessi alla rete per i quali i costi di
elettrificazione e di allaccio alla rete di distribuzione locale sono esorbitanti.
Nello studio condotto in Svezia il confronto del costo dell’energia elettrica prodotta da
fonte fotovoltaica viene confrontato con il costo dell’energia elettrica variabile tra
0,17÷0,35$/kWh; il costo maggiore è riferito alla produzione di energia elettrica da
impianti di produzione alimentati a carbone, il costo minore è riferito alla produzione di
energia elettrica da impianti di produzione alimentati a gas naturale.
Il costo dell’elettricità elettrica generata con tecnologia fotovoltaica dipende dal costo
totale della potenza installata così come pure dal rendimento, dai costi di manutenzione
e gestione e dalla disponibilità di radiazione solare.
Il costo medio dell’energia elettrica con tecnologia fotovoltaica risulta dall’equazione:
CE=(ICCxCRF)/(CFx8760)+O&M ;
CE è il costo dell’energia elettrica prodotta in ($/kWh), ICCpv il costo dell’impianto
fotovoltaico installato($/kW), CRF è il rendimento di produzione, definito come il
rapporto tra la potenza media annua prodotta e la potenza di picco in uscita, 8760 sono
le ore in un anno, O&M sono i costi di manutenzione e gestione ($/kWh).
232
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Fig. 115 – Dipendenza del costo di produzione dell’energia elettrica dalla
potenza cumulata installata
La figura 115 riportata indica quanto sia stato veloce nonché significativo l’abbattimento
dei costi della tecnologia fotovoltaica. Inizialmente il costo della tecnologia era elevato,
molti investimenti in tecnologia sono necessari per portare il costo dell’elettricità a 5
corone/kWh. Se si assumesse il valore di CF pari a 0,25 il costo dell’energia elettrica da
fonte fotovoltaica raggiungerebbe 5 corone/kWh con una capacità installata di 190 GW
con un PR pari a 80%.
Se si assumesse un CF di 0,2 il costo dell’energia elettrica da fonte fotovoltaica
raggiungerebbe 5 corone/kWh con una capacità installata di 380 GW con un PR pari a
80%.
Se PR è pari a 70%, tenendo conto della penetrazione della tecnologia fotovoltaica nel
mercato e dell’introduzione di tecnologie più prestazionali il costo dell’energia elettrica
da fonte fotovoltaica raggiungerà 5 corone/kWh con una capacità installata pari a 21 e
33 GW con fattori CF pari a 0,2 e 0,25 rispettivamente.
Inoltre un PR pari a 70% renderebbe il costo dell’energia elettrica prodotta da fonte
fotovoltaica pari a 2,4 corone/kWh, traguardo possibile con una capacità installata di 90
e 140 GW con fattori CF pari a 0,2 e 0,25 rispettivamente.
In conclusione l’analisi delle curve di esperienza mostra la necessità di considerevoli
investimenti in tecnologia per abbattere i costi della produzione elettrica con la
tecnologia fotovoltaica.
Il mercato dei certificati è entrato in vigore dall’1 aprile 2002 e avrà corso fino al 2027.
10.2.25. Ucraina
Così come in genere si riscontra nei Paesi dell’est Europa, anche in Ucraina si riscontra
ancora un ridotto utilizzo della sorgente solare come fonte energetica. Nel settore del
solare termico sono operanti sul mercato ucraino sei aziende che producono collettori
solari per il riscaldamento e la produzione di acqua calda sanitaria, la potenza installata
risulta compresa tra 5-8 MW termici.
Per quanto riguarda la sorgente solare come fonte di energia elettrica fotovoltaica è
disponibile un atlante che raccoglie i dati di irraggiamento solare dell’Ucraina che fa
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 233

quadro attuale e potenziale di sviluppo
parte di un più vasto atlante solare che raccoglie i dati solari della ex URSS. Ad esso siè
accennato in un recente capitolo
L’irraggiamento solare in Ucraina è compreso tra 1,5 e 2,7 kWh/m 2 /giorno, le zone per
un’applicazione della tecnologia fotovoltaica con maggiore rendimento sono l’area della
Crimea, specialmente la costa a Sud, le regioni a Sud Est della Ucraina e le coste che si
affacciano sul Mare Nero e sul Mare di Asov.
Per l’Ucraina è da ricordare come sia possibile l’applicazione della tecnologia
fotovoltaica e delle altre forme di produzione elettrica da fonte rinnovabile, ma è da
segnalare come siano assenti dei programmi Nazionali di incentivazione e di sviluppo
della tecnologia; altre barriere allo sviluppo della tecnologia fotovoltaica sono l’assenza
di fondi di investimento e il basso costo dell’energia elettrica (nucleare) nel Paese.
10.2.26. Yugoslavia
La situazione del Paese, dopo la guerra civile, è instabile anche dal punto di vista
energetico, infatti per il sistema elettrico esistono le dorsali e le infrastrutture per la
generazione elettrica composte perlopiù da stazioni di generazione termoelettrica ed
idroelettrica. Molte delle infrastrutture per la trasmissione sono state distrutte o
danneggiate severamente durante i conflitti etnici.
La situazione che riguarda la Iugoslavia è simile a quella che riguarda le vicine, Slovenia,
Croazia.
Per quanto riguarda la tecnologia fotovoltaica è da ricordare che le aree più
avvantaggiate registrano un elevato numero di ore di irraggiamento solare ed un elevato
rapporto annuale tra irraggiamento solare captato e la irradiazione totale al suolo pari a
circa il 50 percento.
La principale forma di utilizzo dell’energia solare consiste nel suo utilizzo per il
riscaldamento di ambienti tramite collettori solari termici.
L’utilizzo della sorgente solare come fonte per la produzione di energia elettrica,
attraverso il processo di conversione fotovoltaico è adottata in alcune specifiche nicchie
di utilizzo e copre meno dell’1% del consumo totale di energia elettrica.
Per la Iugoslavia non si attendono miglioramenti sostanziali nel prossimo futuro, tranne
che nel caso di nuove costruzioni.
Per l’elevato costo di produzione dell’energia elettrica da fonte fotovoltaica, è probabile
che l'uso della tecnologia sarà limitato inizialmente per l’alimentazione di aree remote.
10.3. Altri Paesi del Mondo
Si riporta nel seguito l’analisi che si è potuta effettuare per altri Paesi del Mondo,
utilizzando dati disponibili nella letteratura.
234
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
10.3.1. Africa
Dal 2000 in Zambia, Ghana, Senegal, Mali e Tanzania delle organizzazioni che
partecipano al Programma AREED (African Rural Energy Enterprise Development),
promuovono, installano, impianti e sistemi alimentati da fonti energetiche rinnovabili
nel settore solare, eolico, e delle biomasse e ne curano la manutenzione.
Nel settore solare le iniziative promosse hanno avuto finanziamenti iniziali compresi tra
17.000÷175.000$ per la costruzione di impianti fotovoltaici destinati all’alimentazione di
sistemi di pompaggio, per l’irrigazione dei campi.
Parallelamente al Programma AREED è operativo il Programma BREED nel Nord del
Brasile ed il CREED in Cina dove il Programma ha avuto inizio nel 2003.
10.3.2. Australia
In Australia negli ultimi anni la produzione dell’industria fotovoltaica è cresciuta con
incrementi del 30÷40% all’anno. Nel paese, pertanto, si sono costituite nuove
opportunità di collaborazione nell’ambito della ricerca con il settore industriale e
formativo.
Il Governo australiano, di concerto con l’ARC (Australian Research Council) ha istituito
un corso di studio di Ingegneria ad indirizzo fotovoltaico presso l’UNSW (University of
New South Wales).
Nel paese sono stati attivati diversi programmi di ricerca e di collaborazione in ambito
industriale come quello con la Eurosolare in Italia al fine di poter diffondere la
tecnologia.
Un’altra collaborazione è in corso con la BP Solar per lo sviluppo di una nuove
tecnologie per la produzione della zona di contatto, la zona posteriore in ombra in un
pannello fotovoltaico, che riduca notevolmente la velocità di ricombinazione delle
cariche libere.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 235

quadro attuale e potenziale di sviluppo
236
Fig. 116 - Impatto occupazionale esercitato dallo sviluppo della tecnologia fotovoltaica
in Australia
Nel settore dei “film sottili” sono in atto collaborazioni tra la Pacific Power e la UNSW
per la commercializzazione della nuova tecnologia thin film sviluppata presso la UNSW.
Nella regione del New South Wales si sono promosse delle campagne di
sensibilizzazione all’uso della tecnologia fotovoltaica tramite l’incentivazione fiscale. Per
esempio la compagnia elettrica australiana eroga un premio ai suoi consumatori per un
valore compreso tra lo 0% e il 40% del loro consumo di energia a fronte della garanzia
totale (100%), parziale o nulla (0%) che quest’ultima sia prodotta da fonti energetiche
ecocompatibili. Lo scorso anno 1.500 clienti hanno sottoscritto questo tipo di contratto
di fornitura elettrica.
Durante una recente conferenza stampa il Ministro per l’Energia australiano ha
sottolineato il trend di crescita applicativo delle fonti energetiche rinnovabili e come sia
ad esso collegato lo sviluppo industriale del Paese nello specifico settore.
Studi di settore indicano attualmente un impatto economico pari a 4,9 miliardi di AUD$,
ma per la fine del 2006 si attende un impatto economico pari a 5,5 miliardi di AUD$. Su
scala mondiale lo studio ha riportato informazioni sull’impatto occupazionale della
tecnologia fotovoltaica come si osserva dal grafico riportato nella figura 116.
10.3.3. Cina
In Cina la risorsa solare è abbondante, degli studi svolti nel Paese riportano valori di
irraggiamento solare medio giornaliero di 4 kWh/m 2 /giorno nelle aree ad ovest del
Paese, a dispetto di livelli di irraggiamento così elevati la densità di popolazione è però
bassa, pertanto, le prospettive per il collegamento alla rete elettrica di distribuzione
nell’immediato futuro sono minime.
Nella aree rurali, i sistemi fotovoltaici di produzione elettrica di piccola taglia sono
necessari soprattutto per l’alimentazione elettrica di abitazioni, mentre delle più grandi
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
installazioni, tipicamente di circa 5 kWp, possono rappresentare una scelta adottabile per
l’alimentazione elettrica di piccole comunità in aree rurali e remote.
Ci sono attualmente installati in Cina circa 25 MWp di sistemi fotovoltaici suddivisi in
200.000 sistemi, di cui il 40÷50% è adibito ad assolvere alla domanda di utenze
domestiche,.
Il Paese ha cercato di seguire l’andamento mondiale del settore fotovoltaico cercando di
stare al passo con gli altri Paesi durante gli ultimi 30 anni, ma la capacità di produzione si
sta sviluppando piuttosto lentamente. Al momento la sua capacità di produzione totale è
mantenuta intorno a 6 MWp (nel 2001), che risulta essere meno dell’1% del totale
mondiale.
Gli esperti del settore prevedono che questa percentuale sarà raddoppiata o triplicato fra
i prossimi 3÷5 anni.
La tecnologia fotovoltaica trova maggiore applicazione principalmente in Cina nell'ovest
della Cina, dove si ha esportazione di moduli e di piccoli sistemi per le apparecchiature
elettroniche. A causa della limitazione di capacità, molte fabbriche devono importare
celle solari per la fabbricazione dei moduli.
Shenzhen è divenuta la principale sede di produzione fotovoltaica in Cina con prodotti
di buona qualità.
L’impianto fotovoltaico stand alone di più grandi dimensioni è stato costruito a Xinjiang
con una potenza di 100 KWp.
Sono stati installati impianti fotovoltaici anche nelle zone in via di sviluppo in Cina
come a Shenzhen dove è stato installato un impianto da 100 KWp.
E’ cominciata la realizzazione di un edificio solare, da 40 milioni di euro, presso il
villaggio olimpico di Pechino.
A Shanghai, è in corso un analogo progetto per il distretto di Nanhui.
In Cina vivono più di 1,3 miliardi persone, il 70% di esse vivono in aree rurali.
Soprattutto queste popolazioni fanno ricorso al carbone ed alla paglia per il
riscaldamento e per la cottura dei cibi producendo un elevato inquinamento ambientale.
Fermare l'inquinamento sia nelle zone rurali che nelle metropoli è un’azione che la Cina
sta perfezionando, anche con aiuti internazionali, per esempio con l’aiuto del GEF,
KfW della Germania, e con la partecipazione di governi stranieri, organizzazioni
internazionali ed istituzioni finanziarie.
Ci sono circa nove milioni di abitazioni non elettrificate in 11 regioni e altre regioni della
provincia del Nord-ovest del Paese.
Queste regioni sono molto lontane dalla rete di distribuzione elettrica centrale, ed inoltre
il consumo elettrico di quelle popolazioni è molto basso, di circa 120
Wh/anno/persona. L’approvvigionamento efficace di energia elettrica non può avvenire
tramite una rete elettrica se non fra circa 20 anni.
La fonte solare può pertanto rappresentare una valida soluzione.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 237

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La Cina ha perfezionato molti progetti solari, come “Sunshine Plan“, “the Wind Plan”,
ed il “Brightness Project”.
Combattere l’inquinamento ambientale è un imperativo per la Cina.
A Shanghai si stanno costruendo 20 abitazioni dove il riscaldamento solare e la
produzione di energia elettrica fotovoltaica saranno applicati in modo intensivo.
La facciata, i tetti del villaggio olimpico dei Giochi Olimpici di Pechino saranno coperti
anche con pannelli solari. Una stringa fotovoltaica da 500 KWp è stata già installata sul
tetto dello Stadio Nazionale costruito di recente a Pechino.
10.3.4. Filippine
Nelle Filippine un esempio di progetto innovativo per l’utilizzo della tecnologia
fotovoltaica per la produzione di energetica elettrica da fonte energetica rinnovabile è
stato avviato dalla CEPALCO, la terza maggiore società di distribuzione elettrica
operante nel settore.
Il GEF ha partecipato al Progetto con un finanziamento di 4 milioni di dollari per la
realizzazione del progetto che vede l’installazione di 1 MW di potenza collocato in una
stazione di pompaggio a Bubanawan dove la CEPALCO gestisce un impianto di
produzione idroelettrica.
L’impianto fotovoltaico consente una maggiore flessibilità di esercizio dell’impianto
idroelettrico, consente di potere far fronte alle punte di carico durante alcune ore della
giornata con la possibilità di renderne autonomo il funzionamento nelle altre ore della
giorno, mentre l’impianto fotovoltaico immette direttamente in rete l’energia elettrica
prodotta.
10.3.5. Giappone
I sistemi di produzione fotovoltaici in Giappone nell’ultimo decennio, hanno avuto un
forte incremento.
L’industria fotovoltaica, nel paese, dipende fortemente dallo sviluppo dei Programmi di
Ricerca avanzati dal Ministero del Commercio Internazionale e dell’Industria. Il Paese
infatti punta molto, come è ben noto, sulla esportazione delle tecnologie all’estero.
Quanto agli usi all’interno del Paese, è atteso che dalla sinergia tra la riduzione dei costi e
l’introduzione degli incentivi economici nel paese saranno installati 5 GW nel 2010.
I sistemi fotovoltaici in Giappone sono stati oggetto di studio e di ricerca fino al 2000,
ma ormai è terminata la fase di sperimentazione e di dimostrazione, il Paese è oggi nel
pieno della fase di utilizzo e di disseminazione della tecnologia fotovoltaica nel Mondo.
Tale fase è stata guidata, anche in Giappone, dall’adozione di forti misure politiche
mirate alla promozione di risorse energetiche rinnovabili e all’attuazione di azioni mirate
alla riduzione dell’emissione di agenti inquinanti in atmosfera, su scala mondiale.
238
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Il target per la capacità installata in previsione per il 2010, secondo dati forniti dal MITI
(Ministry of International Trade and Industry) è stato fissato in 5 GW.
L’obiettivo è stato definito già dalla fine degli anni’90 ed ha visto l’industria fotovoltaica,
il Governo locale, le società elettriche unite nell’unico intento della penetrazione della
tecnologia fotovoltaica.
In merito alla produzione industriale, il Giappone si presenta come capofila tra le
nazioni coinvolte nel processo di disseminazione della tecnologia fotovoltaica nel
Mondo.
La ricognizione della situazione nipponica, per la stesura della Tesi di Dottorato, ha
mostrato come già, sia per i sistemi fotovoltaici, che per il mercato ad essi associato, sia
in atto un processo di espansione industriale assai significativo.
Tante sono le realtà industriali che danno lustro al Giappone in merito, si riporta di
seguito una sintesi di alcune situazioni specifiche degne di nota:
- Kyocera sta portando la sua produzione al traguardo stimato di 72 MW/anno di
silicio policristallino.
- Sharp conferma i 54 MW/anno di produzione di silicio cristallino, policristallino e
amorfo.
- Mitsubishi Electric ha espanso la propria produzione annua di silicio policristallino
a 20 MW.
- Kaneca ha programmato di aumentare la produzione annua a 40 MW/anno.
- Sanyo Electric a 120 MW/anno entro la fine del 2006.
Lo sviluppo industriale ha permesso l’introduzione sul mercato di diversi prodotti: thin
film, moduli integrati alle coperture, collettori solari a botte per le coperture di
stabilimenti industriali, moduli fotovoltaici colorati e semitrasparenti per una maggiore
integrazione con le strutture esistenti e ai fini di ridurre l’impatto ambientale delle
strutture.
Tutto ciò serve ad aumentare, senza ombra di dubbio, la competizione in ambito
industriale a vantaggio della riduzione dei costi di acquisto per il cliente finale.
10.3.6. India
Il trend di crescita economico in India è in rapida ascesa e con esso lo è anche la
richiesta di energia elettrica.
Il settore energetico contribuisce da solo al 40% delle emissioni di carbonio, in questi
termini non può essere che un obbligo per il Paese sviluppare e promuovere fonti
energetiche alternative che possano portarlo ad uno sviluppo energetico-ambientale
sostenibile.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 239

quadro attuale e potenziale di sviluppo
La presa di coscienza dell’importanza del contributo della generazione elettrica da fonte
rinnovabile è ormai largamente diffusa nel Paese e, sebbene al momento i contributi
finanziari e le agevolazioni siano assai ridotte, la possibilità e la potenzialità di
penetrazione del settore fotovoltaico nella generazione elettrica è ormai elevata.
La revisione bibliografica ha consentito lo studio di alcuni modelli di penetrazione della
tecnologia fotovoltaica utilizzando metodologie del tipo bottom-up che con l’utilizzo di
coefficienti di elasticità consentono, nota la condizione attuale e remota, di costruire
scenari che si estendono, nel caso in questione, fino al 2035.
La valutazione dell’abbattimento delle emissioni di carbonio è stato utilizzato in alcuni
studi previsionali di carattere energetico ambientale come variabile di confronto tra le
fonti energetiche rinnovabili e per la valutazione della potenzialità di penetrazione delle
stesse ai fini della produzione elettrica secondo uno scenario di riferimento.
Gli scenari includono il trend della domanda energetica nel paese, costi di investimento,
vita utile della tecnologia e il suo rendimento, limiti di penetrazione della tecnologia,
impatto ambientale, disponibilità di investimento, tasso di sconto, apporto energetico e
prezzo dell’energia.
L’analisi dei risultati ha portato alle previsioni riportate nella figura 117.
240
Fig.117 – Previsioni della Potenza elettrica cumulata producibile nell’India sino al 2035
Viene di seguito riportata per la situazione indiana la possibilità di penetrazione della
tecnologia fotovoltaica in riferimento a vari regimi di abbattimento delle emissioni di
CO 2 equivalente previsti in scenari di studi del settore.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Fig. 118 – Previsioni della Potenza elettrica cumulata producibile nell’India sino al 2035
Altri studi prospettano che in India i sistemi di produzione di energia elettrica con
impianti a celle fotovoltaiche potranno essere utilizzati per l’illuminazione, per il
pompaggio, per il condizionamento degli spazi residenziali ed il riscaldamento nelle
percentuali rispettivamente del 6%, 16%, 2%,e 12% del totale della domanda del Paese,
secondo il presente studio il potenziale energetico da fonte rinnovabile è quello riportato
nella seguente tabella
Fonte Rinnovabile Potenziale
Energia Solare 5x10 15kWh/anno
Energia eolica 20000 MW
Elettricità da biomasse 17000 MW
Legna 218.5 ton/anno
Biogas 89 x10 6 m³
Etanolo(canna da zuchhero molassa 3000 10 6l/anno
Etanolo (riso paglia) 22.5 ton
Le conclusioni dello studio svolto in India hanno portato alla conclusione che la
richiesta di energia elettrica, con orizzonte posto al 2021, sarà soddisfatta per circa il 25
% del fabbisogno totale di energia del Paese con fonti energetiche rinnovabili per un
valore complessivo di 8,13 x 10 15 kJ .
10.3.7. Iran
Negli ultimi due anni la situazione energetica nazionale è stata al centro di intense
discussioni sopratutto la tematica degli stabilimenti di produzione elettrica da fonte
nucleare.
Gli ispettori dell’Atomic Energy Agency (IAEA) hanno visitato l’Iran e ne hanno
controllato gli stabilimenti nucleari.
L’obiettivo per il Paese è la produzione del 10% del proprio fabbisogno energetico da
impianti di produzione nucleare, il 20% da fonte idroelettrica, il 65% dal gas naturale ed
il rimanente 5% da fonti rinnovabili.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 241

quadro attuale e potenziale di sviluppo
L’Iran ha un elevato potenziale in termini di energia rinnovabile, la fonte idroelettrica è
stimata essere la fonte di approvvigionamento energetico per circa il 20% del
fabbisogno totale per l’anno 2021. La zona desertica che si trova al centro del Paese
possiede un elevato potenziale applicativo per la tecnologia fotovoltaica, anche se ad
oggi la tecnologia non è ancora abbastanza sviluppata si auspica in un incremento di
investimenti nell’immediato futuro.
10.3.8. Israele
L’attività di ricerca e sviluppo della tecnologia fotovoltaica è concentrata maggiormente
nelle ricerche accademiche e la diffusione della tecnologia è modesta.
Recentemente sono stati installati 533 kWp e nel 2003 sono stati installati 30 kWp. Le
applicazioni riguardano maggiormente le utenze sparse di difficile, se non impossibile,
connessione alla rete elettrica. La IEC (Israel Electric Corporation) richiede che parte
dell’energia elettrica venga prodotta direttamente dai clienti così come richiesto dal
Ministero delle Infrastrutture Nazionali.
Attualmente non vi sono Programmi di incentivazione economico per la diffusione della
tecnologia fotovoltaica.
Una soluzione, al fine di promuovere la diffusione della tecnologia fotovoltaica, venne
adottata nel Novembre 2002 dal Governo nazionale che indicò l’obiettivo del
raggiungimento della quota pari al 2% del totale del fabbisogno energetico nazionale
prodotto da fonte energetica rinnovabile per l’anno 2007 e del 5% entro il 2016.
Le azioni del Governo mirano a rendere viva la speranza della penetrazione sul mercato
della tecnologia fotovoltaica con il finanziamento di progetti di ricerca. Il contributo del
Ministero delle Infrastrutture Nazionali nell’anno 2004 è stato di 160.000 Dollari USA,
mentre un’altra azione di Governo agisce finanziando 305 di progetti fotovoltaici
dimostrativi a scopo divulgativo.
10.3.9. Malesia
L’organizzazione GEF, in Malesia, finanzia progetti per l’applicazione di sistemi di
produzione elettrica da fonti energetiche rinnovabili. L’organizzazione promuove le
applicazioni (BIPV) “Building Integrated PV” con sistemi di collettori solari integrati
nelle strutture residenziali esistenti, che possono così provvedere autonomamente alla
produzione elettrica per assolvere al proprio fabbisogno.
Il progetto si pone come fine ultimo, lo sviluppo della tecnologia fotovoltaica, la
formazione di una sensibilità sociale alle vicende ambientali del Paese, ma incoraggia
anche l’evoluzione dell’industria di settore locale.
10.3.10 Marocco
In Marocco i programmi per la diffusione dei sistemi solari domestici (SHS-solar home
system) hanno avuto inizio già da alcuni anni e sono finanziati tramite investimenti
242
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

quadro attuale e potenziale di sviluppo
pubblici con l’ausilio di sussidi da parte di alcuni imprenditori sopratutto nella fase
iniziale dei programmi.
L’applicazione dei sistemi di produzione di energia elettrica con tecnologia fotovoltaica,
soprattutto in aree rurali di difficile raggiungimento dalle linee di trasmissione elettrica
sono state fornite di sistemi fotovoltaici, sugli utenti di tali impianti fotovoltaici
domestici grava solamente un’imposta fissa mensile di servizio.
Altri simili programmi pubblici di sviluppo della tecnologia fotovoltaica hanno preso il
via con vari livelli di sussidio sia pubblico che privato.
Un altro aspetto di rilievo nell’applicazione dei sistemi fotovoltaici in Marocco sono le
stazioni di carica solare degli accumulatori (Solar battery charging stations BCS). Questa
applicazione è ormai utilizzata dagli anni ’90 e ne traggono beneficio i proprietari di
immobili rurali che non hanno la possibilità economica di avere accesso al sistema del
sussidio.
I clienti devono solamente pagare l’imposta per il servizio di carica alla struttura
governativa che gestisce la BCS.
L’attività locale delle BCS ha creato posti di lavoro e possibilità di sviluppo economico
per alcune realtà imprenditoriali locali.
I grandi impianti fotovoltaici non sono ancora in grado di competere con i sistemi di
generazione elettrica alimentati da gruppi elettrogeni alimentati a gasolio, ma i sistemi
ibridi PV/Diesel sono oggetto di studi di riguardo il loro possibile sviluppo.
Nelle località remote del Paese dove i problemi legati alla trasportabilità del combustibile
e al suo stoccaggio sono elevati la soluzione fotovoltaica è legata alla riduzione dei costi
di gestione dei gruppi elettrogeni alimentati a gasolio, pertanto fanno della soluzione
ibrida PV/Diesel rende la soluzione fotovoltaica economicamente vantaggiosa.
Sul panorama energetico del Marocco sembra farsi strada anche la possibilità del
retrofitting dei gruppi elettrogeni alimentati a gasolio con sistemi fotovoltaici e/o eolici.
In Marocco è in corso una collaborazione tra Noor Web, compagnia solare locale, e
l’ENEL per lo studio di fattibilità del retrofitting di un generatore alimentato a gasolio
che alimenta una piccola rete di distribuzione elettrica con un impianto fotovoltaico.
10.3.11. Taiwan
L’isola di Taiwan è una nazione subtropicale energeticamente assai dipendente
dall’importazione di energia da Paesi esteri, il 97% dell’energia viene fornita infatti
tramite l’importazione di prodotti energetici fossili.
In Taiwan le problematiche di inquinamento ambientale e dell’abbattimento dei gas
serra sono seguite con molta attenzione dal sistema socio politico, a tal fine le risorse
energetiche rinnovabili come biogas, energia da fonte eolica e da fonte solare sono viste
con grande interesse e sono al centro dell’attività di governo da parte del Ministero
dell’Economia.
Il Governo di Taiwan ha pertanto annunciato l’intenzione di un obbiettivo molto
ambizioso ovvero il raggiungimento entro il 2020 di produrre circa 6.500 MW da fonti
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 243

quadro attuale e potenziale di sviluppo
energetiche rinnovabili; che equivale ad incrementare del 10% gli impianti di produzione
di potenza alimentati con fonti energetiche rinnovabili.
Fino dalla crisi energetica degli anni ’70 avvenuta sia nei paesi sviluppati come: USA,
Germania, Danimarca, Paesi Bassi, e Giappone che nei paesi in via di sviluppo come
Brasile, Cina, India si è posta attenzione alle politiche energetiche in ambito di energia
pulita e energie rinnovabili.
Taiwan con una popolazione via via crescente, con densità patri a 640 persone/km² non
è svincolata da problematiche energetiche. Pertanto il Governo e il Ministero
dell’Economia hanno varato dei provvedimenti finalizzati a rafforzare la politica
energetica nazionale.
La domanda energetica nazionale ed il consumo di combustibile crescono più della
crescita economica del paese facendo sentire sempre più il carico economico e la
dipendenza energetica.
Nel 2003, il fabbisogno energetico, suddiviso in produzione interna e
approvvigionamento estero, è stato pari a 121,2 milioni di KLOE (Kiloliters of Oil
Equivalent) così suddivisi: 60,2x10 6 da petrolio, 38,7x10 6 da carbone, 9,5x10 6 da fonte
nucleare e 8,7x10 6 da gas naturale i restanti 4,1x10 6 costituiti da fonti rinnovabili.
Dati che sono in contrasto con quelli del 1982 quando il fabbisogno energetico totale
del paese ammontava a 31,8x10 6 di KLOE, 64,1x10 6 nel 1992, e di 113,2x10 6 nel 2002.
Ovviamente il fabbisogno energetico cresciuto con un tasso di crescita del 6÷7%, si noti
anche come il rapporto tra le fonti energetiche interne del paese e quelle importate
dall’estero sia diminuito dal 13,8% a circa il 3% nel 2003, con un trend che tende a
confermare quanto è avvenuto anche per i prossimi anni.
L’obbiettivo che si è posto il Paese è quello di raggiungere il 3% di produzione
energetica per usi finali da fonti rinnovabili per il 2020.
Secondo quanto riportato nel report redatto dalla Commisione energetica del MOEA
(Ministry Of Economic Affairs) il target di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili è
quello riportato in tabella:
Per il settore fotovoltaico i margini di crescita sono assai elevati, le misure adottate dal
governo per un’efficace penetrazione e sviluppo della tecnologia fotovoltaica
prevedono dei piani di approccio a breve, medio e lungo termine.
Item 2001 2010 2020
Produttività % Obiettivo % Obiettivo %
IDRO ELETTRICO 1819 MW 81,7 2050 MW 62,1 2500 MW 38,5
EOLICO 5 MW 0,2 500 MW 15,2 1500 MW 23,1
GEOTERMICO - 0 - 0 150 MW 2,3
FOTOVOLTAICO 0,3 MW 0 55 MW 1,7 1000 MW 15,3
SOLARE TERMICO 103X104M2 - 350X104M2 - 600X104M2 -
BIOMASSA 403 MW 18,1 695 MW 21,0 1350 MW 20,7
TOTALE 2227 MW 100 3300 MW 100 6500 MW 100
Nel breve termine, dal 2000 al 2005, ha avuto luogo un’intensa attività di ricerca e
sviluppo della tecnologia fotovoltaica.
244
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quadro attuale e potenziale di sviluppo
Per il medio termine, dal 2005 al 2009, è stata pianificata, ed è già in corso di attuazione,
nel settore della produzione elettrica un’equa ripartizione, tra le attività settoriali, di
assistenza tecnica, attività dimostrative e di divulgazione e promozione della tecnologia
fotovoltaica mirate alla penetrazione della tecnologia.
In conclusione, secondo quanto riportato dal documento programmatico nazionale per
l’energia, in Taiwan, per il 2020 è attesa l’installazione di impianti di potenza da fonte
rinnovabile di 6,5x10 6 kW (6,5GW) con la conseguente di riduzione dei consumi da
fonte primaria per 7,5x10 6 di KLOE ed una riduzione delle emissioni equivalenti di CO 2
di 2,2x10 7 metric tons.
10.3.12. Uzbekistan
La situazione economica dei Paesi dell’Est dell’Europa è soprattutto per i Paesi dell’ex
Repubblica Sovietica è critica. Certamente la tecnologia fotovoltaica, nel panorama delle
possibili fonti di produzione elettrica è da ritenersi solamente di nicchia a causa degli
elevati costi di produzione di tali sistemi.
Tra i Paesi dell’Est dell’Europa è da ricordare la situazione dell’Uzbekistan, tra i progetti
per lo sviluppo e l’applicazione di fonti energetiche rinnovabili ha riscosso particolare
successo lo sviluppo di sistemi fotovoltaici di pochi kW di potenza per l’alimentazione
elettrica di fattorie. E’ stata valutata anche la possibilità di sviluppare delle piccole linee
di produzione.
Sono stati condotti studi di mercato e sono possibili delle applicazioni industriali di
settore. Possibili strutture su cui installare i sistemi fotovoltaici potrebbero essere le
fattorie e gli allevamenti. Nel territorio sono presenti più di 4.500 fattorie ed ogni
struttura è popolata mediamente da 4 persone. Al fine di rendere operativo tale tipo di
intervento sono state eseguite indagini economiche, ed è stato stimato in 2.000 $ il costo
di un sistema fotovoltaico tipico da 1 kW.
Sono stati valutati gli investimenti di capitale in 50.000 $ di cui 35.000 $ finanziati e i
restanti 15.000 $ a fondo perduto.
10.3.13. Yemen
La Repubblica dello Yemen è una nazione in via di sviluppo che dipende
energeticamente dall’estero.
La disponibilità di risorse energetiche rinnovabili del paese sono abbondanti nel settore
dell’energia: solare, eolica, e di biogas. Le fonti energetiche rinnovabili che più si
attestano tra quelle sfruttabili sono l’energia solare e quella eolica, infatti il paese ha uno
sviluppo costiero che si estende per 2.600 km e molti sono i siti che ricevono vento con
velocità compresa tra 4 ÷ 15 m/s. La superficie riceve una quantità di energia variabile
tra 16 e 28 MJ/m² /giorno.
Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca 245

quadro attuale e potenziale di sviluppo
Le applicazioni fotovoltaiche maggiormente diffuse sono quelle per l’addolcimento delle
acque in alcuni piccoli impianti dislocati lungo le coste. Altre situazioni di rilievo sono
quelle relative all’utilizzo della tecnologia nel campo delle telecomunicazioni, della
ricezione, e della trasmissione radio.
Nel paese esistono circa 200 stazioni fotovoltaiche che permettono l’alimentazione
elettrica di stazioni a micronde per la trasmissione dei dati e per le trasmissioni radio per
un totale di 40 kW installati.
Negli anni ’90 è partito nel paese un programma si sensibilizzazione alla tecnologia
fotovoltaica da parte dell’UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance
Program (ESMAP).
Il programma prevedeva la diffusione di impianti fotovoltaici in un centinaio di villaggi
rurali non elettrificati, cominciando dall’attività di progetto per finire con l’assemblaggio
degli impianti fotovoltaici. Sfortunatamente per problemi economico finanziari il
programma non ha avuto seguito e soltanto 14 impianti pilota vennero completati.
Attualmente risulta che altri impianti siano in funzione a dispetto dell’evoluzione del
programma di sviluppo, i collettori solari fotovoltaici sono oggi reperibili sul mercato
nazionale ed il costo si aggira intorno a 6$/Watt che è un prezzo ancora troppo elevato.
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Walter Morgano Tesi di Dottorato di Ricerca

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