fotovoltaico - I blog di Unica

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ELEMENTI DI PROGETTAZIONE

FOTOVOLTAICO

INDICE GENERALE

Mercato del fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Tecnologia delle celle fotovoltaiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Componenti d'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Confi gurazione dell'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Soluzioni d'impianto PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 Il Conto Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 3

IL MERCATO DEL FOTOVOLTAICO

POTENZA ANNUALE INSTALLATA NEL MONDO

/¶DXPHQWRGHOFRVWRGHOO¶HQHUJLDGLRULJLQHIRVVLOHHODQHFHVVLWjGLULGXUUHOHHPLVVLRQL LQTXLQDQWLKDQQRSRUWDWRDGXQDFUHVFLWDHVSRQHQ]LDOHGHOPHUFDWRGHOIRWRYROWDLFR $WWXDOPHQWH O¶LQFUHPHQWR DQQXDOH q GHO H OR VFHQDULR SUHYHGH XQD FUHVFLWD VRVWHQXWDFKHSRUWDLOPHUFDWRPRQGLDOHDSLGL*:PLOLDUGLGL(XURDO 8QDPDJJLRUHDIILGDELOLWjHGHIILFLHQ]DGHLPRGXOLHODFUHVFHQWHVHQVLELOLWjGHOSULYDWR DOLPHQWDQRXQWUHQGGLPHUFDWRLQFRQWLQXDHVSDQVLRQH 7

POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006

MW 1400 1200 6.225 Mln€ 5.765 Mln€ 1000 800 600 400 200 0 EU DE 302,5 Mln€ 58 Mln€ 32 Mln€ 25 Mln€ 13,7 Mln€ 10,5 Mln€ 6,2 Mln€ ES IT FR AT UK BE GR

POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006

/(XURSDKDXQDQGDPHQWRGLFUHVFLWDVRVWHQXWRFRQXQYROXPHFRPSOHVVLYRVWLPDWR DOGL*:JUD]LHDOO¶LQWURGX]LRQHLQYDULSDHVLGLVLVWHPLGLLQFHQWLYD]LRQHLQ FRQWRHQHUJLD ,OSDHVHSLHYROXWRqOD*HUPDQLDFKHGHWLHQHLOSULPDWRDOLYHOORHXURSHRHPRQGLDOH &Lz q GRYXWR DG XQ VLVWHPD VWDELOH GL LQFHQWLYD]LRQH LQ FRQWR HQHUJLD DWWLYR JLj GD DQQL /D 6SDJQD LQWURGXFHQGR XQ VLVWHPD GL LQFHQWLYD]LRQH FRQ WDULIID LQ IXQ]LRQH GHO SUH]]RPHGLRGLDFTXLVWRGHOO¶HQHUJLDHOHWWULFDKDUDJJLXQWRLOVHFRQGRSRVWRDOLYHOOR HXURSHRHWHU]RDOLYHOORJOREDOH 9

POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA

24 Mln€ 26 Mln€ 2003 2004 30 Mln€ 2005 anno 70 Mln€ 2006

240 Mln€ 2007 540 Mln€ 40 30 20 10 0 2008

(*) (*) stima Riello S.p.A.

100 90 80 70 60 MW 50

POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA

/¶,WDOLD KD UDJJLXQWR XQ SRVWR GL ULOLHYR QHO PHUFDWR (XURSHR JUD]LH DOO¶LQWURGX]LRQH QHOGHOVLVWHPDLQFHQWLYDQWH&RQWR(QHUJLDQHO /DFRVWDQWHFUHVFLWDGHOFRVWRGHOO¶HQHUJLDHOHWWULFDPHGLDPHQWHGHODOO¶DQQRH OHFRQGL]LRQLGLLQVROD]LRQHIDYRUHYROLKDQQRDFFUHVFLXWRXOWHULRUPHQWHO¶DWWHQ]LRQHVXL VLVWHPLIRWRYROWDLFL /D VHFRQGD HGL]LRQH GHO VLVWHPD LQFHQWLYDQWH KD VHPSOLILFDWR O¶LWHU EXURFUDWLFR H KD ULODQFLDWRXOWHULRUPHQWHO¶HVSDQVLRQHGHOIRWRYROWDLFR 11

I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE

400 350 300 250 200 150 100 50 0

370 363 363 Q-Cells Sharp

Suntech 207 200 Kyocera First Solar

Photon International

I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE

± ± ± ,O PDJJLRU SURGXWWRUH PRQGLDOH QHO q 4&HOOV /¶D]LHQGD WHGHVFD FRQ XQD SURGX]LRQH GL 0: KD DYXWR XQD FUHVFLWD GHO QHO VRUSDVVDQGR OD JLDSSRQHVH6KDUS,SXQWLGLIRU]DGL4&(//6VRQR (OHYDWDTXDOLWjSURGXWWLYD 5LFHUFDDYDQ]DWDSHULQFUHPHQWDUHO¶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¶DQQRSUHFHGHQWH 13

QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE

55%

Film sottile Silicio amorfo Silicio policristallino Silicio monocristallino

35%

QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE

6LOLFLRSROLFULVWDOOLQR TXRWDLQFRVWDQWHFUHVFLWDSHUODPDJJLRUHUHSHULELOLWj HORVYLOXSSRWHFQRORJLFRFKHQHVWDLQFUHPHQWDQGRVHQVLELOPHQWHO¶HIILFLHQ]DHOH SHUIRUPDQFH 6LOLFLRPRQRFULVWDOOLQR UDSSUHVHQWDXQDTXRWDLPSRUWDQWHPDLQFDORD FDXVDGHOODUHSHULELOLWjGHOODPDWHULDSULPD 6LOLFLRDPRUIR WHFQRORJLDDEDVVDHIILFLHQ]DPDGDOOHLQWHUHVVDQWLDSSOLFD]LRQL DUFKLWHWWRQLFKH )LOPVRWWLOH WHFQRORJLDRULHQWDWDDOO¶XWLOL]]RGLQXRYLPDWHULDOLLQPRGRGDHVVHUH VOHJDWLGDOODGLSHQGHQ]DGDOVLOLFLR 15

TECNOLOGIA DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

TIPOLOGIE DI CELLE

Celle in silicio silicio monocristallino efficienza: 13-17% silicio policristallino efficienza: 11-15% silicio amorfo efficienza: 6-8% Celle a film sottile CIS (copper indium diselinide) CIGS (copper indium gallium diselinide) efficienza: 7-9% CdTe (telloruro di cadmio) efficienza: 6-9%

TIPOLOGIE DI CELLE

Silicio

•

Celle in silicio cristallino

: – maggiore efficienza disponibile – stabilità delle prestazioni nel tempo – ampia disponibilità •

Celle in silicio amorfo

: – possibilità di creare film di spessore di 1-2 mm – basso impiego di materiale – utilizzabili supporti flessibili o vetrosi – problemi di stabilità nel tempo – basso costo di produzione – ridotta efficienza

Film sottile

•

Celle in CIS/CIGS

: – materiali poco costosi – processo facilmente automatizzabile – buona stabilità – maggiore tolleranza agli ombreggiamenti – minore influenza della temperatura •

Celle in CdTe

: – ridotta efficienza della cella nell’insieme del modulo – tecnologia non ancora standardizzata 19

ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO

cristallizzazione Silicio monocristallino Estrazione della quarzite Riduzione e purificazione solidificazione nessuna cristallizzazione 20 Silicio policristallino Silicio amorfo

ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO

• Estrazione della quarzite.

• Riduzione della quarzite a Si metallurgico in forno ad arco (1500°C) SiO 2 + 2C → Si + 2CO (1500°C) • Purificazione a Si elettronico Si + 3HCl → SiHCl 3 + H 2 SiHCl 3 + H 2 → Si + 3HCl • Produzione del lingotto di Si monocristallino (cristallizzazione Czochralsky) o Si policristallino (solidificazione direzionale).

• Produzione del wafer tramite taglio del lingotto.

CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

Si monocristallino

efficienza

13-17%

mq per kWp

7-9 mq Si policristallino 11-15% 8-9 mq Si amorfo 6-8% 16-20 mq 22

CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

• – – – – –

Celle in silicio monocristallino

: Maggiore efficienza Maggiore sensibilità alla temperatura Spessore: 0,2-0,3 mm Dimensioni: 100x100mm, 125x125mm, 156x156mm Colore: blu scuro, nero • – – – – – –

Celle in silicio policristallino

: Buona efficienza Minore sensibilità alla temperatura Ottimo compromesso tra efficienza e sensibilità alla temperatura Spessore: 0,23-0,35 mm Dimensioni: 125x125mm, 156x156mm, 210x210mm Colore: blu • – – – – – –

Celle in silicio amorfo

Ridotta efficienza Bassa sensibilità alla temperatura Possibilità di creare forme a scelta (elevata integrazione architettonica) Dimensioni: max modulo 2x3m Spessore substrato vetroso: 1-3mm Spessore silicio: 0,001mm 23

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

• Wafer grezz

• Lisciatura superficiale • Grigliatura superficiale

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

• Il wafer, caricato positivamente per mezzo di drogaggio con boro, presenta sull a sua superficie delle irregolarità che potrebbero originare fenomeni dei riflessione rilevanti.

• Il trattamento di lisciatura elimina le rugosità superficiali e rende la cella pronta ai successivi trattamenti superficiali.

• Per aumentare la superficie sensibile della cella vengono fatte delle grigliature regolari che migliorano il rendimento della cella.

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

fosforo fosforo fosforo fosforo + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

• Drogaggio

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

• Trattamento antiriflesso

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

• Per attivare l’effetto fotoelettrico la cella viene caricata negativamente sulla parte superficiale. Il drogaggio negativo viene eseguito con fosforo in forno a 900°C.

• La cella si trova ad avere due polarità differenti sulle due superfici e risulta ora fotosensibile.

• Per conferire alla superficie esposta (-) alla radiazione solare un maggiore assorbimento, viene fatto un trattamento antiriflesso che conferisce una colorazione blu.

• La cella ha uno spessore complessivo di 250 μ m, con lo strato n di circa 0,5 μ m.

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

Grigliatura secondaria

• Posizionamento bus line e griglia secondaria

Bus line

• Deposizione posteriore posizionamento bus line posteriori

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

• Per consentire il flusso di cariche vengono posizionati sulla superficie esposta i bus line e una griglia secondaria composti da una lega di argento per ridurre al minimo le resistenza elettriche. Il processo viene eseguito con fissaggio a 200°C.

• Griglia e bus line hanno spessore studiato in modo da ridurre la loro superficie occupata senza compromettere il rendimento della cella per eccessive resistenze elettriche.

• Posteriormente, non essendo la zona sensibile alla luce, viene eseguita una deposizione di pasta di alluminio su tutta la superficie e successivamente si pongono i bus line.

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

• Affondamento dei bus line

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

• Taglio laser dei bordi

Antiriflesso blu Bus

- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +

N Giunzione P-N P Bus Alluminio 30

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

• La superficie che ha subito il trattamento antiriflesso possiede uno stato non conduttivo e le cariche non riescono ad attraversarlo per arrivare al bus.

• Per ottenere un ottimale flusso sia nei bus superiori che inferiori questi vengono affondati (processo in forno a 900°C per 20 minuti) fino ad a vere un contatto con la parte interna della cella.

• Il taglio al laser lungo i bordi elimina eventuali cortocircuitazioni lungo il perimetro della cella.

L’EFFETTO FOTOVOLTAICO

• La radiazione solare che incide sulla parte n delle celle genera delle coppie elettrone-lacuna in entrambe le zone n e p.

• Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati dall’assorbimento della luce dalle rispettive lacune, spingendoli in direzioni opposte (gli elettroni verso la zona n e le lacune verso la zona p) per cui si genera una differenza di potenziale.

• Se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di elettroni che parte dallo strato n, a potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore.

• Fino a quando la cella resta esposta alla luce, l'elettricità fluisce con regolarità sotto forma di corrente continua.

• Valori tipici di una cella: U= 0,5V; I= 7A.

INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO

Voltaggio U (V)

INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO

• La potenza erogata da una cella fotovoltaica, e quindi anche dal modulo, è legata alla corrente generata. Questa dipende direttamente dall’irraggiamento incidente e ciò determina la potenza istantanea disponibile. E’ evidente che la maggiore produzione si avrà in giornate serene e durante le ore in cui i raggi solari risultano il più prossimi alla perpendicolare del pannello.

• Per ogni curva di funzionamento sono definiti i seguenti punti caratteristici: – Tensione a vuoto (Uoc): intercetta sull’asse U (V); valori tipici: 0,600 - 0,615V – Corrente di corto circuito (Isc): intercetta sull’asse I (A); valori tipici: 7,85 - 8,25A – Punto di massima potenza (MPP): punto prossimo al ginocchio della curva; valori tipici: 3,6 - 3,8 Wp.

EFFETTO DELLA TEMPERATURA

Voltaggio U (V)

EFFETTO DELLA TEMPERATURA

• Le celle fotovoltaiche subiscono una diminuzione di resa all’aumentare della loro temperatura. Le celle a film sottile sono quelle che meno risentono di questo effetto mentre le celle in silicio monocristallino sono le più sensibili.

• In linea generale la perdita di potenza per ogni grado centigrado in più è di circa il 0,5%. A titolo esemplificativo, una cella funzionante a 55°C (30°C in più rispetto ai 25°C di test) ha una perdita de l 15%.

• Per limitare l’innalzamento della temperatura di funzionamento, va sempre valutato il livello di aerazione in quanto i moduli solitamente hanno temperature di funzionamento oscillanti tra i 40°C e i 70°C.

• I valori caratteristici di una cella Q-CELLS in silicio policristallino è pari a -0,43%W/°C.

• I valori che mediamente si riscontrano in celle in Si monocristallino sono di -0,5%W/°C.

• In zone calde, come il sud Italia, una minore perdita per temperatura è fondamentale per l’efficienza del sistema.

ASSEMBLAGGIO DEL MODULO

Assemblaggio del modulo

Diodo di by-pass

+

Collegamento delle celle cornice alluminio sigillante vetro tedlar EVA celle Sigillamento del modulo 38

-

ASSEMBLAGGIO DEL MODULO

• Le celle, per poter essere meglio sfruttate e protette vengono collegate per creare il modulo con le seguenti fasi: – collegamento in serie delle celle fino ad ottenere la forma e/o la potenza voluta – collegamento in parallelo di 2 o 3 gruppi di celle con diodi di by-pass – pressatura sottovuoto delle celle tra due lamine di EVA – assemblaggio con vetro antiriflesso superiormente e tedlar (resistente ai raggi UV) posteriormente – inserimento lungo il bordo di una cornice in alluminio.

EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO

Voltaggio U (V)

EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO

• Nel collegamento in serie, una cella ombreggiata non eroga più corrente e diventa per le altre un assorbitore. Questo passaggio di corrente nella cella comporta un innalzamento localizzato della temperatura (hot spot) e porta al danneggiamento.

• Per impedire tale fenomeno, gruppi di celle vengono collegati in parallelo tramite dei diodi di by pass (2 o 3 a seconda del costruttore).

• In caso di ombreggiamento parziale del modulo, quella porzione viene “saltata” ed la curva caratteristica viene modificata. Senza diodi la corrente del modulo verrebbe determinata da quella della cella ombreggiata e quindi una porzione del modulo comunque rimane produttiva.

COMPONENTI DELL’IMPIANTO

I COMPONENTI DELL’IMPIANTO

IL MODULO FOTOVOLTAICO

Caratteristiche: - Dimensioni: 992x1507x33mm - 54 celle in silicio policristallino 156 x 156 mm - Profilo in alluminio con angolari arrotondati - Scatola posteriore con 3 diodi di by-pass e prese Tyco-Solarlok - Grado di protezione: classe II, IP 65 - Certificati secondo EN 61215: 1995 - Vetro: Solatex 3,2 mm - Materiale di accoppiamento: Etimex - Materiale retro pannello: Isovolta

DATI TECNICI THE/SOL PV

Pmpp Umpp Impp Uoc

THE/SOL PV 190 THE/SOL PV 195 THE/SOL PV 200

W 190 195 200 V 26,11 26,10 26,57 A 7,40 7,45 7,63 V 32,62 32,69 32,98 Coefficienti di temperatura: Pmpp: –0,46 %/K Uoc: -116,1 mV/K Isc: +4,4 mA/K Tolleranza di resa: +/- 4,5 % Tensione massima del sistema 1000 V DC Condizioni di prova: AM 1,5 I= 1000 W/m 2 T= 25°C 44 Isc A 7,85 7,89 8,04

IL MODULO FOTOVOLTAICO

• Le tabelle tecniche dei moduli sono sempre riferite a determinate condizioni di prova: – irraggiamento: 1000 W/q – massa d’aria: 1,5 – temperatura del modulo: 25°C.

• A queste condizioni si determinano i parametri elettrici del modulo al cosiddetto punto di massima potenza o di picco: – Pmpp (W): potenza di picco erogata – Umpp (V): tensione corrispondente alla Pmpp – Impp (A): corrente corrispondente alla Pmpp.

Altri parametri per definire le condizioni limite sono: – Uoc (V): tensione a circuito aperto – Isc (A): corrente di cortocircuito – Coefficienti di temperatura: definiscono la perdita di resa all’aumentare della temperatura. Vengono utilizzati dai simulatori dinamici (tipo PVSOL) per calcolare la produzione energetica in determinate condizioni climatiche.

• Tolleranza di resa: indica il range in cui ricade la potenza reale di picco del modulo; un valore ridotto, oltre ad essere indice di test accurati su celle e modulo, consente di ridurre le perdite da mismatch.

• Tensione massima di sistema: maggiore è il valore più alte sono le tensioni con cui si può far lavorare il sistema, riducendo così le perdite.

LE STRUTTURE DI FISSAGGIO

A incasso nel tetto Su tetto inclinato (retrofit) Su tetto piano A terra 46

LE STRUTTURE DI FISSAGGIO

•

Totalmente integrato

– migliore effetto architettonico – maggiore difficoltà di installazione – perdite di resa fino al 20% per l’innalzamento delle temperatura – utilizzabile solo con tetti ventilati – inclinazione minima da rispettare (usualmente 25°) .

•

Sovrapposto a tetto

– ridotto impatto estetico – facile installazione – utilizzabile sulla maggior parte di coperture – sufficiente aerazione – inclinazione minima di 15° per avere un effetto di autopulizia.

•

Su tetto piano o a terra

– elevata superficie richiesta per mantenere la distanza minima tra le file – maggiore esposizione al vento e al carico alla neve – maggiore impegno progettuale per l’adattamento alle diverse tipologie di coperture.

I QUADRI DI PARALLELO

Diodi di stringa Collegamento stringhe Sezionatore Barre di parallelo in rame 48

I QUADRI DI PARALLELO

• Svolge la funzione di mettere in parallelo le varie stringhe di moduli in modo da immettere nell’inverter la corrente generata con due sole connessioni.

• Protegge dalle sovratensioni i moduli e l’inverter.

• Contiene i fusibili di stringa per proteggere da sovraccarico i moduli fotovoltaici ad i cavi di stringa.

• Contiene l’interruttore principale in modo da sezionare il campo fotovoltaico.

• Opzionalmente possono contenere i collegamenti per sensori ausiliari per monitorare le singole le stringhe e per la gestione di un sistema antifurto.

L’INVERTER

• Converte la corrente continua fornita dal generatore fotovoltaico in alternata di qualità comparabile con quella della rete elettrica per l’immissione in rete.

• Da una opportuna forma d’onda all’output.

• Regola il valore effettivo del voltaggio di output.

• Massimizza l’energia prodotta dal generatore fotovoltaico (MPPT) al variare dell’uscita del generatore fotovoltaico.

• Efficienza: 85-95%.

• Indicazioni progettuali: – tenere un rapporto tra potenza inverter e generatore fotovoltaico tra 0,9-1,0 – l’intervallo di tensione della variazione del punto di massima potenza del campo fotovoltaico deve ricadere nel range di ricerca dell’MPP dell’inverter – la tensione massima del generatore non deve mai superare la massima ammissibile dell’inverter – installare l’inverter in ambienti con possibilità di ricambio d’aria.

I CAVI

• • • • • • – – – – – – • – – I cavi del circuito lato continua e i cavi del circuito del lato alternata devono percorrere tubi e/o canaline separate e distinte.

I cavi in corrente continua devono avere i seguenti requisiti : devono essere in grado di sostenere la corrente di corto circuito tra i poli e verso terra resistere ai raggi UV, e alle variazioni di temperatura (-40 °C -20 °C) devono essere dimensionati in modo tale che le perdite siano contenute al minimo (<2%) essere flessibili, sottili, leggeri e maneggevoli devono ammettere una tensione massima = 2kV resistere al fuoco, ed essere a bassa tossicità in caso di incendio.

I cavi utilizzati sono: cavo tipo FG70R 0,6/1kV a doppio isolamento: per la posa su tetto per la connessione dei moduli al quadro di parallelo e/o di campo. Non necessita di elementi di protezione cavo tipo N07V-K 450/750V cordina: necessita di posa in tubo o guaina. Non utilizzabile per la connessione dei moduli sul tetto.

All’esterno e all’esposizione ai raggi solari utilizzare tubazioni in metallo (tubazioni in materiale plastico dopo un periodo non lunghissimo di esposizione ai raggi solari potrebbero deteriorarsi) Per il cablaggio di moduli fino a 4A di corrente cc utilizzare cavi che abbiano una sezione di almeno 2,5 mm 2 ; per correnti superiori usare cavi con sezioni di 4 mm 2 .

La posa dei cavi non deve ostruire il deflusso dell'acqua piovana.

Per le connessioni tra quadro di parallelo e/o di campo all'inverter si usano cavi tipo NYM o NYY (necessaria la prova di corto circuito trai i poli e verso terra).

L’EFFICIENZA DEL SISTEMA

Rendimento cella: 15% 15%

– Temperatura: 9% – Mismatch stringhe: 8% – Circuito cc: 3% – Inverter: 15% – Servizi ausiliari: 3% – Ombreggiamento: 3% – Sporcamento: 2%

10,8% Resa impianto: 10,8%

L’EFFICIENZA DEL SISTEMA

• Temperatura: la temperatura aumenta le resistenze elettriche nel modulo e ne riduce la resa istantanea.

• Mismatch: i moduli non hanno tutti la stessa potenza ma oscillano attorno alla potenza di picco.

Minore è la tolleranza di resa e più i moduli saranno simili. Una tolleranza elevata fa si che vi siano moduli di potenza inferiore che vanno a “rallentare” anche gli altri appartenenti alla stringa.

• I cavi vanno dimensionati in base alla corrente che li percorre e alla distanza da percorrere. Le perdite massime ammesse nei cavi sono del 3%.

• L’inverter è il componente più sollecitato termicamente. La sua efficienza è legata ad una sua ottimale ventilazione.

POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI

Superficie necessaria

: • falda: 10 m 2 per kWp • superficie orizzontale: 20 m 2 per kWp

IRRAGGIAMENTO % RISPETTO ALL’OTTIMALE Condizioni ottimali

: • Orientamento: sud • Inclinazione: 30° 56

10 m 2 /kWp 20 m 2 /kWp INCLINAZIONE MODULI

POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI

• La superficie netta di moduli per 1 kWp è di circa 8 mq. Per l’installazione va sempre previsto ulteriore spazio di manovra.

• Le installazioni a terra o su tetto piano richiedono una superficie doppia (20 mq/kWp) rispetto all’installazione su falda.

• L’installazione su tetto ha dei costi aggiuntivi per la messa in sicurezza.

• Nell’installazione a suolo o su tetto piano posizionare i pannelli ad un’altezza da terra sufficiente per evitare l’accumulo di neve alla base dei pannelli o l’ombreggiamento causato dall’erba.

• Il posizionamento migliore, alle latitudini italiane, è con orientamento/inclinazione di sud/30°.

DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI

2,40 2,20 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00

H P A

=30°

P = H x p A = H x a

D = H x d

L = H x l

Parametri per la distanzatra file parallele con moduli con angolo di inclinazione 30°

p a d

l d p a Latitudine

58 l

42 41 40 38 39 37 47 46 45 44 43

DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI

Per il calcolo della distanza minima tra file parallele di pannelli inclinati si può utilizzare il grafico oppure le formule qui sotto. I dati fondamentali sono, in entrambe i casi: - Latitudine del luogo di installazione - H: altezza del modulo β : inclinazione del modulo (tilt), alle nostre latitudini l’angolo ottimale è 30°.

A = H x sen β = H x 0,5 P = H x cos β = H x 0,866 D = A x tan(23,5 -latitudine) Le formule possono essere utilizzate anche per calcolare la distanza da mantenere per evitare l’ombreggiamento di un ostacolo posto a sud del campo fotovoltaico.

PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO

Nord: 1.100 kWh per kWp Centro: 1.250 kWh per kWp Sud: 1.400 kWh per kWp 60

PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO

• Ogni sito è caratterizzato da un profilo climatico proprio composto da temperatura, irraggiamento solare, velocità del vento.

• La radiazione solare in Italia varia da 1.300 kWh per m 2 all’anno al nord fino a 1.900 kWh per m 2 all’anno al sud.

• Le rese annuali possono variare di circa +/-10%.

• Nel semestre estivo si producono i 3/4 dell'energia producibile nell'arco dell'anno.

• L’utilizzo di programmi di simulazione dinamica (tipo PVSOL) consente di avere in tempi rapidi e con una certa precisione la stima di produzione dell’impianto.

• L’accuratezza dei dati di partenza (località, orientamento, inclinazione, tipo componenti, configurazione) sono fondamentali per avere una corretta stima.

I COSTI DELL’IMPIANTO

• • Costi medi di manutenzione annuale: 1-1,5% dell’investimento.

Vita utile dell’impianto: 25 anni.

struttura 6% Suddivisione dei costi inverter 13% montaggio 10% sviluppo progetto 6%

moduli 65%

I COSTI DELL’IMPIANTO

•

Moduli

: la quota maggiore del costo di un impianto fotovoltaico è data dai moduli.

•

Strutture

: in caso di tipologie di strutture particolari la sua quota percentuale può aumentare fino al 10%.

•

Inverter

: le architetture multi-inverter hanno generalmente costi leggermente superiori.

•

Installazione

: l’installazione a terra è la più semplice e veloce ma potrebbe richiedere opere di sistemazione del terreno.

•

Progettazione

: oltre a certificare l’impianto, la progettazione dovrebbe comprendere anche le pratiche per l’accesso agli incentivi in Conto Energia.

CONFIGURAZIONE DELL’IMPIANTO

CRITERI DI SCELTA DELL’IMPIANTO

Utenza privata

• consumi bassi (max 8.000 kWh ca. all’anno) • utenza monofase • installazione su falda o tetto piano.

Utenza uffici/artigianato/piccola industria

• consumi medio-bassi (max 25.000 kWh ca. all’anno) • utenza trifase • installazione su falda o tetto piano.

Autoproduzione

• Destinato alla persona fisica o giuridica che produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70% annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della società controllante e delle società controllate dalla medesima controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di produzione e distribuzione dell'energia elettrica.

Produzione

• Impianto per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

UTENZA PRIVATA Consumo annuale (kWh)

3.300 kWh

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)

1.250 kWh anno/kWp

Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumo

P= 3.300/1.250 = 2,64 kWp

Configurazione elettrica dell’impianto

14 THE/SOL PV 195 + INVERTER M26

Verifica dello spazio richiesto

27 mq

Configurazione corretta

UTENZA PRIVATA

• L’impianto va valutato secondo il servizio di scambio sul posto: l’energia prodotta viene scalata dalla bolletta.

• Il dat o base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dalla somma delle singole bollette. Il dato di una singola bolletta non ha valore rappresentativo a causa delle forti variazioni mensili e stagionali nei consumi.

• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località e può essere ricavata da un software di simulazione.

• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto, questo deve avere una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.

• La potenza di picco richiesta = consumi annuali dell’utenza / resa specifica annuale.

• Qualora lo spazio richiesto non fosse disponibile per l’installazione, si deve procedere ad una nuova configurazione riducendo la potenza dell’impianto fotovoltaico.

UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA Consumo annuale (kWh)

23.000 kWh

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)

1.250 kWh anno /kWp

Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumo

P = 23.000/1.250 = 18,4 kWp

Configurazione elettrica dell’impianto

16 moduli THE/SOL PV 195 x 6 stringhe + inverter T 190

Verifica dello spazio richiesto

180 mq

Configurazione corretta

UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA

• L’impianto va valutato secondo il servizio di scambio sul posto: l’energia prodotta viene scalata dalla bolletta.

• Il dat o base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dalla somma delle singole bollette.

• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località e può essere ricavata da un software di simulazione.

• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto questo deve avere una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.

• La potenza di picco richiesta = resa specifica annuale / consumi annuali dell’utenza.

• Per questo tipo di utenze, l’impianto potrebbe risultare di potenza superiore ai 20kW, limite massimo per lo scambio sul posto. Se la potenza risulta di poco superiore, conviene limitarsi ai 20kW in modo da sfruttare lo scambio sul posto.

La finanziaria 2008 innalza tale valore a 200 kWp (attualmente mancano ancora i decreti attuativi).

AUTOPRODUZIONE Ciclo di consumo annuale (kWh) Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp) Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione

≥

70% consumo Configurazione elettrica dell’impianto Verifica dello spazio richiesto Configurazione corretta

AUTOPRODUZIONE

• Per potersi configurare come autoproduttore è necessario produrre energia elettrica e utilizzarla in misura non inferiore al 70% annuo.

• E’ importante avere un monitoraggio d el ciclo di consumo annuale.

• Gli impianti di questo tipo, destinati ad utenze dai consumi elevati, sono generalmente di taglio medio-grandi.

• La verifica dello spazio richiesto è fondamentale in quanto è vincolante anche sulla definizione o meno del titolo di autoproduttore.

• Il titolo di autoproduttore consente di avere una maggiorazione del 5% sulla tariffa incentivante del Conto Energia.

• La restante energia non autoconsumata può essere venduta.

VENDITA Potenza richiesta Spazio disponibile Verifica spazio richiesto Calcolo potenza impianto fotovoltaico Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp) Configurazione elettrica dell’impianto Configurazione corretta

VENDITA

• L’impianto è dimensionato sulla potenza da installare o sulla superficie disponibile.

• La produzione energetica viene incentivata dalla tariffa del Conto Energia e venduta.

• La configurazione di produttore determina la denuncia di Officina Elettrica.

CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

Potenza impianto Superficie disponibile Consumo energetico

verifica superficie disponibile calcolo numero di pannelli calcolo potenza impianto calcolo numero pannelli calcolo potenza impianto calcolo numero di pannelli verifica superficie disponibile verifica configurazione elettrica verifica configurazione elettrica verifica configurazione elettrica 74

CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

• I dati disponibili determinano il punto di partenza per il dimensionamento dell’impianto.

• I grandi impiant i hanno come dato di partenza la potenza richiesta (ampio spazio a disposizione) o la superficie disponibile (non c’è limite di potenza).

• Il dato di consumo di energia elettrica, utile se l’impianto è di potenza minore o uguale a 20kW, permette di calcolare l’impianto avente una produzione annuale vicina ai consumi.

• La verifica della configurazione elettrica è sempre necessaria ed è quella che definisce l’esatta potenza e configurazione dell’impianto.

CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO

Temperatura minima: -10°C Temperatura massima: +70°C Potenza campo fotovoltaico Scelta inverter: potenza inverter = 85-95% potenza del campo fv Verifica compatibilità con corrente nominale e massima dell’inverter Calcolo corrente totale stringhe Calcolo numero di stringhe Configurazione impianto definita Definizione numero moduli per stringa Calcolo tensione MPP a Tmin e Tmax del modulo Calcolo numero minimo e massimo di moduli in serie per MPPT Calcolo tensione a vuoto a Tmin del modulo Calcolo numero massimo di moduli in serie ammissibili 76

CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO

T min =-10°C T max =+70°C Δ T min = -35°C Δ T max = +45°C Calcolo dei salti di temperatura risp. alle STC P nom,inv =0,85÷0,95 x P nom,fv Scelta dell’inverter nel corretto range di potenza risp. Al campo fotovoltaico Tensione alla temperatura minima del modulo V mpp (T min )=V mpp + ( Δ T min x K T,Voc ) I I V mpp (T max )=V mpp + ( Δ T max x K T,Voc ) Tensione alla temperatura massima del modulo n mod,max = V mppt , max / V mpp (T max ) Numero massimo di moduli per stringa n mod,min = V mppt,min / V mpp (T min ) Numero minimo di moduli per stringa V oc (T min )=V oc + ( Δ T min x K T,Voc ) Tensione massima raggiungibile dal modulo n mod,max.amm.

= V cc,max / V oc (T min ) Numero max ammissibile di moduli per stringa mpp,str mpp,str = n = n str str x I x I mpp mpp <=I

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

79

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

2,5 kWp

80

SCAMBIO SUL POSTO 2,5 kWp

ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA PRIVATA PARZIALMENTE INTEGRATO IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO

•

CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO: 3.150 kWh X 0,44 €/kWh = 1.386 € PRODUZIONE ANNUA STIMATA TARIFFA INCENTIVANTE GSE

•

ENERGIA RISPARMIATA: SOMMA ANNUALE ACCREDITATA DAL GSE 3.150 kWh X 0,18 €/kWh = 567 € PRODUZIONE ANNUA STIMATA COSTO MEDIO DEL kWh ENEL RISPARMIO SULLA BOLLETTA ENEL

•

RENDITA ANNUALE = 1.953 € RENDITA ANNUALE DELL’INVESTIMENTO

81

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

15 kWp

82

SCAMBIO SUL POSTO 15 kWp

ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA INDUSTRIALE PARZIALMENTE INTEGRATO IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO (PRODUZIONE = CONSUMO)

•

CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO: 19.375 kWh X 0,42 €/kWh = 8.137 € SOMMA ANNUALE ACCREDITATA DAL GSE PRODUZIONE ANNUA STIMATA TARIFFA GSE INCENTIVANTE

•

ENERGIA RISPARMIATA: 19.375 kWh X 0,12 €/kWh = 2.325 € RISPARMIO SULLA BOLLETTA ENEL CONSUMO ANNUALE STIMATA COSTO MEDIO DEL kWh ENEL

•

RENDITA ANNUALE = 10.462 € RENDITA ANNUALE DELL’INVESTIMENTO

83

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

200 kWp

84

AUTOPRODUZIONE 200 kWp

ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° UTENZA INDUSTRIALE NON INTEGRATO IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE

•

CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE: 250.000 kWh X ( 0,36 €/kWh + premio 5%) = 94.500 € SOMMA ANNUALE ACCREDITATA DAL GSE PRODUZIONE ANNUA STIMATA TARIFFA GSE INCENTIVANTE

•

ENERGIA RISPARMIATA: 200.000 kWh X 0,12 €/kWh = 24.000 € RISPARMIO SULLA BOLLETTA ENEL AUTOCONSUMO ANNUO STIMATO COSTO MEDIO DEL kWh

•

ENERGIA IMMESSA IN RETE: 50.000 kWh X 0,09 €/kWh = 4.500 € RICAVO DA VENDITA ENERGIA QUOTA VENDITA ANNUA STIMATA PREZZO MEDIO DEL kWh

•

RENDITA ANNUALE = 123.000 €

85

RENDITA ANNUALE DELL’INVESTIMENTO

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

86

VENDITA 1 MWp

ESEMPIO DI UN IMPIANTO INSTALLATO A FIRENZE SUD 30° officina elettrica NON INTEGRATO IN REGIME DI VENDITA

•

CONTO ENERGIA IN REGIME DI VENDITA: 1.250.000 kWh X 0,36 €/kWh = 450.000 € SOMMA ANNUALE ACCREDITATA DAL GSE PRODUZIONE ANNUA STIMATA TARIFFA GSE INCENTIVANTE

•

CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE: 1.250.000 kWh X 0,09 €/kWh = 112.500 € SOMMA ANNUALE ACCREDITA DAL GSE PRODUZIONE ANNUA STIMATA TARIFFA DI VENDITA

•

RENDITA ANNUALE = 562.500 € RENDITA ANNUALE DELL’INVESTIMENTO

87

IL CONTO ENERGIA

NORMATIVA DI RIFERIMENTO

• MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE BASATO SULLA REMUNERAZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA DA UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO.

• NORMATIVA DI RIFERIMENTO – Decreto Ministeriale 19/02/2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.

– Delibera AEEG n° 88/07 del 13/04/2007: disposizion i in materia di misura dell’energia elettrica prodotta.

– Delibera AEEG n° 89/07 del 13/04/2007: condizioni tecnico-economiche per la connessione di impianti di produzione alle reti in bassa tensione.

– Delibera AEEG n° 90/07 del 13/04/2007: procedure p er l’entrata in esercizio degli impianti fotovoltaici e per l’ammissione al regime di incentivazione.

– Circolare Agenzia delle entrate n. 46/E del 19 luglio 2007.

89

PRINCIPALI CARATTERISTICHE

• • • • • • • • GSE COME SOGGETTO ATTUATORE.

DIFFERENZIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI A SECONDA DELLA POTENZA E DEL LIVELLO DI INTEGRAZIONE.

SEMPLIFICAZIONE DELLE PROCEDURE DI ACCESSO AGLI INCENTIVI: PIMA SI REALIZZA L’IMPIANTO (SECONDO LE REGOLE DEL DECRETO) E POI SE NE DA COMUNICAZIONE AL GSE.

AMPLIAMENTO DELLA POTENZA INCENTIVABILE ED ELIMINAZIONE DEI LIMITI ANNNUALI DI POTENZA (PREVISTI 1.200 MW).

ELIMINATO IL LIMITE MASSIMO DI 1.000 KW PER SINGOLO IMPIANTO.

TARIFFE CHE PREMIANO L’INTEGRAZIONE ARCHITETTONICA E L’USO EFFICIENTE DELL’ENERGIA.

SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO DEL BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA = ENERGIA CONSUMATA GRANDI IMPIANTI (>20 kW ): TARIFFA INCENTIVANTE + TARIFFA DI VENDITA.

90

LE TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE

TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE NON INTEGRATO PARZIALMENTE INTEGRATO

Impianti sulle superfici esterne di qualsiasi edificio e su elementi di arredo urbano o viari.

TOTALMENTE INTEGRATO

Impianti sulle superfici esterne di qualsiasi edificio e su elementi di arredo urbano o viario dove viene sostituita la copertura vera e propria.

91

ITER PER L’ACCESSO ALL’INCENTIVAZIONE

1) Il soggetto responsabile inoltra il progetto preliminare al gestore di rete e chiede la connessione alla rete e l’eventuale servizio di scambio.

2) Ad impianto ultimato, il soggetto responsabile comunica la conclusione dei lavori al gestore di rete.

3) Entro 60 giorni dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, il soggetto responsabile pena la non ammissibilità alle tariffe incentivanti - è tenuto a far pervenire al GSE la richiesta di concessione della tariffa, insieme alla documentazione finale di entrata in esercizio dell’impianto.

4) Entro i successivi 60 giorni GSE verifica il rispetto delle disposizioni del DM e comunica al soggetto responsabile la tariffa riconosciuta.

5) GSE predispone una piattaforma informatica per le comunicazioni tra soggetto responsabile e GSE, anche relative al premio sul risparmio energetico.

92

AUTORIZZAZIONI NECESSARIE

• Per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione non si dà luogo al procedimento unico, ed è sufficiente la dichiarazione di inizio attività (DIA). Qualora sia necessaria l'acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo, l'acquisizione del medesimo sostituisce il procedimento unico.

• Gli impianti con potenza non superiore a 20 kWp non sono assoggettabili alla procedura di valutazione di impatto ambientale (VIA), qualora non siano "aree o parchi naturali" o ricadano su "beni paesaggistici".

• Per gli impianti in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici NON è necessaria la variazione di destinazione d'uso del sito.

93

IMPIANTI DA 1 kWp FINO A 3 kWp

TARIFFE INCENTIVANTI NON INTEGRATO: PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,40 €/kWh 0,44 €/kWh TOTALMENTE INTEGRATO: 0,49 €/kWh • SCAMBIO SUL POSTO: SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO DEL BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.

• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN, CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

• IL PAGAMENTO VIENE EFFETTUATO BIMESTRALMENTE IN ACCONTO SU C.C.

DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.

94

ESEMPIO DI UTENZA DOMESTICA

ESEMPIO IMPIANTO 1-3 kWp Consumi utenza: 3.000 kWh Produzione impianto FV: 3.000 kWh Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWh Risparmio per l’utenza: 3.000 x 0,19 € = 570 € Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0 Tariffa incentivante per l’ammortamento dell’impianto FV Integrato: 3.000 x 0,49 = 1.470 € Parzialmente Integrato: 3.000 x 0,44 = 1.320 € Non integrato: 3.000 x 0,40 = 1.200 € Conto economico complessivo annuo Risparmio + incentivo Integrato: 570 + 1.470 = 2.040 € Parzialmente Integrato: 570 + 1.320 = 1.890 € Non integrato: 570 + 1.200 = 1.770 € Per produrre 3.000 kWh con impianto fotovoltaico sono necessari circa nord: 2,7 kWp centro: 2,4 kWp sud: 2,1 kWp 95

IMPIANTI OLTRE I 3 kWp FINO A 20 kWp

TARIFFE INCENTIVANTI NON INTEGRATO: 0,38 €/kWh PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,42 €/kWh TOTALMENTE INTEGRATO: 0,46 €/kWh • SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO DEL BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.

• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN, CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

• IL PAGAMENTO VIENE EFFETTUATO BIMESTRALMENTE IN ACCONTO SU C.C.

DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.

96

ESEMPIO DI UTENZA UFFICI/ARTIGIANALE

ESEMPIO IMPIANTO OLTRE 3 FINO A 20 kWp Consumi utenza: 20.000 kWh Produzione impianto FV: 20.000 kWh Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWh Risparmio per l’utenza: 20.000 x 0,19 = 3.800 € Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0 Tariffa incentivante per l’ammortamento dell’impianto FV Integrato: 20.000 x 0,46 = 9.200 € Parzialmente Integrato: 20.000 x 0,42 = 8.400 € Non integrato: 20.000 x 0,38 = 7.600 € Conto economico complessivo annuo Risparmio + incentivo Integrato: 3.800 + 9.200 = 13.000 € Parzialmente Integrato: 3.800 + 8.400 = 12.200 € Non integrato: 3.800 + 7.600 = 11.400 € Per produrre 20.000 kWh con impianto fotovoltaico sono necessari circa nord: 18,2 kWp centro: 16,0 kWp sud: 14,3 kWp 97

IMPIANTI OLTRE 20 kWp

TARIFFE INCENTIVANTI NON INTEGRATO: 0,36 €/kWh PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,40 €/kWh TOTALMENTE INTEGRATO: 0,44 €/kWh • È NECESSARIO FARE DENUNCIA DI OFFICINA ELETTRICA E INSTALLARE UN CONTATORE UTIF.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO MENSILMENTE DAL GRTN, CHE EROGA UN CORRISPETTIVO PARI AL PRODOTTO TRA LA PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

• IN AGGIUNTA E’ APPLICABILE LA TARIFFA DI VENDITA (Delibera AEEG n. 34 del 2005; 0,095€/kWh fino a 500.000 kWh/anno; 0,080 €/kWh da 500.000 a 1.000.000

kWh/anno; 0,070 €/kWh da 1 milione a 2 milioni di kWh/anno).

98

VARIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI

Le tariffe sono incrementate del 5% nei seguenti casi: • Impianto il cui soggetto responsabile è una scuola pubblica o una struttura sanitaria pubblica; • Impianto installato attraverso integrazione architettonica in sostituzione di coperture in eternit; • Impianto il cui soggetto responsabile è un ente locale all'interno di un comune con popolazione residente inferiore a 5.000 abitanti su base dell'ultimo censimento ISTAT; • Impianto installato a terra con potenza nominale maggiore di 3 kWp con titolo di autoproduttore (ai sensi del Dlgs n.79/1999 impianti non integrati, ricadenti nelle righe B e C); • Gli impianti che entreranno in esercizio tra il 1° Gennaio 2009 e il 31 Dicembre 2010 avranno diritto ad una tariffa decurtata del 2% (costante in moneta corrente su tutto il periodo di 20 anni) per ciascuno degli anni successivi al 2007.

99

PREMI PER L’USO EFFICIENTE DELL’ENERGIA

• Sono stati inseriti dei premi aggiuntivi alla tariffa incentivante, riconosciuti per l'intero periodo residuo di diritto alla stessa, per impianti su unità immobiliari (o edifici) operanti in regime di scambio sul posto.

• Premio aggiuntivo qualora si dimostri, mediante certificazione energetica dell'edificio, una riduzione di almeno il 10% del fabbisogno di energia. Il premio consisterà in una maggiorazione percentuale della tariffa pari alla metà della percentuale di riduzione di fabbisogno di energia conseguita e dimostrata. Non potrà comunque essere superiore al 30%.

• Premio aggiuntivo del 30% qualora l'unità immobiliare o edificio sia stato ultimato successivamente alla data di entrata in esercizio del presente decreto e consegua, mediante certificazione energetica dell'edificio, un valore di fabbisogno di energia primaria annua per metro quadro inferiore al 50% rispetto ai valori riportati nell'allegato C, comma1, tabella 1, del decreto legislativo del 19 Agosto 2005, n°192, e successive modificazioni.

100

COMULABILITA’

• NON cumulabile con contributi in conto capitale e/o interessi eccedenti il 20%.

• NON cumulabile con certificati verdi e titoli di efficienza energetica.

• Le tariffe incentivanti NON sono cumulabili con la detrazione fiscale.

• Per le scuole pubbliche o paritarie e le strutture sanitarie pubbliche è possibile cumulare gli incentivi con contributi in conto capitale e/o interessi di qualunque entità.

• Sono escluse dalle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici realizzati per obblighi di legge (n° 192/2005 e n° 296/2006), che entreranno i n esercizio dopo il 31.12.2010.

101

DELIBERE n. 88/07 E n. 89/07

• Per impianti di potenza nominale non superiore a 20 kW la responsabilità della misura dell'energia elettrica prodotta è a carico del distributore locale, in cambio di un corrispettivo versato dal produttore e definito dall'Autorità.

• Per gli impianti di potenza nominale superiore a 20 kW la responsabilità della misura dell'energia elettrica prodotta è a carico del produttore, il quale però può anche avvalersi del distributore. In tale ipotesi, il corrispettivo da corrispondere per la prestazione del servizio di misura è definito dal distributore stesso.

• Il distributore locale deve mettere a disposizione del produttore che richieda la connessione alla rete - entro 20 giorni lavorativi da tale richiesta - un preventivo che abbia validità non inferiore a 3 mesi.

• La connessione di impianti a tensione nominale al di sotto dei 50 kW deve essere erogata sempre in bassa tensione.

102

DELIBERE n. 88/07 E n. 89/07

• Le spese di connessione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili sono ripartite in pari misura tra il soggetto produttore ed il Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate (cd. "conto energia").

• Il distributore nel caso di ritardata realizzazione della connessione è tenuto a versare al produttore di energia elettrica un indennizzo pari "al maggior valore tra l'1% del totale del corrispettivo di connessione e 5 (cinque) euro per ogni giorno di ritardo della realizzazione della connessione, fino a un massimo di 180 (centottanta) giorni". Nel caso in cui il ritardo sia superiore ai 180 giorni, il produttore può richiedere l'intervento dell'AEEG. È comunque fatto salvo il diritto del produttore "di richiesta di risarcimento del maggior danno".

103

DELIBERA n. 90/07

• Per la connessione - così come per la misura degli impianti fotovoltaici "ai fini dell'erogazione della tariffa incentivante" - si applichino le stesse previsioni dettate per gli altri impianti di produzione di energia elettrica (delibere n. 281/05; 88/07 e 89/07).

• Il "soggetto attuatore" cui inoltrare le richieste per l'ammissione al beneficio della tariffa incentivante e al premio è il Gestore del Sistema Elettrico (GSE), il quale, inoltre, è responsabile delle verifiche sugli impianti fotovoltaici in esercizio che percepiscono le tariffe incentivanti. Le condizioni tecniche che gli impianti fotovoltaici devono rispettare per beneficiare delle tariffe incentivanti ed essere ammessi al premio sono stabilite dal decreto.

• Sia la tariffa incentivante sia l'ammissione al premio sono riconosciuti per un periodo di venti anni.

104

CIRCOLARE AGENZIA DELLE ENTRATE n. 46/E

• Il contributo per la produzione di energia mediante impianti fotovoltaici non è soggetto a IVA.

• Se l'impianto è utilizzato da persona fisica a fini esclusivamente privati, l'incentivo non ha alcuna rilevanza fiscale. Così pure l'energia prodotta in eccesso per la quale si decide l'immissione nella rete elettrica ("scambio sul posto").

• Se l’energia prodotta è venduta alla rete, i relativi proventi rappresentano redditi diversi.

105

DISCIPLINA IVA

Realizzazione dell'impianto: disciplina IVA

Per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto fotovoltaico si applica l'aliquota

IVA del 10%

.

La detrazione dell'imposta pagata è ammessa - secondo i principi generali dettati dall'articolo 19 del DPR n. 633/1972 - in funzione dell'utilizzo dell'impianto nell'esercizio di impresa, arte o professione; pertanto,

in caso di utilizzo promiscuo, non sarà detraibile l'IVA corrispondente alla quota imputabile a impieghi per fini privati o, comunque, estranei all'esercizio dell'attività

.

Contributo: disciplina IVA La tariffa incentivante è esclusa in ogni caso dal campo di applicazione dell'imposta sul valore aggiunto

, anche quando l'impianto fotovoltaico è realizzato nell'esercizio di attività di impresa, arte o professione. Manca, infatti, per l'applicazione dell'IVA il presupposto oggettivo: le cifre erogate non rappresentano un corrispettivo per la fornitura dell'energia, ma una sorta di risarcimento per il titolare dell'impianto a fronte dei costi sostenuti per la sua costruzione e di quelli di esercizio.

106

RITENUTA D’ACCONTO

•

Contributo: ritenuta d'acconto

Quando l'impianto è utilizzato

nell'ambito di un'attività di impresa, la tariffa incentivante rappresenta un contributo in conto esercizio

e non in conto impianti, poiché viene erogato per sostenere la produzione dell'energia e non per finanziare l'investimento. Di conseguenza,

al momento dell'erogazione, deve essere operata una ritenuta a titolo di acconto delle imposte dirette nella misura del 4 per cento

(articolo 28, secondo comma, DPR n. 600/1973).

•

Persona fisica o ente non commerciale: utilizzo, al di fuori di attività, per soli fini privati La tariffa incentivante percepita dalla persona fisica (o ente non commerciale) per l'utilizzo di impianti fotovoltaici a soli fini privati

(usi domestici, di illuminazione, alimentazione di elettrodomestici, eccetera) rappresenta un contributo a fondo perduto non riconducibile ad alcuna delle categorie reddituali previste dal TUIR. Pertanto,

non ha alcuna rilevanza ai fini delle imposte dirette

.

•

Persona fisica o ente non commerciale: produzione, al di fuori di attività, di energia eccedente i consumi privati

In questo caso, bisogna distinguere l'ipotesi in cui l'impianto abbia potenza non superiore a 20 kW da quella in cui la potenza sia superiore a detto limite.

107

REGIME FISCALE

Impianti con potenza non superiore a 20 kW

Se si opta per lo "

scambio sul posto

",

la tariffa incentivante è ininfluente ai fini fiscali

.

Se invece si decide di

vendere l'energia

prodotta in più, la disciplina fiscale cambia a seconda che l'impianto sia o no posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale.

Impianto posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale

In questo caso, risultano fiscalmente rilevanti i soli proventi derivanti dalla vendita dell'energia prodotta in eccesso rispetto al proprio fabbisogno, che andranno qualificati come redditi diversi, ossia come redditi derivanti da attività commerciali non esercitate abitualmente. Il costo per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto non potrà essere considerato inerente alla produzione del reddito, né sarà detraibile la relativa IVA pagata.

Impianti diversi

In questa ipotesi, diventano fiscalmente rilevanti anche le somme percepite a titolo di tariffa incentivante, concorrendo, come contributo in conto esercizio e in misura proporzionale alla quantità di energia ceduta, alla determinazione del reddito di impresa e della base imponibile IRAP. Andrà anche applicata, sempre con riferimento alla parte relativa all'energia ceduta, la ritenuta d'acconto del 4 per cento.

Per quanto riguarda poi i ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, essi andranno assoggettati all'IVA (con possibilità, laddove sussistano i requisiti, di ricorrere al regime della franchigia), all'IRAP e alle imposte dirette. In tale fattispecie, però, l'impianto rappresenta bene strumentale all'attività ed è ammortizzabile con coefficiente del 9 per cento.

108

REGIME FISCALE

•

Impianti con potenza superiore a 20 kW

Per gli impianti di potenza superiore a 20 kW, non essendo possibile optare per il servizio di "scambio sul posto", l'energia esuberante potrà essere solo venduta alla rete locale, con conseguente realizzazione di un'attività di tipo commerciale. La disciplina fiscale risulta quindi identica a quella descritta nel punto precedente per gli "impianti diversi".

•

Persona fisica o giuridica nell'ambito di attività commerciale

Se la produzione di energia tramite impianto fotovoltaico costituisce l'oggetto principale dell'attività commerciale svolta o l'energia prodotta viene utilizzata prioritariamente nell'ambito della diversa attività commerciale esercitata,

la tariffa incentivante rappresenta sempre un contributo in conto esercizio fiscalmente rilevante

. Anche in questo caso, si renderà applicabile, in relazione sia alla tariffa incentivante che ai ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, la disciplina esaminata per gli "impianti diversi”.

109

REGIME FISCALE: PROFESSIONISTA O ASSOCIAZIONE PROFESSIONALE

•

Professionista o associazione professionale

Se l'acquisto o la realizzazione dell'impianto fotovoltaico è realizzato da un lavoratore autonomo o da un'associazione professionale e

l'energia prodotta è utilizzata esclusivamente per le esigenze dell'attività o anche in modo promiscuo

(per consumi personali o familiari), la

tariffa incentivante è esclusa dal campo di applicazione dell'IVA

e non concorre alla determinazione del reddito imponibile. L'

impianto

costituisce, comunque, bene strumentale dell'attività di lavoro autonomo e

l'IVA pagata per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto è detraibile

ai sensi dell'articolo 19 del DPR n.

633/1972, tenendo conto dell'utilizzo promiscuo del bene.

Se l'impianto produce energia in eccesso,

la vendita costituisce in ogni caso attività commerciale

.

Andranno, pertanto, tenute

due contabilità separate

, una per l'attività di lavoro autonomo e una per quella di impresa. La

tariffa incentivante

, in proporzione alla quantità di energia ceduta, costituisce

contributo in conto esercizio

,

concorre alla determinazione del reddito d'impresa e della base imponibile IRAP e va assoggettata alla ritenuta del 4 per cento

.

I ricavi derivanti dalla vendita dell'energia sono rilevanti ai fini IRES, IRAP e IVA

; l'impianto costituisce bene strumentale ad entrambe le attività e

gli ammortamenti del costo vanno ripartiti, ad esempio facendo riferimento alla proporzione tra energia ceduta ed energia complessivamente prodotta

(naturalmente, se l'impianto è utilizzato anche per fini personali o familiari, la deduzione del costo da ripartire tra le due attività non può essere superiore al 50 per cento). Anche l'IVA pagata all'atto dell'acquisto o realizzazione del bene è detraibile in relazione ad entrambe le attività esercitate, a condizione che le stesse siano gestite, come detto, con contabilità separate.

110

PERSONA FISICA O ENTE NON COMMERCIALE O CONDOMINIO CHE UTILIZZA LO SCAMBIO SUL POSTO

Persona fisica o ente non commerciale - compresi i condomini che, al di fuori dell’esercizio di attività non commerciale - utilizzano un impianto fotovoltaico a soli fini privati (art. 9.1) Potenza: qualsiasi potenza.

Tipologia di contratto: consumo di tutta l’energia prodotta.

Tariffe incentivanti

•

Imposta diretta sull’incentivo: non dovuta.

•

IVA sulla tariffa incentivante: non dovuta.

•

IRAP: inesistente.

•

Ritenuta 4%: inesistente.

111

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