Corso Formazione Energy Managers ed Esperti Gestione Energia · Vendere a prezzo amministrato...

Corso Formazione

Energy Managers ed Esperti Gestione Energia

Problematiche e Prospettive della Generazione diffusa da Fonti Rinnovabili nel Mercato dell’Energia Elettrica

Il contributo del fotovoltaico

Relatore:Ing. Felice Apicella

[email protected], Novembre 2012

INDICE

Il mercato attuale e la struttura delle incentivazioni

Quadro normativo

Problematiche generazione diffusa: la “sofferenza” della rete elettrica

Il V Conto Energia

Requisiti Tecnici e Valutazioni economiche

La tecnologia e gli impianti

�INCENTIVI (premiano la produzione)

‐Certificati Verdi‐Tariffa omnicomprensiva‐Conto energia

AGEVOLAZIONI PER LA CESSIONE (facilitano l’utilizzo dell’energia)

‐ Ritiro dedicato‐ Scambio sul posto

ALTRE AGEVOLAZIONI (facilitano le iniziative produttive)

‐ Procedimenti autorizzativi‐ Connessione alla rete

PROMOZIONE E SVILUPPO FONTI RINNOVABILI QUADRO NORMATIVO ESISTENTE

PROMOZIONE ENERGIA Fonti Rinnovabili (FR)

DL n. 387/03 – L.n. 239/04

DL 387/03 art. 13 c.3-4 DL 387/03 art. 6 c.1DL 387/03 art.7

INCENTIVAZIONEConto Energia CE

Solo Impianti Solari FotovoltaiciDM 5/5/11(4°)- 5/7/12(5°)

Domanda Ammissione (GSE)

AGEVOLAZIONE - 1Ritiro Dedicato per tutte le FR

Delibera AEEG n. 280/07<1 MW Prezzi Minimi Garantiti

Schema Convenzione (GSE)

AGEVOLAZIONE - 2Scambio Sul Posto (SSP) Tutte le FR

Impianti < 200 kWDel. AEEG n. 74/08 (01/2009)

Schema Contratto (GSE)

Valore kWh prodotto (Feed in Premium)Incentivo + Costo Evitato Fornitura (SSP)

Valore kWh prodotto (Feed in Premium)Incentivo + Vendita (Ritiro Dedicato)

Scambio Sul Posto SSP

Conto Energia(Incentivo)Ritiro

Dedicato

PROMOZIONE E SVILUPPO FONTI RINNOVABILI QUADRO NORMATIVO ESISTENTE

Solo 4°CE< 12/2012

4° CE > 1/2013 e 5° CE

Valore kWh prodotto (Feed in Tariff)Tariffa onnicomprensiva (+ Premio autoconsumo)

Solo 4°CE< 12/2012

Fino a 200 kWp

È possibile:

Oltre 200 kWp

È possibile:

Usufruire del servizio di Scambio Sul Posto SSP, facendone richiesta a GSE

Vendere a prezzo amministrato l’energia a GSE – Ritiro Dedicato RD

Vendere l’energia elettrica prodotta sul Mercato Libero:• attraverso contratti bilaterali con grossisti o clienti finali liberi;• attraverso la Borsa elettrica

Del AEEG n.280/07Del AEEG ARG/elt/74/08

Del AEEG 111/06

Il Soggetto responsabile si configura come un “Cliente Finale” fino a 20 kW e “Produttore” oltre i 20 kW

Il Soggetto Responsabile si configura come un “Produttore”

Le possibili destinazioni dell’energia elettrica prodotta

AEEG: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas

Annovera tra i suoi compiti anche quello di provvedere alla determinazione di regimi tariffari specifici per le fonti rinnovabili. Emette Delibere aventi per oggetto gli specifici aspetti di regolamentazione e tariffazione. Sito WEB: www.autorita.energia.it

GSE: Gestore dei Servizi Energetici

Ha assunto un ruolo prevalentemente rivolto alla gestione, alla promozione e all’incentivazione delle fonti rinnovabili e della cogenerazione in Italia. Svolge il ruolo di intermediazione commerciale tra i produttori e il sistema elettrico. Sito WEB: www.gse.it

LE INCENTIVAZIONI: Gli attori principali

Chi “Regola” il servizio ? ………………..MSE, MATTM e Autorità (AEEG) ove previsto

Chi “Eroga” il servizio ? …………………GSE

http://www.autorita.energia.it/

http://www.gse.it/

Incentivi in Conto Energia (CE)

Il Conto Energia è l’incentivo studiato per promuovere laproduzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici

L'incentivo consiste nel riconoscimento, da parte del Gestore deiServizi Energetici (GSE), di una tariffa incentivante per ogni kWhelettrico prodotto dall'impianto fotovoltaico

Il Conto Energia è stato introdotto dalla Direttiva 2001/77/CE,recepita in Italia dal Dlgs 387/2003

Incentivi agli Impianti Fotovoltaici

Le Fonti Normative del Conto Energia (CE)

Decreti Attuativi ‐ Cronistoria ……..

DM Attività produttive 28/07/2005 (Primo CE), pubblicato nella GU 5/08/2005. Disposizioni attuative delibera AEEG n. 188/05

DM Sviluppo economico 19/07/2007 (Secondo CE), pubblicato nella GU 23/02/2007. Disposizioni attuative delibera AEEG n. 90/07. Scaduto il 31/12/2010

DM Sviluppo economico 6 /08/2010 (Terzo CE), pubblicato nella GU del 24/08/2010. Disposizioni attuative delibera AEEG n. 181/10 e n. 225/10. Scaduto il 31/05/2011

Attenzione: Allarme per oneri eccessivi per l’incentivazione a carico della collettività !!Dlgs 28/2011 (art. 25, comma 9), ha limitato il Terzo CE agli impianti entrati in esercizio entro il 31/05/2011 ed ha preannunciato l’uscita di un Quarto CE stabilendo anche una serie di condizioni per le autorizzazioni, cumulabilità, nuove misure di sostegno, riduzione tariffe, etc.

DM Sviluppo economico 5/05/2011 (Quarto CE), pubblicato nella GU 12/05/2011Scaduto il 27/08/2012

DM Sviluppo economico 5/07/2012 (Quinto CE), pubblicato nella GU 10/07/2012Entrato in vigore il 27/08/2012

IL PESO DEGLI INCENTIVIMONITORAGGIO IMPIANTI CONTO ENERGIA PV


IL MERCATO FOTOVOLTAICO: Qualche numero !!

Fotovoltaico (PV) Insieme Fonti rinnovabili (FR)

AnnoEnergia PV incentivata

Costo incentivo

Incentivi FR

Peso PV Quota in A3 Peso PV

TWh M€ M€ % M€ %

2008 0.2 110 1700 1100 10

2009 0.7 303 2500 12 1900 16

2010 2.0 800 3400 24 2800 29

2011 12.0 4000 7900 51 7100 56

2012* 13.0 6100 9700 63 9000 68

* Dati provvisori per il 2012

Andamento ultimi anni: peso PV in ambito FR


Attenzione: Consumi =314 TWh; Incentivo 6,7Mld€ ripartito su ~250 TWh (esenti industrie energivore)6,7 Mld€/250 TWh = ~ 0,027 €/kWh → Famiglia con consumo 2700 KWh/anno spende ~ 73 €

PRODUZIONE RINNOVABILI/FOTOVOLTAICO E CONSUMI ELETTRICI

IL MERCATO FOTOVOLTAICO: Il costo degli incentivi !!Dove stiamo andando ?

Attenzione:Limite di spesa annua: 6,7 Md€

(DM5/05/2011)V° Conto Energia in itinere

Il costo e il peso degli incentivi sui consumatori: Bollette e componente A3

IL MERCATO FOTOVOLTAICO: Il costo degli incentivi !!Dove stiamo andando ?

PRODUZIONE RINNOVABILI/FOTOVOLTAICO E CONSUMI ELETTRICI

Trimestre Bolletta A3 PV A3/Bolletta PV/Bolletta€ € € % %

I 2011 420.3 32.0 17.9 7.6 4.3II 2011 436.8 43.8 24.5 10.0 5.6III 2011 445.3 50.2 28.1 11.3 6.3IV 2011 445.2 51.9 29.1 11.7 6.5

I 2012 467.2 57.9 39.4 12.4 8.4II 2012 514.9 77.5 52.7 15.1 10.2III 2012 516.5 77.4 52.7 15.0 10.2IV 2012 523.9 80.1 54.5 15.3 10.4

La situazione attuale Bolletta elettrica consumo domestico annuo tipico 2700 kWh/anno in maggior tutela

Attenzione: il peso PV è ~ 55 € contro i precedenti stimati ~ 73 € perché attualmente non abbiamo ancora raggiunto la spesa di 6,7 Mld/anno per gli incentivi !

IL MERCATO FOTOVOLTAICO: Chi paga ??

Composizione bolletta utente di riferimento domestico residente in maggior tutelaPotenza Contrattuale 3 kW; consumo annuo 2.700 kWh (IV° Tri 2012) – Dati AEEG

Copertura anche delle spese

per le incentivazioni

La Bolletta Elettrica: Il peso del Fotovoltaico/Rinnovabili

Composizione bolletta utente di riferimento domestico residente in maggior tutelaPotenza Contrattuale 3 kW; consumo annuo 2.700 kWh (IV° Tri 2012) – Dati AEEG

Spesa Annua FamigliaN.B. A3 = 80 €

~ 15% Importo Bolletta

Spesa Annua FamigliaN.B. A3 = 80 €/anno

~ 15% Importo Bolletta (524 €)

10% = 54 € ‐ Rinnovabili effettive (Fotovoltaico, Eolico + Biomasse, etc..)5% = 26 € ‐ Assimilate alle rinnovabili CIP 6/92 , etc..

10% = 54 € ‐ Rinnovabili effettive (Fotovoltaico, Eolico + Biomasse, etc..)Il Fotovoltaico pesa all’ interno di tale voce per circa l’ 90 % attualmente, ovvero il 90% di 54 € = 49 € e tende a crescere velocemente

Spesa Annua FamigliaN.B. A3 = 80 €/anno

Peso Fotovoltaico ~ 49 €/anno

La Bolletta Elettrica: Il peso del Fotovoltaico/Rinnovabili

Sono insorti alcuni problemi in seguito all’aumentare della Generazione Diffusa

1) Stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) sotto responsabilità TERNA

2) Formazione isola indesiderata su rete di distribuzione

3) Inversione flusso potenza

Salvaguardia del Sistema Elettrico Nazionale (SEN)

Elevato grado penetrazione Generazione Diffusa (GD)

La Sofferenza della rete – Perché ?

Elevata penetrazione generazione diffusa

14.000 MW (20.000 impianti) Fonti Rinnovabili FR inMT (68% Fotovoltaici ~ 10.000 MW)

4.000 MW (400.000 impianti) Fonti rinnovabili FR BT (99% Fotovoltaici ~ 4.000 MW)

Del. AEEG 160/06 e 328/07Generazione distribuita (GD): impianti con potenza nominale inferiore a 10 MVAPiccola generazione (PG): impianti anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione non superiore a 1 MW (è un sottoinsieme della GD)Microgenerazione (MG): impianti anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione inferiore a 50 kWe (è un sottoinsieme della GD e della PG)

Elevata penetrazione Generazione Diffusa e Salvaguardia del Sistema Elettrico Nazionale (SEN)

Schema rete MT/BT sottesa a cabina primaria CP

Lo Stato della rete elettrica nei confronti della GD

Rete AT italiana ha una struttura molto avanzata

non richiede evoluzioni sostanziali per aumento GD prevalentemente da FERle maggiori criticità sono legate alla non programmabilitàil gestore della rete di trasmissione AT e/o AAT è denominato “TSO” – TransmissionSystem Operator: ha la responsabilità del “dispacciamento” (TERNA)la GD ha già ruoli attivi e compiti nell’ambito del dispacciamento (eolico e servizi di rete)

Reti di distribuzione in MT e BT l’integrazione è notevolmente più complessa

oggi ospitano il 75% della produzione da FERoccorre un ripensamento delle modalità di gestione di tali reti (da “passive” ad “attive”)il gestore della rete di distribuzione MT/BT è denominato “DSO” – Distribution System Operator – ha la responsabilità dei profili di scambio dichiarati (sbilanciamenti) (ENEL, etc.)la GD non fornisce servizi di rete (regolazione); approccio fit&forget


Provvedimenti: TERNA e Codice Rete

TERNA responsabile della gestione della RTN in seguito al delinearsi dei problemi legati all’incremento della GD ha pubblicato nuove regole tecniche specifiche “Allegato A70 “ al “Codice di Rete” al fine di controllare e contenere i fenomeni dannosi

Il CEI ha pubblicato la nuova norma CEI 0‐21/giugno 2012 modificata opportunamente per recepire le prescrizioni dell’allegato A70 al codice di rete

La Del. AEEG 84/2012 ha approvato l’allegato A70 e ne ha stabilito tempi e modi di attuazione congiuntamente alla norma CEI 0‐21

Per la gravità del problema sono stati previsti anche interventi retroattivi di adeguamento di impianti esistenti connessi in MT con P> 50 kW

A dimostrazione della spiccata dinamica del processo in itinere la Del. AEEG 344/2012 del 2/8/12 ha aggiornato la Del. AEEG 84/2012 nei seguenti aspetti:

aggiornamento A70 Codice di Rete (TERNA su gruppi rotanti/eolici)nuovo allegato A72 Codice di Rete con procedura “RIGEDI” (riduzione GD su MT ai fini della sicurezza del SEN)


Del AEEG 344/2012, del 2 /08/2012: approvato l’All. A.72 al Codice di Rete di TERNA recante disposizioni in materia di distacco dei generatori eolici e fotovoltaici collegati alla rete di Media Tensione

Il documento disciplina la Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita (RIGEDI) in condizioni di emergenza del Sistema Elettrico Nazionale e si applica agli impianti di generazione con le seguenti caratteristiche:

sono connessi a reti MTsono alimentati da fonte eolica e fotovoltaicaimmettono in rete tutta la produzione al netto dei servizi ausiliari (cessioni totali)presentano potenza nominale dei gruppi di generazione maggiore o uguale a 100 kWIl piano viene applicato su ordine di Terna

La Procedura RIGEDI prevede due differenti modalità di distacco:

1. Impianti collegati a linee MT dedicate, distaccabili in telecomando dal Distributore (chiamati GDTEL)

2. Impianti collegati a linee MT non dedicate, per i quali il distacco deve essere eseguito dal titolare dell’impianto sulla base delle informazioni ricevute dal Distributore su ordine di TERNA (chiamati GDPRO)

“RIGEDI” – Dettagli aggiornamenti(riduzione GD su MT ai fini della sicurezza del SEN) AEEG Del. 344/2012

Casi Tensione Periodo Documentazione Prescrizioni da rispettare

a) MT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012

*Autocertificazione Impianto conforme A.70 (solo par. 5 e 8)

b) MT Dal 01/07/2012 al 31/12/2012

*Autocertificazione Impianto conforme A.70 (interamente)

c) MT Dopo il 31/12/2012

**Certificazione di conformità

Impianto conforme A.70 (interamente) e norma CEI 0‐16 modificata

d) BT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012

*Autocertificazioneconforme A.70 (par. 5 come derogato dall’art. 4.1.d Del.84/2012/R/EEL – taratura frequenza 49‐51 Hz)

e) BT Dal 01/07/2012 al 31/12/2012

*Autocertificazioneconforme A.70 (ad eccezione del par. 7.2.1) ‐taratura frequenza 47,5‐51,5 Hz ‐ e norma CEI 0‐21 modificata (ad eccezione del par. 8.5.1)

f) BT Dopo il 31/12/2012

**Certificazione di conformità

conforme A.70 e norma CEI 0‐21 modificata (entrambi applicati interamente)

g)MT (P> 50

kW) Entro il 31/3/2012

Nuovo regolamento Esercizio con allegate

dichiarazioni

Impianto da adeguare all’Allegato A.70 (solo par. 5 e 8) entro il 31.03.2013

Salvaguardia del Sistema Elettrico Nazionale (SEN)

Del. AEEG 84/2012: Quadro Sintetico Prescrizioni

* Autocertificazione (DPR 445/00) del costruttore per l’inverter e l’SPI (attestazione chele prestazioni richieste sono soddisfatte dal prodotto) da allegare al Regolamento di Esercizio** Certificazione di conformità rilasciata da laboratori accreditati per l’inverter e l’SPI (conformità a CEI 0‐16 e CEI 0‐21 con recepimento codice A70)IMPIANTO: Per l’impianto occorre una Dichiarazione, redatta dal Progettista iscritto albo professionale, che attesta la conformità dell’impianto ed SPI a Norme CEI e Allegato A 70 nei limiti vigenti (vale anche la dichiarazione prevista negli allegati al Regol. di esercizio)

http://www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_delibera_84_2012/





















IL COSTO DI IMPIANTO

V Conto Energia (V CE)


Tetto massimo di spesa annua di 6,7 Mld di €(n.b. Complessivo di tutti gli impianti in esercizio)

Introduzione dell’obbligo di registro per impianti sopra i 12 kW di potenza (50 kW se si rimuove l’amianto)

Mantenimento del bonus amianto e del bonus UE

Obbligo produttore moduli iscritto a un consorzio europeo per il riciclo dei pannelli fotovoltaici

Facilitazioni per enti pubblici

Scompare lo scambio sul posto

Tetti di spesa specifici per impianti innovativi, a concentrazione e su edifici pubblici

Taglio generale alla tariffa incentivante per tutti i tipi di impianti

V Conto Energia (V CE): Estrema SINTESI !

Decreto 05/07/2012 - “V Conto Energia”

AEEG ha pubblicato la Del. n. 292/2012 il 12/07/2012, che ha certificato il raggiungimento dei 6 Mld€/anno di costo delle incentivazioni (a seguito di comunicazione GSE del 12/07/2012; art.1,c.2)

Le disposizioni del DM V CE si applicano agli impianti fotovoltaici che entrano in esercizio dopo 45 gg. dalla data Delibera AEEG precedente (art.1,c.3) , quindi V CE applicabile dal 27/08/2012

“Tetto massimo di spesa”: Il DM V CE cesserà applicazione quando si raggiungerà il limite max di 6,7 Mld€/anno di costo delle incentivazioni (art.1,c.5)

Temporalmente il V CE cessa applicazione dopo 30 gg. dalla data stabilita da AEEG a seguito di comunicazione GSE raggiungimento tetto massimo spesa

Salvaguardia incentivi “IV CE” per impianti quasi finiti che entrano in esercizio o che certificano la fine lavori entro i termini indicati (art.1,c.4)

Il 27/08/2012 è entrato in vigore il V CE con Il Contatore GSE su 6,15 Mld€ per cui il budget a disposizione del V CE, teorico di 700 Mln€ (installabili ~3,5 GW) , in realtà è di circa 550 Mln€ (installabili ~2,7 GW)

Anche dei 550 Mln€ virtualmente disponibili per il V CE, ne resteranno ben pochi, meno di 400 Mln€(installabili ~2,0 GW) , perché c’è l’assorbimento dalle code del IV conto energia salvaguardati (iscritti a registri e Enti pubblici)

L’inizio …………e……………. la fine !!

Considerazioni generali

Introduzione obbligo registro per impianti su edifici (Art.3 ,c.1):con potenze superiori a 12 kWcon rimozione amianto con potenze superiori a 50 kWPotenze tra 12‐20 kW esenti da Registro, previa riduzione del 20% della tariffa incentivante (sconto allo Stato)

Quote massime incentivabili per i registri (Art.3,c.2):1° registro equivalente a 140 Mln€2° registro equivalente a 120 Mln€Successivi registri equivalenti a 80 Mln€

(fino al raggiungimento del limite massimo incentivabile di 6,7 Mld€/anno)

Ammissione ai registri attraverso criteri di priorità (Art.4,c.5):certificazione energetica edifici, rimozione amianto, moduli e inverter made in EU, siti bonificati, cave, miniere e discariche, impianti max 200 kW per attività produttive, impianti su edifici, serre, pergole, tettoie, pensiline, barriere acusticheSolo per il 1° Registro è applicata come 1° regola di priorità la precedenza della data di entrata in esercizio

Ammissione alle tariffe per impianti del registro realizzati entro un anno dalla pubblicazione della graduatoria (Art.4,c.8)

Cedibilità dell’iscrizione a registro solo dopo entrata in esercizio dell’impianto (Art.4, c.11)

Accesso………………limitato: il Registro GSE


Requisiti impianti per l’accesso al CE

Condizioni da soddisfare (Art.7,c.8):

Componenti nuovi conformi norme moduli/componenti PV ‐ all. 1‐A DM 5/7/12Moduli garanzia prodotto 10 anniProduttore moduli titolato (qualità, ambiente e sicurezza, certificati)Impianto conforme a norme per impianti PV ‐ all. 1‐B DM 5/7/12Tipologia ammesse come da art.7, c. 8, ovvero:

Impianti su edifici con Certificazione Energetica (in alternativa ammesso all.A a DM26/6/09–non ammessa autodichiarazione proprietario) Impianti su edifici a completa rimozione amianto (eternit)Impianti su pergole, serre, barriere, tettoie, pensiline, fabbricati rurali, edifici produttivi non soggetti ad obbligo cert. EnergeticaImpianti in discariche, siti contaminati, cave, miniere, demanio militare, non agricole servizi idriciImpianti in aree agricole già precedentemente autorizzati conformi art. 65 Legge 25/3/12 n.27

Un impianto che non soddisfa a nessuna delle condizioni precedenti non accede al CE

Per esempio un impianto di taglia qualsiasi, a terra, nel giardino, o pertinenza dell’edificio, o area agricola, o terremo comunque marginale non può accedere al CE


Impianti Speciali

Tetto spesa 50 Mln€ massimo cumulato incentivi (n.b. senza registro) per impianti:integrati con caratteristiche innovativeImpianti a concentrazioneamministrazioni pubbliche

Attenzione! Superato il tetto accedono CE come impianti ordinari!

Tariffe e Premi

Introduzione della tariffa onnicomprensiva per le quote di energia immesse in rete (art.5,c.1)Impianti di potenza fino a 1MW: tariffa omnicomprensiva per quota di energia immessa in rete (in funzione della potenza dell’impianto) Impianti di potenza oltre 1MW: differenza fra tariffa omnicomprensiva e tariffa zonale per quota energia immessa in rete (l’energia resta nella disponibilità del produttore)

Tariffe premio (ex tariffa autoconsumo) per la quota di energia consumata in sito (art.5, c.1):

Bonus amianto + UE, premi aggiuntivi cumulabili alle tariffe per impianti con determinate caratteristiche (art.5,c.2):

Componenti made in EU, amianto


Obbligo garanzia riciclo: Utilizzo di moduli fotovoltaici costruiti da produttore che aderisce ad un consorzio europeo che ne garantisce il riciclo (art.7,c. 5)

Contributo dovuto al GSE per le spese di istruttoria: (art.10,c.1):3 €/kW per impianti fino a 20 kW2 €/kW per impianti oltre 20 kW

Contributo dovuto al GSE per le spese di gestione a partire dal 1 Gennaio 2013 (0,05 c€/kWh) (art.10,c.4), per tutti gli impianti (anche dei CE precedenti 1‐4)

Requisiti ……….e………… Oneri !


Deve essere trasmessa al GSE entro 15 gg solari dalla data di entrata in esercizio dell’impianto unitamente all’attestazione dell’avvenuto versamento del contributo a copertura delle spese di istruttoria

Per impianti già in esercizio che accedono al Registro, i 15 gg decorrono dalla data di pubblicazione della graduatoria. La tariffa è quella vigente a data chiusura Registro

La trasmissione di tutta la documentazione deve avvenire esclusivamente per via telematica, utilizzando il sistema informatico del GSE https://applicazioni.gse.it

Fattore positivo! riduzione consistente di documentazione cartacea: sono ammesse dichiarazioni sostitutive di atto di notorietà per molti documenti tra cui anche il fatidico “Titolo autorizzativo alla costruzione ed esercizio”. Il GSE si riserva facoltà di controlli anche senza preavviso.

Attenzione: Nel caso si accerti che il Soggetto Responsabile abbia fornito dati o documenti non veritieri ovvero abbia reso dichiarazioni false o mendaci, il GSE applica quanto previsto dall’art. 23 del D.lgs. 28/11, oltre a presentare esposto‐denuncia alla Procura della Repubblica per l’accertamento di eventuali reati

Potenziamento: ammissibile solo dopo n. 3 anni, per un minimo di 1 kW

Richiesta incentivazione !

https://applicazioni.gse.it/

Trasformazione dell’incentivo a partire dal V CE. Si passa da un sistema tipo:

Feed in premium: cioè l’incentivo riconosciuto per l’energia elettrica prodotta è addizionale ai ricavi di vendita dell’energia

Ad un sistema:Feed in tariff: cioè l’energia elettrica immessa in rete ritirata a un prezzo già inclusivo dell’incentivo, ovvero a “tariffa onnicomprensiva”

In aggiunta alla tariffa onnicomprensiva viene pagato un premio sulla quota parte dell’energia autoconsumata

Tariffa onnicomprensiva + Premio autoconsumo

“Tariffa onnicomprensiva” viene calcolata in base all’energia U prodotta dall’impianto fotovoltaico ed immessa in rete (U=P‐C)

“Premio sull’autoconsumo” viene calcolato in base alla differenza (C=P‐U) tra l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico P e l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico ed immessa in rete U

Incentivi agli Impianti Fotovoltaici: La nuova struttura

Lo schema dell’incentivazione: Limite potenza 1 MW

l’utente attivo‐attivo che effettua la cessione totale dell’energia prodotta non ha autoconsumi e dunque è remunerato con la sola tariffa onnicomprensiva (P=U)

l’utente attivo‐passivo che effettua la cessione parziale dell’energia prodotta viene remunerato con:

La tariffa autoconsumo per la parte di energia prodotta e autoconsumata “C” (P‐U)

La tariffa onnicomprensiva per la parte di energia prodotta ed immessa in rete “U” (P‐C)

Tariffa onnicomprensiva + Tariffa premio autoconsumo

L’Incentivo è incluso in tariffa vendita/autoconsumo(meccanismo “feed in tariff”)

A) ‐ Impianti sugli edifici B) ‐ Altri impianti fotovoltaici

Intervallo di potenza Tariffa onnicomprensiva

Tariffa premio sull'energia

consumata in sitoTariffa

onnicomprensivaTariffa premio sull'energia

consumata in sito

[kW] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh]

1≤P≤3 208 126 201 119

3<P≤20 196 114 189 107

20<P≤200 175 93 168 86

200<P<1000 142 60 135 53

1000<P≤5000 126 44 120 38

P>5000 119 37 113 31

Le nuove tariffe per il I° semestre Impianti convenzionali su edifici/altri

I° semestre Impianti su:A)- EdificiB) - Altri

A): Impianto su Edificio = soddisfa criteri all.2 a DM 5/5/2012B): Altri Impianti = impianti esclusi da categ. A), ma comunque elencati all’art.7 c.8 DM 5/5/2012

Eccezione: impianti Enti Locali sempre di categoria A) (Art.17.1 DM 5/5/2012)

Impianti sugli edifici (A) Altri impianti fotovoltaici (B)(PSBTP) Pergole, Serre,

Tettoie,Barriere, Pensiline, etc.= Media (A,B)

Intervallo potenza Tariffa

onnicomprensiva Tariffa

autoconsumoTariffa


autoconsumoTariffa


autoconsumo

[kW] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh] [€/MWh]

1≤P≤3 208 126 201 119 204.5 122.5

3<P≤20 196 114 189 107 192.5 110.5

20<P≤200 175 93 168 86 171.5 89.5

200<P<1000 142 60 135 53 138.5 56.5

1000<P≤5000 126 44 120 38 123 41

P>5000 119 37 113 31 116 34

Le nuove tariffe per il I° semestre Impianti convenzionali/Particolari: Serre etc.

I° semestre Impianti su Edifici/Altri/Particolari: Serre etc. (PSBTP*)

Regole Applicative GSE:Impianto su Edificio = Volume chiuso Energeticamente Certificabile (autocertificazione proprietario non valida)

Anche edifici a destinazione produttiva non soggetti ad obbligo Cert. EnergeticaImpianti Enti Locali fino a 200 kW di qualsiasi tipo

Impianto psbtp* = I moduli PV devono costituire “Elementi costruttivi” altrimenti impianto non incentivabile

* Psbtp = Abbreviazione per moduli su Pergole, Serre, Barriere acustiche, Tettoie, Pensiline e fabbricati rurali

Le nuove tariffe per il I° semestre Impianti Speciali

Intervallo di potenza Tariffa onnicomprensiva Tariffa premio sull'energia consumata in sito

[kW] [€/MWh] [€/MWh]

1≤P≤20 288 186

20<P≤200 276 174

P>200 255 153

Ttariffa onnicomprensiva Tariffa premio sull'energia consumata in sito

[kW] [€/MWh] [€/MWh]

1≤P≤200 259 157

200<P≤1000 238 136

P>1000 205 103

I° semestre Impianti Caratteristiche Innovative (1 kW‐max 5 MW/impianto)SR=PF, PG, SP, CON Godono premi made UE/SEE e Amianto cumulabli tra loroNon richiesta garanzia 10 anni sui moduliNon richiesta adesione a consorzio/sistema per riciclo moduli a fine vita

I° semestre Impianti a Concentrazione (1 kW‐max 5 MW/impianto)SR=PG, SPOccorre garanzia 10 anni sui moduliNon richiesta adesione a consorzio/sistema per riciclo moduli a fine vita

SR= Soggetto Responsabile; PF=Persona Fisica; PG=Persona Giuridica; SP=Soggetti Pubblici; CON= Comdomini

Esempio Vendita diretta/indiretta: Produttore

RETE ELETTRICA

kWh

Produzione totale P=U=1300 kWh

PUNTO DI CONNESSIONE

DC

AC

Il titolare deve essere un “Produttore” ovvero titolare di una impresa preposta alla vendita (partita IVA etc.)

Valore economico Produzione=1300 kWh/kWp x 0,228 €/kWh

= 296 €/kWpIMPIANTO DA 1 kWp

10 m2 di moduli fotovoltaici

Produzione annua: 1300 kWh

Costo Investimento: 2800 €

M2 (U=P)

Incentivi agli Impianti Fotovoltaici V CETariffa onnicomprensiva Ton + Premio autoconsumo Tau (> 27/08/2012)

NON più Applicabile:“Ritiro Dedicato (RD)”

(“Tariffa Onnicomprensiva” + “Bonus UE”) x U

T. Onnicomprensiva + Bonus Made UE1300 kWh x (0,208+0,02) €/kWh

1300 x 0,228= 296 € Immissione totale U=P=1300 kWh

C= P‐U=0

kWh

RETE ELETTRICA

UTENZE‐CARICHI

3500 kWh/anno

PUNTO DI CONSEGNA

Contratto Fornitura 3 kW

Costo Unitario 0,20 €/kWh

DC

AC

kWh

Produzione totale P=1300 kWhkWh Incentivi

GSE

Premio Autocon.+Bonus UE800x(0,126+0,02)=116 €

Titolare =“Cliente Finale” ovvero ha un contratto di fornitura di energia elettrica

T. Onnicomprensiva + Bonus Made UE500 kWhx (0,208+0,02) €/kWh

=500 x 0,228 = 114 €

Valore economico produzione =(0,228x500)+(0,146+0,20)x800=

114+276= 390 €/kWp

Esempio autoconsumo: Cliente Finale

NON più Applicabili:“Scambio Sul Posto (SSP)” “Ritiro Dedicato (RD)”

M1 (P)

M2 (U)

“Tariffa Onnicomprensiva+Bonus” x U=(P‐C)“Premio Autoconsumo+Bonus” x C=(P‐U)

Ceduta in rete U=P‐C=500 kWh

Autoconsumo C=P‐U=800 kWh

Costo evitato Fornitura =800 x 0,20= 160 €

UTENZE‐CARICHI

3500 kWh/anno

IMPIANTO DA 1 kWp

10 m2 di moduli fotovoltaici

Produzione annua: 1300 kWh

Costo Investimento: 2800 €

Incentivi agli Impianti Fotovoltaici V CETariffa onnicomprensiva Tonn + premio autoconsumo Tau (> 27/08/2012)

Lo schema dell’incentivazione: sintesi

U=P‐C= (1‐Ca) x P

C=P‐U= Ca x P

Ricavo Globale=1 + 2 + 31. CE Incentivo Conto Energia CE (€) = P (kWh) x Tce (€/kWh)2. Costo Evitato Fornitura CEF (€)= C (kWh) x Tforn.(€/kWh)3. Scambio Sul Posto SSP (€)= U (kWh) x Tssp (€/kWh)

Ca=Coeff. autoconsumo 0‐1 = (0‐100%)

U=P‐C= (1‐Ca) x P

C=P‐U= Ca x PCa=Coeff. autoconsumo

0‐1 = (0‐100%)

Ricavo Globale=1 + 2 + 31. CE Tariffa onnicomprensiva CE1 (€)= U (kWh) x Tonn (€/kWh)2. CE Tariffa autoconsumo CE2 (€) = C (kWh) x Taut (€/kWh)3. Costo Evitato Fornitura CEF (€) = C (kWh) x Tforn (€/kWh)

Conti Energia 1°‐ 4°

Conto Energia 5°

I Risultati del 1° Registro

Aspetti Tecnici e Verifica Requisiti

Impianti su edifici – Casistica GSE punto 1 –Tetti Piani

Tetto Piano: Copertura con pendenze < 5° (lastrici solari, terrazze, coperture sub‐orizzontali)

Senza BalaustraElem. perim. H< 30cm; H1(moduli) < 30cm

Con Balaustra Elem. Perim. H>30cm, rigido, continuo/discontinuo (sfera Φ<10cm)

Hm < H (punto più basso)

“Idoneo” ‐ Senza balaustra con H1<30cm “Non Idoneo” ‐ Senza balaustra con H1>30cm


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 2‐ Tetti a faldaModuli complanari a superficie falda(con e senza sostituzione superficie)

“Idoneo” – Complanare superficie/senza sostituzione/con sostituzione

“Non Idoneo” – Non Complanare superficie/senza sostituzione

Tetto a falda: Falda non allungata per l’occasione (preesistente)‐minima distanza modulo/superficie falda


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 3‐ Tetti diversi 1&2Moduli complanari a piano tangente +10°(Ogni modulo deve essere appoggiato)

“Non Idoneo” – Modulo non appoggiato “Non Idoneo” – Modulo > 10°

Esempio installazione idoneaEsempio installazione Non idonea: file moduli non appoggiate

“Non Idoneo” – Modulo non appoggiato


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 3‐ Tetti diversi 1&2

Esempi installazione Non idonea: moduli/file non appoggiati a superficie copertura


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 4 ‐ Tetti misti

è possibile installare i moduli in ciascuna porzione secondo le modalità consentite per lo specifico profilo (casi precedenti)


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 5 ‐ Frangisole

I moduli sono collegati alla facciata al fine di produrre ombreggiamenti e schermatura di superfici trasparenti

Frangisole: è la struttura collegata alle superfici verticali di edifici, atta a produrre ombreggiamento e schermatura di superfici trasparenti sottostanti. La lunghezza totale dell’impianto non può superare il doppio della lunghezza totale delle aperture trasparenti.


Impianti su edifici – Casistica GSE punto 5 ‐ Frangisole

Esempi installazione Non idonea: lunghezza impianto notevole rispetto ad apertura

Esempio installazione idonea

Esempi installazione Non idonea: Assenza superfici trasparenti sottese


Installati su edifici (def. DPR 412/93) per integrazione architettonica, per Pmax <5 MWConformi a condizioni tecniche di cui all’All. 4 del DM CE Rispondenti alla guida GSE (agosto/2012 vigente):“Guida alle applicazioni innovative finalizzate all’integrazione architettonica del fotovoltaico”

(integra le Regole applicative GSE del 7/8/2012)

Impianti integrati con caratteristiche innovative

CARATTERISTICHE COSTRUTTIVE (i moduli devono avere tutte le seguenti caratteristiche)

1. Moduli non convenzionali o componenti speciali, per integrarsi e sostituire elementi architettonici edifici 2. Moduli e componenti che abbiano significative innovazioni di carattere tecnologico3. Moduli progettati e realizzati industrialmente per svolgere anche funzioni architettoniche fondamentali quali:

protezione o regolazione termica dell’edificiotenuta all’acqua e conseguente impermeabilizzazione della struttura edilizia sottesatenuta meccanica comparabile con l’elemento edilizio sostituito

MODALITÀ DI INSTALLAZIONE

1. Devono sostituire componenti architettonici degli edifici2. Devono comunque svolgere una funzione di rivestimento di parti dell’edificio3. Inserimento armonioso nel disegno architettonico dell’edificio

REQUISITI (all.4)


Impianti integrati con caratteristiche innovative: caratteristiche costruttive

A)‐Moduli PV non convenzionali: prodotto edilizio, unico e inscindibile, commercialmente identificato e certificato ai sensi della normativa tecnica All. 1 A DM CE

a) moduli fotovoltaici flessibili;b) moduli fotovoltaici rigidi quali:

‐ nastri in film sottile su supporto rigido;‐ tegole fotovoltaiche;‐moduli fotovoltaici trasparenti per facciate, finestre e coperture (opportunamente realizzati e installati per consentire il passaggio della luce all’interno dell’involucro edilizio)

B)‐ Componenti speciali:Insieme di:

modulo laminato senza cornice (certificato)sistema di montaggio dotato di brevetto europeo*

* Ammissibili anche prodotti che, avendo in corso una procedura di richiesta di concessione del brevetto alla data di presentazione della domanda al GSE, abbiano già ottenuto dall’European Patent Office (EPO) il rapporto di ricerca (search report) unitamente all’opinione preliminare sulla brevettabilità del prodotto (preliminary opinion on patentability) con contenuto positivo ?????????

L’integrazione architettonica del fotovoltaico è tale se la rimozione dei moduli fotovoltaici compromette la funzionalità dell’involucro edilizio, rendendo la costruzione non idonea all’uso


Impianti integrati con caratteristiche innovative– Casistica GSE – 5.1) moduli non convenzionali

Flessibili Rigidi coibentati

Film su strato metallicoTegola

Copertura SemitrasparenteSpecchiature Infissi


Impianti integrati con caratteristiche innovative – Casistica GSE 5.2) Componenti speciali

Coperture

a) ‐Sup. verticali opache (Facciate) b)‐ Facciate ventilate

Deve sempre essere garantito:

‐ la tenuta all’acqua‐ una tenuta meccanica‐ una resistenza termica adatta

Casi a)e b): Possibile deroga al Brevetto europeo se:‐ Interessata tutta la parete dell’involucro edile, anche in combinazione con altri materiali opportunamente raccordati.

Aspetti Tecnici e Verifica RequisitiImpianti integrati con caratteristiche innovative – 5.2) Componenti speciali

Silfab 4roofModuli PV+Sistema montaggio


SCHOTT Advance InDaxModuli PV+Sistema montaggio

SAINT‐GOBAIN Solar SunlapModuli PV+Sistema montaggio

Impianti integrati con caratteristiche innovative – 5.2) Componenti speciali

Radiazione solare(MJ/m2 = 3,6 kWh/m2)

• componente diretta

• componente diffusa

• componente riflessa o di albedo

radiazione fuori dall’atmosfera

assorbita

atmosfera

diretta

scattering

diffusa

riflessa

godobobadb IaIIRIIII ∗⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

+∗⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

+∗=++=2cos1

2cos1 ββ

Igo globale orizzontale; Ibo diretta orizzontale; Ido diffusa orizzontale; a fattore di albedo; β angolo di tilt; RB parametro dipendente da β, δ (declinazione solare) e φ (angolo di azimut)

RADIAZIONE SOLARE

β

RADIAZIONE SOLARE

DISTRIBUZIONE DELLA RADIAZIONE SOLARE IN ITALIA

Radiazione media annuale sul piano orizzontale variabile

da Nord a Sud tra 1300 e 1800 kWh/m2

DISTRIBUZIONE DELLA RADIAZIONE SOLARE IN ITALIA: Dettagli

Caserta

Irraggiamento Globale su piano orizzontale e producibilità energia elettrica annua

Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) - JRC Ispra

P-side

N-side☺☺☺

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☺ ☺ ☺

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☺

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☺ ☺☺☺☺☺

☺

☺ Elettroni

Lacune

LA FOTOGENERAZIONE E LA RACCOLTA DELLE CARICHE CELLA FOTOVOLTAICA

4. Contatto posteriore: ricombinazione, con le lacune, degli elettroni provenienti dal circuito esterno

1. Fotogenerazione coppie elettrone-lacuna

3. Trasporto degli elettroni nel circuito elettrico esterno e produzione di lavoro elettrico

☺☺

∆V~0,6 V

2. Trasporto e diffusione delle cariche

⇒ Silicio cristallino (c-Si) (I° generazione)

- monocristallino (m-Si)

- policristallino (p-Si)

⇒ Film sottili (II° generazione)

- silicio amorfo (a-Si)

- film microcristallini

⇒Dispositivi per la concentrazione (III° generazione)

⇒Tecnologie emergenti (III° generazione)

⇒Dispositivi per applicazioni spaziali

LA TECNOLOGIA

Posizionamento Generazioni Tecnologiche

Caratteristiche

• elevati valori di efficienza (15÷24%)

• costi sostenuti

• alto contenuto energetico

• processo di fabbricazione complesso

• spreco di materiale (spessore 0,2-0,3 mm; circa 4g/W)

• feedstock insufficiente (necessità di una produzione ad hoc)

SILICIO CRISTALLINO

Riduzione materiale attivo (spessore 0,001 mm; circa 0,02g/W)

Riduzione costo energetico di produzione

Possibilità di fabbricare moduli su larga area

Possibilità di fabbricare moduli su substrati flessibili

Possibilità di fabbricare moduli semitrasparenti

La tecnologia a film sottili ha grandi potenzialità di sviluppo e diffusione nei settori dell’automotive e della building integration

I FILM SOTTILI

I film sottili includono:

Silicio amorfo (a-Si)Diseleniuro di indio e rame (CIS) e il diseleniuro di indio, gallio e rame (CIGS)Telloruro di cadmio (CdTe)

FILM SOTTILI

FILM SOTTILI: PRODOTTI FLESSIBILI E LEGGERI

Ridotto impiego di materiale

• in un modulo fotovoltaico a concentrazione l’areadel semiconduttore è ridotta proporzionalmente alfattore di concentrazione della luce solare

• si può ovviare al problema dello shortage deimateriali utilizzati nelle tecnologie fotovoltaiche piùdiffuse

L’area di celle aconcentrazione al GaAs (inrosso) eroga la stessa potenzadell’intero campo di calcio secoperto da pannelli piani alsilicio (rettangolo bianco).

Il materiale attivo è sostituito con un ottica di concentrazione a basso costo

Fonte Spectrolab

LA III° GENERAZIONEFOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE

LA III° GENERAZIONE: CELLE ORGANICHE

Relazione: Efficienza/Area Moduli/Potenza

A=1 m2

ηpv=6%

ISTC=1 kW/m2

ηpv=10%

ηpv=15%

ηpv=20%

+

-PPV= 1 kWp

PPV= 60 W

ISTC=1.000 W/m2

PPV= 150 W

PPV= 100 W

PPV= 200 W

A= 17 m2

A= 10 m2

A=7 m2

A= 5 m2

PPV

Modulo PV

Efficienze % Potenze/m2

Area m2/kWp

Tecnologia Film Sottili Si Policristallino SI Monocristallino Hybrid (HIT)

Efficienza cella STC 8 - 12% 14 - 15% 16 - 17% 18 - 19%Efficienza modulo 5 - 7% 12 - 14% 13 - 15% 16 - 17%

Cella

Modulo: insieme di celle connesse in serie

Modulo

Pannello: insieme di moduli montati su una stessa struttura di sostegno

Pannello

Stringa: insieme di pannelli collegati in serie/parallelo

Stringa

Generatore o Campo

Generatore o Campo: insieme di stringhe connesse in parallelo

IL GENERATORE FOTOVOLTAICO

I MODULI: La selezione commerciale

Esempio Modulo Cristallino Commerciale

Esempio Modulo Film Sottile Commerciale

Sol3g started the production of its M40 module in mid 2006, becoming one of the first companies in the world to commercialize HCPV modules based on triple‐junction cells.

Esempio Modulo a Concentrazione Commerciale

Impianto fotovoltaico

1. Generatore fotovoltaico

2. Sistema di controllo e condizionamento della potenza

3. Cavi e quadri elettriciCabine elettriche

Dispositivi di misura e contabilizzazione energia

1)- Generatore fotovoltaicoModuli e stringhe

Cavi elettrici

Sensori di rilevamento (temperatura, irraggiamento, ecc.)

COMPONENTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO

2)- Sistema di controllo e condizionamento della potenza

Convertitore statico (inverter)Tipo di sistema (monofase e/o trifase)Dispositivi di interfaccia con la rete elettrica di distribuzione

3)- Quadri elettrici

Quadri di stringa, di sottocampo, di campo lato DC

Quadro di parallelo inverter (lato AC)

Dispositivi di protezione e sezionamento

COMPONENTI IMPIANTO FOTOVOLTAICO

L’Impianto di grande taglia (1 MW)

LO SCHEMA ELETTRICO GENERALE

Rete (BT/MT)

Invertercentralizzato

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QPS 1

I1...n

I1...n

I1...n

QPS 2

QPS n

DC1

DC2

DCn

50 . . . 500mt

Architettura di impianto centralizzata


+_

Inv 1

+_

Inv 2

+_

Inv 3

+_

Inv 4

Rete

+_

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Inv n

Quadrodi campo

N

Inverter

+ N

Quadro AC

+ N

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SPD

SPD

Architettura di impianto distribuita


caratteristiche del sito di installazione

posizionamento generatore fotovoltaico ( tilt; azimut)

caratteristiche elettriche e prestazionali dei moduli

configurazione elettrica del generatore fotovoltaico

caratteristiche del BOS (Balance Of System)

eventuali ombreggiamenti

ENERGIA PRODUCIBILE

ENERGIA PRODUCIBILE

SitoEsposizione ottimale Energia solare

incidente

(kWh/m2 anno)

Energia prodotta (kWh/kWp anno)Tilt (°) Azimuth (°)

Trapani 28 0 1809 1537

Napoli 30 0 1723 1465

Roma 31 0 1713 1456

Milano 35 0 1370 1164

Disponibilità solareEn. solare=1.500 kWh/m2

ProducibilitàEnergia kWh/kWp

Energia= PPV x hs x PR (kWh)

Energia= 1 kWpx1.500hx0,78 (kWh)

Energia= 1.170 (kWh/kWp)

ENERGIA PRODUCIBILE …..Dettagli !!

Potenziale radiazione solare e producibilità elettrica fotovoltaica annua per sito tipico nella Regione Campania (Riferimento: elaborazione dati norma UNI 10349)

* kWp= Kilowatt di picco, potenza nominale in STC (Standard Test Condition): Irraggiamento solare Gistc= 1 kW/m2; Temperatura celle= 25°C; Spettro solare AM 1,5.

Radiazione Solare Globaleincidente sul piano del generatore fotovoltaico

(anno tipo)

Energia Elettrica Specifica, in corrente alternata, producibile

dall'impianto (anno tipo)

Configurazione generatore kWh/m2 % Rif. % Rif. kWh/kWp*

Piano Orizzontale 1500 100 91 1170

Piano Fisso Inclinato Ottimale 1650 110 100 1287Inseguimento 1 asse N-S inclinato (moto E-O azimutale) 2050 137 124 1599

Inseguimento 1 asse E-O (moto N-S in altezza) 1740 116 105 1357

Inseguimento 2 assi (altezza+azimutale) 2190 146 133 1708

La Cogenerazione Fotovoltaico-Termica (PV/T)

Solare Fotovoltaico (PV)Energia Elettrica

kWheUtenza Elettrica/Rete

Solare Termico (T)Energia Termica a Bassa T

kWhtRiscaldamento fluidi

“T < 60 ºC “

Solare Termodinamico (TD)Energia Termica a Media‐Alta T

kWhtProcessi e cicli “T > 100 ºC “

Cogenerazione PV/TModuli Ibridi Piani PV/T

kWhe + kWht

Cogenerazione CPV/TModuli Ibridi

Concentrazione CPV/TkWhe + kWht

Cogenerazione

Modulo FVincapsulato

Energia elettrica

Fluido in

Fluido out

PV/T Piano: funzionamento

Con e senza vetro(glazed – unglazed)

PV/T a liquidoPV/T ad aria

Celle fotovoltaiche convenzionali in silicio policristallino o a film sottile

PV/T Piano: La tecnologia

TESPI (I)

PV TWINS (NL)

SOLARHYBRID (D)

Vantaggi

1. Migliore sfruttamento energia solare incidente

2. Minore superficie captazione occupata a parità di energia elettrica e termicaprodotta da pannelli separati

3. Riduzione costi complessivi

4. Migliore efficienza fotovoltaica per applicazioni a basse temperature

5. Facilmente integrabili architettonicamente negli edifici

Limiti

1. Un elemento critico è costituito dalla necessità di isolare elettricamente le cellefotovoltaiche dal circuito di raffreddamento e questo contrasta con lariduzione delle resistenze termiche

2. Presenza vetro copertura:• Aumenta resa termica perchè riduce la dispersione frontale

• Rischio delaminazione sandwich fotovoltaico e riduzione della sua vita utile acausa delle possibili elevate temperature in caso di stagnazione

3. Applicazioni per basse temperature

4. Accesso alle incentivazioni limitato

Ibridi PV/T Piano: Pro e Contro

PV/T a Concentrazione (CPV/T): la tecnologia

Celle FV a concentrazione

Circuito di raffreddamento

Inseguimento solare ad 1 asse

Luce concentrata

Radiazione solare diretta

Riflettore

Moduli CPV/T in prova c/o CR ENEA Trisaia

PV/T a Concentrazione (CPVT)Esempi commerciali

Absolicon (Sweden)

Lunghezza modulo da 6 mLarghezza 1,1 mPeso 195 kgConcentrazione 10XProduzione di calore a 50 °C (Madrid) 3610 kWh/annoArea utile 5,8 m2

Potenza elettrica (1000 W/m2 25 °C) 550 WIsc 13 AVoc 51 VProduzione elettrica 700 kWh/annoArea utile 4,9 m2

Dati Tecnici

PV/T a Concentrazione (CPVT)Esempi commerciali

Combined Heat and Power Solar CHAPS (Australia)

Vantaggi

1. Possibile utilizzo di celle fotovoltaiche a concentrazione ad alta efficienza

2. Calore disponibile a livelli di temperatura più elevati (migliore qualità del caloreprodotto)

3. Possibile riduzione complessiva dei costi per un ridotto impiego di materialiattivi costosi

Limiti

1. Sistemi a inseguimento non facilmente integrabili negli edifici

2. Costo di esercizio/manutenzione più elevato

3. Efficienza elettrica limitata dalle alte temperature

4. Maggior pericolo della stagnazione per gli aumenti di temperaturainsostenibibili per il ricevitore

5. Adatto per siti caratterizzati da alta radiazione diretta

6. Assenza normativa e restrizioni sull’accesso alle incentivazioni

Ibridi CPV/T: Pro e Contro

Ibridi CPV/T

0 50 100 150 200°C (Temperatura)

Riscaldamento acqua e aria

DissalazioneRaffreddamento ‐ Cicli frigoriferi ad assorbimento

Cicli frigoriferi ad assorbimento a doppio effetto

Calore di processoVapore

“T < 60 ºC “Riscaldamento acqua/ambienti

“60 ºC > T < 130 °C “Largo campo di applicazioni: processi, cicli

Il campo delle possibili applicazioniTemperatura = Livello di qualità del calore

Ibridi piani PV/T kWhe + kWht

Ibridi a concentrazione CPVTkWhe + kWht

• Settore civile

– Produzione di acqua calda sanitaria e riscaldamento piscine (collettori a bassa temperatura)– Sistemi combinati per la climatizzazione invernale (Comby-system che utilizzano collettori a bassa temperatura)– Climatizzazione estiva degli ambienti (Solar cooling applicato al settore residenziale e commerciale con collettori a

concentrazione)– Autoproduzione di energia elettrica (scambio sul posto)

• Settore agricolo/industriale

– Produzione di calore per riscaldamento serre e per processi industriali a bassa e media temperatura – Produzione di freddo per l’industria alimentare (media temperatura)– Produzione di acqua dissalata mediante processi termici (bassa e media temperatura)– Impianti/camere essiccazione– Autoproduzione/produzione di energia elettrica (scambio sul posto/vendita)

La producibilità energetica utile:il bilancio energetico (Caso reale PV/T)

IBRIDO Piano PV/T

ηth=50%

Hi=1600 kWh/m2

Eth=704 kWht (En. Termica)

Eloss=704 kWh (Perdite)

Edc=192 kWhe (En. Elettrica)ηpv=12%

S=1 m2

ηpv/t=56%

Energia annua ottenibile1 m2 di superficie di collettore ibrido PV/T

• 190 kWhe annui di Energia Elettrica• 700 kWht annui di Energia termica

Collettori con prestazioni commercialiEfficienza energetica media annua

•Fotovoltaico:ηpv=12%

•Termico:ηth=50%

Benefici ambientali190 kWhe ≈ risparmio di ≈ 475 kWh energia primariaemissione evitata di 127 kg CO2 in atmosfera

700 kWht ≈ risparmio ≈ 875 kWh energia primariaemissione evitata di 175 kg CO2 in atmosfera

Lavori in corso: « Il Conto Energia Termico »

•Il nuovo “Conto energia termico” ha a disposizione un budget di spesa annua cumulata pari complessivamente a 900 milioni di euro. Di questi, 700 sono riservati ai privati e 200 alle pubbliche amministrazioni.

•Gli incentivi vengono corrisposti in rate annuali costanti (per 2 oppure 5 anni, a seconda dell’intervento) e potranno coprire fino al 40% del costo dell’investimento.

•Per il solare termico l'incentivo è per metro quadro installato: 170 euro/mq sotto ai 50 mq di superficie e 55 euro/mq per impianti oltre i 50 mq di superficie che salgono rispettivamente a 255 e 83 euro/mq nel caso di impianti che fanno anche solar cooling, cioè raffrescamento.

•L’articolo 5 dello schema di decreto elenca tutte le spese ammissibili ai fini del calcolo dell’incentivo. Va sottolineato che rientrano tra le spese ammissibili anche le prestazioni professionali per la redazione di diagnosi energetiche e di attestati di certificazione energetica, che vanno allegati alla richiesta di incentivo relativa a determinate tipologie di interventi.

E’ uno dei decreti attuativi del DL n. 28/2011 (Decreto Rinnovabili)Attualmente è alla Conferenza Unificata Stato‐Regioni

Lavori in corso: « Il Conto Energia Termico »

GRAZIE PER L’ATTENZIONE

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