Fotovoltaico, Accumulo di energia e pompe di calore

Fotovoltaico,

accumulo di energia e

pompe di calore:

analisi e simulazioni

di utilizzo

Angelo Rivolta

Angelo Rivolta - Fotovoltaico, accumulo di energia e pompe di calore: analisi e simulazioni di utilizzo

Sommario

Introduzione ...................................................................................................................................................... 3

Fotovoltaico con accumulo: abbiamo sempre energia sufficiente per caricare le batterie? ............................ 5

Fotovoltaico con accumulo: è possibile l'autoconsumo totale? ..................................................................... 21

Fotovoltaico con accumulo: verifica dei dati simulati con dati reali ............................................................... 41

Ottimizzare l'autoconsumo fotovoltaico con le pompe di calore ................................................................... 48

Conclusioni ...................................................................................................................................................... 52


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Introduzione

Il comportamento dei sistemi di accumulo abbinati a impianti fotovoltaici è ancora poco conosciuto,

dato che il mercato è in fase di partenza e i prodotti sono alla loro prima generazione.

Per questo motivo, le simulazioni tecniche, presupposto per ogni simulazione economica, sono

ancora molto approssimative e si basano su assunti semplicistici. Seguendo il dibattito su questi

temi sulle riviste specializzate, mi sono reso conto, ad esempio, che si tende a dare per certa la

disponibilità di energia sufficiente per caricare il blocco batterie in ogni giorno dell’anno, così come

la possibilità di raggiungere l’autoconsumo totale o l’indipendenza totale dalla rete elettrica.

Per vederci chiaro, data la disponibilità di dati orari reali di produzione e consumo di un impianto

residenziale esistente non dotato di accumulo, ho simulato il comportamento di un blocco batterie e

i benefici che se ne possono trarre.

La disponibilità di energia fotovoltaica suggerisce inoltre il passaggio a impianti di riscaldamento che

utilizzino energia elettrica, in particolare basati su pompe di calore. L’utilizzo di questi sistemi

raggiunge la massima economicità energetica se asservito alla produzione di energia fotovoltaica,

massimizzandone l’autoconsumo. La disponibilità dei dati di produzione fotovoltaica e di consumo

delle pompe di calore di un impianto reale ha consentito di misurare il comportamento del sistema e

di trarre delle conclusioni.


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Fotovoltaico con accumulo: abbiamo sempre energia

sufficiente per caricare le batterie?

Articolo pubblicato sul numero di Ottobre 2014 di Solare B2B

Da quando sono disponibili sistemi di accumulo da abbinare ad impianti fotovoltaici residenziali, in

molti tra produttori e fan irriducibili delle energie rinnovabili ne decantano i vantaggi, ipotizzando

riduzioni quasi totali della bolletta elettrica.

Nelle simulazioni di questi impianti, si suppone frequentemente che un corretto dimensionamento

del sistema renda possibile la carica delle batterie in ogni giorno dell’anno, rendendo molto semplice

il calcolo. E’ una affermazione corretta? Ho voluto fare un po’ di analisi partendo dai dati di un

impianto fotovoltaico reale, privo per il momento di accumulo, con risultati molto interessanti al

riguardo.

Le prestazioni dell’impianto fotovoltaico

L’impianto è collocato a 30 km da Milano, ha una potenza di 5,8 kWp ed è composto da moduli

policristallini orientati a Sud e inclinati di circa 20°. I dati sono stati misurati nel periodo Agosto 2013

– Luglio 2014.

Per iniziare, alcuni grafici sui risultati dell’impianto. La Figura 1 mostra il dato di produzione mensile

reale (suddiviso tra immissione in rete ed autoconsumo), confrontato con la distribuzione attesa

fornita da un software di simulazione. I dati indicano una produzione superiore alle medie attese in

Primavera, un Inverno inferiore alle aspettative ed un Ottobre da dimenticare. Il bilancio complessivo


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è tuttavia buono, con una produzione annuale pari a 7.242 kWh ed una produzione specifica di 1.248

kWh per kWp installato, ben superiore al valore atteso.

Figura 1

Si nota che il mese con la maggiore produzione è Maggio, mentre Giugno e Luglio mostrano un

andamento decrescente, a causa principalmente dell’influenza negativa della temperatura

sull’efficienza dei moduli fotovoltaici.

La quota di energia immessa in rete è bassa nei mesi invernali, mentre da Marzo a Settembre è ben

superiore alla quota autoconsumata. Ciò è importante per la carica delle eventuali batterie o per altri

utilizzi. I dati annuali mostrano questa situazione:

• La quota autoconsumata è pari a 3.142,7 kWh (43,39%);

• La quota immessa in rete è pari a 4.099,7 kWh (56,61%).

La Figura 2 mostra i dati mensili relativi ai consumi, suddivisi in autoalimentazione e prelievo da rete.

Il prelievo dalla rete tende ovviamente a diminuire nei mesi a maggiore irraggiamento ed è massimo

nei mesi invernali, a causa soprattutto di un elevato consumo di energia serale.


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Figura 2

I dati annuali sono i seguenti:

• L’abitazione ha consumato 6.894,3 kWh;

• La quota autoalimentata è pari a 3.142,7 kWh (45,58%);

• La quota prelevata dalla rete è pari a 3.751,6 kWh (54,42%).

Il dato annuale relativo ai consumi, apparentemente elevato, risente dell’effetto positivo di un gestore

di carichi intelligente. In presenza di energia fotovoltaica disponibile nella stagione invernale, il

dispositivo attiva una pompa di calore in riscaldamento, abbattendo la spesa per l’acquisto di gas

metano. Sempre per massimizzare l’autoconsumo, viene utilizzata una piastra ad induzione anziché

il fornello a gas, quando l’energia a disposizione lo consente. L’impianto è a grandi linee ben

dimensionato rispetto ai consumi, come indica il rapporto tra energia totale prodotta e consumata,

vicino all’unità. I dati relativi alla quota di autoconsumo (43,39%) e di autoalimentazione (45,58 %)

sono anch’essi di buon livello, tenendo conto che difficilmente in una abitazione utilizzata

intensivamente e con un profilo “normale” di consumo orario si possono ottenere risultati migliori.

Un’analisi dei dati a livello giornaliero anziché mensile indica tuttavia una realtà diversa. La Figura 3

mostra di nuovo i valori di produzione suddivisi tra energia immessa in rete ed autoconsumata, con

uno sviluppo questa volta molto frastagliato. Il dato importante ai fini dell’analisi è l’energia

giornaliera immessa in rete, che in un impianto con accumulo viene destinata alla carica.


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Figura 3

Ovviamente, l’energia immessa in rete dipende anche dal profilo di autoconsumo: una maggiore

concentrazione di consumi in fascia diurna riduce la quantità di energia disponibile per altri utilizzi.

E’ comunque consigliabile utilizzare tutta l’energia possibile in fascia diurna per l’autoconsumo

diretto, da cui deriva l’importanza dell’utilizzo di un gestore intelligente di carichi. Evitare di spostare

i consumi in fascia diurna allo scopo di massimizzare l’energia disponibile per la carica delle batterie

non è una strategia efficiente. Infatti, mentre l’utilizzo diretto dell’energia autoprodotta ha basse

perdite di trasformazione (i migliori inverter residenziali hanno efficienza superiore al 97%),

l’accumulo e il successivo utilizzo dell’energia elettrica introducono sensibili perdite, a causa delle

due fasi necessarie (carica della batteria e successiva scarica, con trasformazione in 220 V

alternata). E’ sempre meglio utilizzare direttamente la preziosa energia autoprodotta.

Per gli stessi motivi di efficienza, sono da preferire i sistemi che caricano le batterie nella sezione in

CC dell’inverter e non nella sezione in CA. La carica delle batterie partendo dalla corrente alternata

(soluzione utilizzata nei dispositivi di tipo “retrofit”) introduce infatti ulteriori perdite di efficienza a

causa della necessaria trasformazione iniziale in CC. Non si conoscono al momento dati riguardanti

la perdita totale di efficienza di un ciclo carica/scarica nei due casi (partenza da CC o da CA). Alcune

indicazioni raccolte indicano perdite doppie nel caso di partenza da CA, con valori anche superiori

al 15%. Sarebbe interessante avere informazioni di confronto dai produttori di sistemi di accumulo.

Tornando al grafico, colpisce la elevata variabilità della produzione fotovoltaica anche tra giorni

adiacenti, con valori compresi ad esempio tra 9 kWh e 40 kWh nel mese di Giugno e tra 0 kWh e 15


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kWh nel mese di Dicembre. Proprio questa variabilità è il nocciolo del problema relativo alla carica

delle batterie.

L’immissione in rete giornaliera nel corso dell’anno ha registrato valori compresi tra 0 (per 24 volte,

nel periodo Ottobre - Febbraio) e 30,5 kWh. E’ possibile notare che vi sono stati numerosi giorni nel

corso dell’anno in cui il sistema ha immesso in rete una quantità di energia inferiore a 3 kWh e non

sarebbe quindi stato in grado di caricare un blocco batterie di tale capacità (sufficiente appena a

coprire i consumi serali di una famiglia di 4 persone). Il fenomeno diventa evidente nella Figura 4,

dove i dati di produzione giornaliera sono stati ordinati per quantità crescente di energia immessa in

rete. Per facilità di lettura, sono mostrati solo i primi 120 giorni della serie.

Figura 4

Il grafico mostra chiaramente che:

• 111 giorni hanno avuto immissione in rete inferiore a 4 kWh;



• 62 giorni hanno avuto immissione in rete inferiore a 1 kWh.

Un eventuale sistema di accumulo con capacità di 3 kWh non avrebbe quindi completato il ciclo di

carica per 90 dei 365 giorni dell’anno. Se il sistema avesse avuto una capacità di 2 kWh, i giorni con

carica non completa sarebbero stati 75. Tutto questo con una potenza installata di 5,8 kWp: se


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l’impianto fotovoltaico fosse stato di soli 3 kWp, i giorni con energia insufficiente per la carica di un

blocco batterie da 3 kWh sarebbero stati 160.

Questo è un primo risultato da tenere in considerazione nel dimensionamento dell’impianto: non

sempre l’energia disponibile è sufficiente a caricare totalmente le batterie. In linea di massima, per

minimizzare i rischi di scarso utilizzo, è consigliabile sovradimensionare la potenza dei pannelli

fotovoltaici rispetto alla capacità delle batterie.

Nelle simulazioni di un impianto dotato di accumulo, è necessario quindi introdurre una correzione

che tiene conto della variabilità dell’energia disponibile. Questa correzione può essere calcolata, ad

esempio, partendo dal dato di produzione media giornaliera della località e introducendo una

variazione stagionale, a cui si aggiunge una variazione giornaliera. L’aggiunta di un consumo medio,

suddiviso opportunamente in diurno e serale-notturno, consente poi di stimare tutti gli altri parametri.

La simulazione di un sistema con accumulo

Facciamo quindi un passo avanti: la disponibilità dei dati statistici ha reso possibile lo sviluppo di un

foglio di calcolo che simula la produzione giornaliera nella sua variabilità, con risultati praticamente

identici ai dati storici. Rispetto ai simulatori di impianto reperibili sul mercato, con questo strumento

è possibile avere una stima più accurata del comportamento del blocco batterie e giungere ad una

stima di produzione, utilizzo e rientro finanziario più accurata.

Per poter procedere, dobbiamo aggiungere il profilo dei consumi, dei quali viene mostrato lo sviluppo

giornaliero in Figura 5. Ai fini dei calcoli sui benefici di un eventuale sistema di accumulo, è

necessario aggiungere un’indicazione dell’energia consumata nelle ore serali e notturne. Si potrebbe

anche qui fare un’analisi puntuale, vista la disponibilità di dati orari per ogni giorno, ma uno sguardo

al grafico fornisce già una risposta soddisfacente: nelle due settimane centrali di Agosto, l’abitazione

in stand-by ha continuato a consumare circa 10 kWh/giorno, con autoalimentazione di circa 6 kWh

e con un prelievo dalla rete di circa 4 kWh.


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Figura 5

Data l’ampia disponibilità di energia fotovoltaica nel periodo in questione (da 20 a 30 kWh/giorno,

con profilo orario privo di disturbi), il prelievo dalla rete è avvenuto quindi esclusivamente in ore serali

e notturne. Il profilo di consumo di un giorno di questo periodo conferma l’ipotesi, in Figura 6.


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Figura 6

Il picco di consumi tra le 10:00 e 12:00 è dovuto alla pompa dell’impianto di irrigazione, che

ovviamente funziona solo in presenza di energia fotovoltaica disponibile. Escluso questo carico,

abbiamo un consumo medio dell’abitazione di 330 W/h in condizioni di stand-by, ovvero quasi 4 kWh

di prelievo dalla rete tra le ore 19:30 e le ore 7:30.

Soffermandoci brevemente su questo punto, emerge chiaramente come la disponibilità di dati

puntuali sia la base per qualsiasi intervento di miglioramento energetico. Il consumo notturno

dell’abitazione, in particolare, è stato considerato elevato e sono stati successivamente posti in

essere alcuni interventi per una sua riduzione da circa 4 a 3 kWh.

Tornando al profilo di consumo rappresentato nel grafico, si può quindi affermare che il fabbisogno

giornaliero dell’abitazione nelle ore prive di energia fotovoltaica è di almeno 4 kWh e ciò significa

che qualsiasi sistema di accumulo con capacità fino a 4 kWh può recare beneficio senza timore di

sovradimensionamento. Il problema è capire se il sistema fotovoltaico sarà in grado di sostenere sia

l’autoconsumo (prioritario) sia la carica delle batterie del sistema desiderato.

Facciamo ora riferimento ad un blocco batterie reale al Pb-Gel (le batterie agli ioni di Litio costano

al momento decisamente troppo e non sono ancora ben distribuite in Italia), prodotto da una azienda

specializzata in storage fotovoltaico, composto da 4 batterie da 6 V con capacità 308 Ah (C, ovvero

misurata su una scarica di 10 ore) collegate in serie per fornire 24 Volt. La capacità di accumulo

massima è pari quindi a 7,392 kWh.

Figura 7


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La vita stimata delle batterie è funzione della profondità di scarica (DoD) e il produttore dichiara in

questo caso una vita utile pari a:

• Circa 3.300 cicli con DoD pari a 40% (9 anni stimando 1 ciclo di carica al giorno);

• Circa 2.600 cicli con DoD pari a 50% (7 anni stimando 1 ciclo di carica al giorno).

Volendo massimizzare la durata nel tempo, scegliamo una profondità di scarica pari a 40%, con

3.300 cicli a disposizione e una quantità di energia utile per ogni ciclo pari a 2,957 kWh.

Ora aggiungiamo l’accumulo virtuale all’impianto e simuliamone il funzionamento nel periodo Agosto

2013 - Luglio 2014 nella Figura 7. Data la mancanza di dati sulle perdite di efficienza della carica e

scarica delle batterie, supponiamo di avere un processo efficiente, senza perdite.

Questo grafico ci permette di osservare che, nel corso dell’anno, vi sono numerose giornate in cui

le batterie si caricano solo parzialmente. Per analizzare meglio il fenomeno, in Figura 8, i dati sono

ordinati per quantità crescente di energia immagazzinata e per semplicità di lettura sono mostrati

solo i primi 120 giorni della serie.

Figura 8

I giorni con carica inferiore al 100% (2,957 kWh) sono 89, di cui 24 con carica pari a zero. Ben 66

sono i giorni con carica inferiore a 1,5 kWh, valore pari alla metà dell’energia immagazzinabile.

Queste ultime cariche sarebbero da evitare, in quanto sprecano un prezioso ciclo per rendere

disponibile meno della metà dell’energia utile. Il tema delle cariche parziali e della loro limitazione

potrebbe essere un argomento di differenziazione dei prodotti più validi sul mercato. Un buon


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sistema di battery management potrebbe cioè adottare una serie di accorgimenti per minimizzare

questo fenomeno, dannoso per la durata delle batterie.

Il profilo mensile della produzione cambia come indicato dalla Figura 9. Confrontandola con la Figura

1, è possibile vedere la quota di energia immessa in rete che è stata “trasformata” in autoconsumo,

grazie alla presenza delle batterie. La quantità di energia aggiuntiva messa a disposizione delle

utenze come autoconsumo è notevole, anche se, come si vedrà tra poco, non basta ad eliminare il

prelievo dalla rete. I mesi di Gennaio e Febbraio mostrano una quantità di energia immagazzinata

nettamente inferiore agli altri mesi, il che fa sorgere qualche dubbio sull’effettivo sfruttamento

completo del sistema in questo periodo. Più avanti vedremo alcune considerazioni aggiuntive circa

l’utilizzo invernale di un sistema di accumulo.

Figura 9

In Figura 10 è mostrato l’effetto sul lato consumo. Rispetto alla figura 2, è possibile osservare una

sensibile diminuzione dell’energia prelevata dalla rete. L’energia immagazzinata nelle batterie è da

intendersi come autoalimentazione aggiuntiva. Tuttavia, la limitata capacità dell’accumulo in alcuni

giorni e l’insufficiente energia di carica in altri, impedisce l’azzeramento totale del prelievo da rete.

Appare evidente come corrisponda al vero la regola numero uno di ogni intervento di miglioramento

energetico: la riduzione dei consumi è l’operazione prioritaria per poter raggiungere i migliori risultati

e per massimizzare l’effetto dell’investimento. Infatti, anche incrementando la capacità del blocco

batterie, non si risolverebbe totalmente il problema, a causa dell’aumentare del numero dei giorni


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con insufficiente energia disponibile per la carica totale. Senza un intervento significativo sul lato

consumi, è difficile migliorare in modo sensibile (o conveniente) i risultati.

Figura 10

Come cambia il profilo giornaliero di produzione e consumi? In Figura 11 è mostrata la simulazione

dello stesso giorno già visto in Figura 6, con l’aggiunta delle batterie.

Le batterie vengono caricate nell’orario compreso tra le 7:45 e le 10:30 e forniscono una copertura

dei consumi dalle ore 19:00 fino alle ore 4:00 del mattino, evitando il prelievo da rete. Come è

possibile osservare, è stata introdotta nella simulazione una limitazione della corrente di carica, che

contribuisce ad aumentare la durata delle batterie. Per lo stesso motivo, il simulatore prevede una

limitazione anche della corrente di scarica, non visibile nel grafico a causa del limitato wattaggio

richiesto alla batteria nel giorno considerato.

Complessivamente, l’effetto delle batterie nella simulazione è così riassumibile:

• L’energia utile immagazzinata ed utilizzata in un anno è pari a 882,30 kWh, pari all’’82% del

massimo teorico di 1079,35 kWh (365 gg x 2,97 kWh di capacità) a causa dei giorni a carica

parziale o nulla;

• L’autoconsumo è salito da 43,39% a 55,58%;

• L’autoalimentazione è salita da 45,58% a 58,38%.


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L’introduzione simulata di un accumulo di energia elettrica nell’impianto ha avuto effetti senz’altro

benefici, anche se gli effetti sono molto più “realistici” rispetto all’autoconsumo quasi totale dichiarato

dai più ottimisti.

Figura 11

Il foglio di calcolo ha permesso anche di stimare l’effetto di un blocco batterie di capacità doppia,

tenendo conto delle maggiori giornate a carica parziale e delle giornate in cui l’abitazione non riesce

a sfruttare pienamente la carica a disposizione. Il risultato è un aumento dell’autoconsumo a 67%,

con costi delle batterie che raggiungono però un valore quasi pari al resto dell’impianto fotovoltaico,

fatto che rende poco sensata l’operazione. Una diminuzione del costo delle batterie dedicate allo

storage fotovoltaico aprirebbe decisamente scenari molto interessanti.

Lo spegnimento invernale

Un ulteriore argomento che la simulazione ci permette di analizzare riguarda la convenienza a

“spegnere” la funzione caricabatteria nei giorni invernali, come suggerito da alcuni produttori.

Dato che un ciclo parziale di carica vale comunque come un ciclo in meno nella durata della batteria,

i sistemi più evoluti sono dotati di una apposita regolazione, che esclude il caricamento della batteria

nei mesi a minore irraggiamento. Ciò consente di recuperare cicli di carica nelle stagioni ad

irraggiamento più elevato.


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In altre parole, il numero di cicli nella vita utile della batteria rimane lo stesso ma si migliora la qualità

dei cicli stessi, riducendo il numero di cicli a carica parziale ed aumentando la quantità di energia

che il blocco batterie fornisce complessivamente.

Nella Figura 12 è mostrato il dettaglio di immissione e autoconsumo dei due mesi più rigidi, Dicembre

e Gennaio, nei quali è consigliata la disattivazione della funzione caricabatteria. I dati sono stati

ordinati per immissione in rete crescente.

Figura 12

E’ possibile notare che, in questi due mesi:




• 16 giorni hanno avuto immissione in rete pari a 0 kWh.

Con un accumulo da 3 kWh di capacità, mantenere in funzione l’impianto avrebbe significato “buttare

via” 17 cicli di carica, ovvero 33 meno i 16 giorni in cui l’energia disponibile è stata pari a zero ed il

ciclo di carica non sarebbe comunque partito.

Potrebbe essere forse più conveniente disattivare la funzione di carica in Novembre e in Febbraio,

dove è più elevata la probabilità di avere energia disponibile maggiore di zero ma in quantità inferiore

alla capacità delle batterie. I dati, ricavati con la stessa procedura, indicano che in questi due mesi:


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• 7 giorni hanno avuto immissione in rete pari a 0 kWh.

Con un accumulo da 3 kWh, disattivare la funzione di carica avrebbe in questo caso permesso di

recuperare 21 cicli (28 – 7), con un risultato leggermente migliorativo rispetto al caso precedente.

Secondo i dati a disposizione, per eliminare totalmente il fenomeno, sarebbe quindi necessario

disattivare la funzione di carica da Novembre a Febbraio. Questi dati di produzione sono tuttavia

basati su osservazioni relative a soli quattro mesi di un singolo anno. Salvo ulteriori indicazioni con

base statistica più ampia, credo che la scelta più saggia sia quella di disattivare la funzione in

Dicembre e Gennaio.

C’è un altro motivo per cui i giorni invernali possono essere dannosi per le batterie. In Figura 13 è

mostrato il profilo giornaliero del giorno 12 Gennaio 2014, con simulazione delle batterie.

Figura 13

In questo caso le batterie iniziano a fornire energia dalle 15:00, quando i consumi iniziano a superare

l’energia fotovoltaica prodotta, esaurendosi già alle 19:00, a causa dell’elevato consumo invernale

di energia elettrica. E’ possibile notare l’intervento del limitatore tra le 17:45 e le 18:45, che regola

l’energia massima prelevabile dalle batterie per prolungarne la durata. Ancora una volta, appare

evidente il beneficio che potrebbe dare un intervento di riduzione dei consumi, come la sostituzione


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delle lampadine alogene (ce n’è almeno una da 200 W in ogni lampada “di design”) con lampadine

LED. Dopo tanta fatica per immagazzinare energia, perché buttarla con un sistema di illuminazione

poco efficiente?

Continuando l’analisi del grafico, ci sono due episodi interessanti in cui le batterie intervengono per

sopperire a picchi di consumo con valori superiori all’energia fotovoltaica disponibile, alle 11:30 e

alle 14:15, con implicazioni sul ciclo di carica.

Quello che viene mostrato è, dal punto di vista delle batterie, la… tempesta perfetta. Infatti, il

particolare profilo del consumo, legato ad una bassa produzione, fa compiere tre cicli di

scarica/scarica nello stesso giorno, il primo dal 40% al 54%, l’altro dal 45% al 100% e il terzo dal 90

al 100% della capacità utile. In un solo giorno le batterie hanno perso tre cicli, che avrebbero potuto

rendere di più in giornate estive. Ovviamente, i prodotti più evoluti potrebbero avere una logica

interna che impedisce la carica se il livello della batteria non è sceso al DoD desiderato oppure che

impedisce la scarica se il livello della batteria non ha raggiunto il 100%. In ogni caso, la gestione

delle fasi del ciclo di carica è un argomento complesso ed un commento da parte dei produttori

potrebbe chiarire questo punto, molto importante per la vita delle batterie.

Queste osservazioni, insieme alle precedenti, spingono verso una disattivazione prudenziale della

funzione di carica nei due mesi più rigidi. Nel caso considerato, la disattivazione per due mesi

all’anno porta la vita utile del blocco batterie oltre i fatidici 10 anni, rendendola simile a quella di molti

inverter in commercio. Dato il costo delle batterie, è importante prendere tutti gli accorgimenti per

farle durare il più a lungo possibile.

Conclusioni

L’analisi ha mostrato innanzitutto l’importanza della disponibilità di dati puntuali di consumo come

base per ogni intervento ed investimento di miglioramento energetico. A seguito della fase

conoscitiva, è necessario innanzitutto intervenire per ridurre i consumi dove possibile. Un

investimento per la produzione di energia supplementare non ha senso se l’abitazione spreca

preziosa energia in consumi inconsapevoli, inutili o indesiderati.

Detto ciò, la progettazione di un sistema fotovoltaico dotato di accumulo deve tener conto di alcune

considerazioni aggiuntive rispetto ad un impianto tradizionale:

• Alcuni fattori si influenzano in modo inversamente proporzionale (autoconsumo diretto ed

energia disponibile per la carica) ma è comunque conveniente massimizzare l’autoconsumo

diretto e considerarlo prioritario;

• Il dimensionamento della potenza dei moduli fotovoltaici deve tener conto di un

sovradimensionamento, per ottenere una maggiore probabilità di carica totale;


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• I sistemi di simulazione devono tener conto delle giornate a carica parziale o nulla, altrimenti

i dati non sono sufficientemente realistici;

• La strategia di utilizzo deve comprendere uno stop all’uso delle batterie nei mesi invernali,

per evitare il più possibile i cicli a carica parziale e massimizzare l’investimento in batterie.

Inoltre, allo stato attuale, non vi sono dati su alcuni fattori importanti per le simulazioni, quali:

• La perdita totale di energia nel ciclo di carica/scarica delle batterie;

• La differenza in perdita di energia tra carica da CA e carica da CC;

• La logica con cui si susseguono o meno cicli di carica/scarica nella stessa giornata.

Sarebbe utile un contributo di opinioni (o, meglio, di fatti) al riguardo da parte di progettisti e di

produttori di sistemi.


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Fotovoltaico con accumulo: è possibile

l'autoconsumo totale?

Articolo pubblicato sul numero di Gennaio-Febbraio 2015 di Solare B2B

L’analisi dei sistemi di storage continua con un approfondimento sull’autoconsumo totale nei sistemi

di tipo UPS e in parallelo.

L’utilizzo di un sistema fotovoltaico con accumulo permette di incrementare notevolmente la

percentuale di energia rinnovabile consumata dall’abitazione, valorizzandola al massimo.

La percentuale di aumento rispetto ad un normale sistema privo di batterie dipende da alcuni fattori,

tra cui soprattutto il dimensionamento del blocco batterie in relazione ai consumi.

E’ possibile ottenere l’autoconsumo totale? E a quali condizioni? L’analisi sui dati di produzione e

consumo di un impianto reale ha fornito indicazioni operative molto interessanti al riguardo.

I dati sono relativi ad un impianto alle porte di Milano, con 5,8 kWp di moduli policristallini orientati a

Sud e inclinati di circa 20°. Il periodo considerato è compreso tra Agosto 2013 e Luglio 2014.

Nell’analisi è stato calcolato l’effetto sia sull’autoconsumo (percentuale di energia fotovoltaica

utilizzata), sia sull’autoalimentazione (percentuale dei consumi coperta da energia fotovoltaica).

Quest’ultimo indice fornisce l’informazione più importante per il cliente, in quanto esprime l’effetto

dell’impianto sulla riduzione della bolletta elettrica. Per questo motivo, la domanda iniziale dovrebbe

essere riferita all’autoalimentazione.


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Connesso come un UPS o in parallelo?

Sul mercato esistono due grandi famiglie di prodotti storage: i sistemi che funzionano con la logica

UPS e i sistemi con batterie in parallelo alla rete domestica. Prima di affrontare il tema principale è

necessario evidenziare le differenze di funzionamento delle due tipologie, perché ciò influisce, come

vedremo, sulle prestazioni e sulle indicazioni d’utilizzo.

I prodotti di tipo UPS sono stati i primi sul mercato, perché adottano una tecnologia già consolidata

e derivante dai prodotti dedicati principalmente al mondo dell’informatica. Il principio

dell’applicazione di un UPS ad uso fotovoltaico è semplice: le batterie vengono caricate solo con

energia proveniente dai moduli fotovoltaici. L’abitazione, in questa fase, è scollegata dal sistema di

accumulo ed è connessa normalmente alla rete elettrica. Quando le batterie sono cariche, un

commutatore scollega l’abitazione dalla rete e la collega al sistema. Da questo momento in poi,

l’abitazione viene alimentata dall’energia fotovoltaica diretta e, se non è sufficiente, dalle batterie,

fino al loro esaurimento. Al raggiungimento del limite inferiore di carica, il commutatore riconnette

l’abitazione alla rete elettrica ed il ciclo riparte.

I dispositivi fotovoltaici di tipo UPS, quindi, non sono mai connessi alla rete: è l’abitazione che viene

connessa alternativamente alla rete o al sistema di accumulo. Dal punto di vista della rete, il

dispositivo è quindi inesistente e non deve quindi essere conforme alle specifiche di sicurezza

relative agli inverter grid connected. Per questo motivo, possono essere installati senza richieste ed

autorizzazioni del gestore della rete. Dato che non si può parlare di scambio sul posto, non vi è

coinvolgimento nemmeno del GSE. Questi dispositivi sono preferiti da coloro che vogliono essere

totalmente indipendenti, anche da un punto di vista burocratico. I produttori di questi sistemi ne

evidenziano la semplicità di funzionamento e la capacità di aumentare drasticamente

l’autoconsumo.

Di concezione più recente, i sistemi di accumulo con batterie in parallelo non hanno alcun

commutatore tra alimentazione da inverter e alimentazione da rete elettrica. Le tre fonti di

alimentazione (moduli fotovoltaici, batterie e rete elettrica) sono contemporaneamente connesse

all’abitazione attraverso il dispositivo e un’apposita logica interna permette di gestire i flussi di

energia, secondo le priorità definite e facendo intervenire la rete solo quando l’autoalimentazione

non è possibile. La complessità progettuale di questi prodotti è in genere più elevata e richiede

competenze tecniche altrettanto elevate.

I sistemi in parallelo, a differenza di quelli di tipo UPS, sono quindi sempre connessi alla rete. Appositi

sensori impediscono che l’energia proveniente dalle batterie sia immessa in rete e che l’energia

proveniente dalla rete sia utilizzata per caricare le batterie. Dato che le batterie vengono gestite nella

sezione CC degli inverter, la rete non le “vede” direttamente e il dispositivo si comporta come un


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normale inverter fotovoltaico. L’installazione è quindi sottoposta alle consuete norme di sicurezza

degli inverter connessi alla rete, come la norma italiana CEI 0-21. Oltre a ciò, è necessario richiedere

lo scambio sul posto al GSE, per valorizzare l’energia immessa in rete. Questi dispositivi sono scelti

da coloro che vogliono massimizzare il ritorno economico dell’impianto, migliorandone le prestazioni

e beneficiando dello scambio sul posto. Secondo i produttori di questi sistemi, si ottiene un migliore

sfruttamento dell’energia fotovoltaica, minimizzandone le perdite e immettendo in rete il surplus

Figura 1

In Figura 1 vengono mostrati gli schemi di collegamento di un sistema tipo UPS e di un sistema in

parallelo. Si nota, nel caso dell’UPS, la presenza del commutatore tra alimentazione da rete o

alimentazione da inverter. Nel sistema in parallelo è invece presente un sensore che indica

all’inverter la quantità di energia immessa in rete, in modo da regolare i flussi dai moduli fotovoltaici

e dalle batterie e impedire flussi indesiderati, come quello da batteria a rete.

I due sistemi hanno vantaggi e svantaggi, che ne possono consigliare l’uso in condizioni specifiche.

La differenza fondamentale, da un punto di vista logico, è la priorità dell’alimentazione proveniente

dai moduli fotovoltaici. Nei sistemi di tipo UPS, la priorità di alimentazione è verso l’accumulo. Solo

quando le batterie sono cariche, il sistema viene connesso all’abitazione. Nei sistemi in parallelo, la

priorità è invece verso l’abitazione. Solo in presenza di un surplus, l’energia viene utilizzata per

caricare le batterie.

La differenza tra i due sistemi si manifesta quindi soprattutto nelle fasi iniziali del ciclo di

funzionamento, quando la batteria è in carica. Durante l’utilizzo della batteria, i due sistemi si

comportano in modo simile, con due uniche differenze: la gestione dell’energia in surplus e la

gestione di eventuali picchi di assorbimento. Più avanti analizzeremo queste particolarità.

Nella simulazione mostrata in Figura 2, possiamo osservare il comportamento di carica di un sistema

di tipo UPS con capacità utile di 3 kWh, applicato all’impianto da 5,8 kWp sui dati di produzione e


24

consumo dei giorni 1 e 2 Aprile 2014. Il diagramma orario inizia alle ore 7:30, per maggiore

comprensione: in questo modo si può vedere fino a quando prosegue il supporto della batteria nella

notte. Non sono state inserite limitazioni nella corrente di carica-scarica né perdite di trasformazione.

In queste simulazioni, si suppone infine che la batteria inizi ad erogare energia solamente dopo la

carica completa e che, una volta iniziata, sia libera di scaricarsi e caricarsi parzialmente, fino

all’esaurimento totale della capacità utile. Più avanti vedremo gli effetti di limitazioni e perdite di

energia.

Figura 2

Possiamo notare innanzitutto il profilo di produzione, descritto dalla linea verde, che indica due

giornate tipiche di Aprile con picchi di produzione di 4,7 kW e di 3,8 kW. Riguardo all’utilizzo

dell’energia prodotta, all’inizio delle giornate tutta l’energia fotovoltaica viene inviata alle batterie, che

si caricano rapidamente, come indicato dalla linea tratteggiata rossa. Da questo momento in poi, il

commutatore scollega l’abitazione dalla rete e la collega al sistema, con batteria a disposizione per

integrare la produzione di energia fotovoltaica e soddisfare i consumi. In seguito, al calare della

produzione, la batteria si esaurisce fino ad arrivare a zero intorno le 23:00.

Se ora osserviamo lo stesso tipo di grafico, riferito questa volta ad un sistema con accumulo in

parallelo, notiamo un andamento molto diverso nella parte iniziale della giornata, nella Figura 3.

E’ evidente come l’energia prodotta ad inizio giornata sia destinata in questo caso ai consumi

dell’abitazione. Solo in seguito la parte in surplus (oltre la linea arancio dei consumi) viene destinata

alla carica delle batterie. L’accumulo si carica con un andamento diverso, raccogliendo solo l’energia


25

non utilizzata, mentre la scarica avviene nello stesso orario. Il grafico mostra anche un diverso

utilizzo dell’energia fotovoltaica in surplus dopo la carica della batteria, indicata con le barre bianche.

Nel caso di un sistema in parallelo, questa energia viene immessa in rete.

Figura 3

Osserviamo ora gli effetti di queste due modalità di carica, rappresentando il comportamento dei due

impianti dal punto di vista dell’autoalimentazione. In Figura 4 è riportata la simulazione dell’impianto

con accumulo di tipo UPS.

E’ possibile notare che l’abitazione viene alimentata dalla rete anche quando inizia la produzione

fotovoltaica, fino a quando le batterie sono cariche. A batterie cariche, il commutatore connette

l’abitazione al sistema e i consumi vengono alimentati da energia fotovoltaica. Le batterie

intervengono ad integrazione, fino al loro esaurimento e alla conseguente riconnessione

dell’abitazione alla rete elettrica. Il calcolo dell’energia prodotta e consumata evidenzia che, rispetto

ad una situazione senza accumulo, l’autoconsumo è passato da 47,74% a 54,46%, mentre

l’autoalimentazione è passata da 63,33% a 72,25%.

Per poter stimare l’autoconsumo, è necessario considerare che, a batterie cariche, il sistema UPS

produce energia in surplus che non può essere immessa in rete, perché è disconnesso. Questa

energia deve essere gestita, probabilmente con uno spostamento del punto di lavoro MPPT che

riduca la produzione ed azzeri il surplus. In questo senso, l’autoconsumo raggiunge il 100%. Per

calcolare l’autoconsumo dei sistemi UPS e consentire un confronto, verrà utilizzata quindi l’energia

teoricamente producibile nei giorni considerati.


26

Figura 4

A parità di condizioni, il sistema ad accumulo in parallelo mostra un andamento diverso, in Figura 5.

Figura 5


27

In questo caso l’abitazione è connessa al sistema da subito ed è possibile notare che l’energia

fotovoltaica è dedicata come priorità all’autoconsumo. In seguito, l’energia prodotta è sufficiente sia

per alimentare l’abitazione sia per caricare la batteria, come indica il livello crescente di carica.

Rispetto al sistema di tipo UPS, è possibile notare che il supporto all’autoconsumo inizia circa 3 ore

prima. Gli effetti di questo prolungamento si fanno notare nelle percentuali di autoconsumo e di

autoalimentazione:

• L’autoconsumo aumenta a 58,76%, vale a dire 11,02 punti percentuali in più rispetto al caso

senza accumulo e 4,3 punti in più rispetto al caso con accumulo di tipo UPS;

• L’autoalimentazione aumenta a 77,95%, vale a dire 14,62 punti percentuali in più rispetto al

caso senza accumulo e 5,7 punti in più rispetto al caso con accumulo di tipo UPS.

Queste maggiori prestazioni sono dovute ad un utilizzo migliore dell’energia fotovoltaica,

alimentando i consumi ogni volta che ciò sia possibile ed utilizzando il surplus per caricare le batterie.

Il sistema UPS, tendendo a dedicare la prima energia al caricamento della batteria, perde ore di

autoalimentazione diretta che poi non riesce a recuperare. Queste considerazioni sono tuttavia

riferite ad un sistema non perfettamente dimensionato. Come vedremo, in un sistema ben fatto, le

differenze tra le due tipologie sono di molto inferiori.

I grafici visti finora ci mostrano una situazione in cui l’accumulo non permette di raggiungere

l’autoalimentazione totale. Ma ciò non significa che non sia possibile: il segreto è nel

dimensionamento corretto del blocco batterie. Un sistema ben progettato deve partire dalla quantità

di energia consumata nelle ore di non irraggiamento, dimensionando il blocco batterie in modo da

arrivare alla mattina successiva. Per questo motivo, in impianti di questo tipo, è indispensabile

intervenire sull’abitazione per abbattere il più possibile i consumi serali e notturni, spostando nelle

ore diurne il funzionamento degli elettrodomestici energivori (lavatrice, lavastoviglie, ecc.) e

adottando illuminazione a LED.

Dopo aver fatto i dovuti calcoli, vediamo l’effetto di un corretto dimensionamento del blocco batterie,

in Figura 6. L’impianto è lo stesso di Figura 4.

La capacità del blocco batterie è stata portata da 3 a 8 kWh e, come è possibile osservare, il sistema

funziona in autoalimentazione al 100%. In questi giorni, l’abitazione viene alimentata solamente dal

sistema UPS e non è connessa alla rete. La Figura 7 indica la situazione sul fronte dell’uso della

produzione fotovoltaica.


28

Figura 6

Figura 7

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llo

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tte

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W

Fonti di alimentazione dei consumi - Modalità UPS

Alimentazione da FV Autoalimentazione da batteria Alimentazione da rete

Produzione FV Livello batterie

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Live

llo

ba

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W

Uso della produzione di energia fotovoltaica - ModalitàUPS

Produzione FV verso consumo Produzione FV verso batterie Produzione FV inutilizzata

Produzione FV Consumo totale Livello batterie


29

Il grafico mostra che l’energia è sufficiente per soddisfare i consumi e caricare le batterie. In queste

due giornate l’autoconsumo è pari a 75,38%.

I grafici del sistema di tipo parallelo in questo caso sono identici a quelli tipo UPS, con un'unica

differenza: essendo il sistema connesso alla rete, è in grado di immettere l’energia in surplus, che

nei giorni considerati è pari a 24,62% dell'energia prodotta.

Come prima conclusione possiamo affermare che i due sistemi, quando funzionano in

autoalimentazione totale, sono equivalenti. Da un punto di vista economico, i sistemi di tipo parallelo

permettono tuttavia un risultato migliore, dovuto alla valorizzazione dell’energia immessa in rete.

Da notare che, quando i sistemi funzionano in parziale alimentazione, il fenomeno della migliore

gestione dell’energia in fase di carica e della migliore gestione dell’energia in surplus sono presenti

contemporaneamente nell’arco della stessa giornata, per cui possiamo trarre una conclusione

aggiuntiva: i sistemi di tipo UPS devono essere sempre correttamente dimensionati, pena il mancato

raggiungimento delle prestazioni ottimali. Un sottodimensionamento del blocco batterie non

consente di ottenere l’autoalimentazione totale e un sovradimensionamento della potenza dei moduli

FV avrebbe come effetto una elevata quantità di energia inutilizzata. In questi sistemi si tende ad

avere quindi potenze non elevate in kWp e alte capacità di batteria.

I sistemi di tipo parallelo possono essere dimensionati anche senza l’obiettivo di raggiungere

l’autoalimentazione totale, dato che forniranno comunque un apporto di energia aggiuntiva pari alla

capacità del blocco batterie e all’energia disponibile, senza avere controindicazioni. Da un punto di

vista commerciale, questo apre la possibilità di dimensionare il blocco batterie sulla base di una

valutazione economica, scegliendo eventualmente livelli di autoalimentazione inferiori al 100% a

fronte di investimenti inferiori in batterie.

I casi visti finora sono relativi a due giorni presi ad esempio ma non sono certo indicativi del

comportamento dei sistemi in tutte le condizioni che si verificano nel corso dell’anno.

In Figura 8 è mostrata la situazione dell’11 e 12 Gennaio 2014, dove è possibile osservare che

l’autoconsumo non avviene nonostante le batterie da 8 kWh, a causa di insufficiente irraggiamento.


30

Figura 8

Nel caso descritto, relativo ad un sistema in parallelo, nel primo giorno l’energia prodotta è inviata

interamente all’abitazione e le batterie non vengono caricate. Se si fosse trattato di un sistema di

tipo UPS, le batterie sarebbero state parzialmente caricate. Da notare come i picchi di assorbimento

del secondo giorno siano soddisfatti mediante ricorso alle batterie, con una erogazione che arriva a

3800 W senza intervento della rete.

Nella Figura 9 invece viene mostrata la situazione di due giorni con elevata produzione e basso

consumo, il 20 e il 21 Agosto 2014.


31

Figura 9

E’ evidente il sovradimensionamento della potenza generata rispetto ai consumi, che porta ad un

pieno utilizzo in autoalimentazione ma anche ad una energia in surplus che non può essere immessa

in rete nel caso in questione, relativo ad un sistema di tipo UPS. Nessun problema, invece, se il

sistema fosse stato in parallelo, con scambio dell’energia in surplus con la rete.

Ma quanto è frequente l’autoconsumo totale?

Dopo aver visto che, con un accumulo correttamente dimensionato, in alcuni giorni è possibile

ottenere un autoconsumo totale, è necessario indagare sulla frequenza con la quale si può ottenere

questo risultato. Simulando i risultati sui dati di produzione e consumo di tutti i 12 mesi considerati,

è possibile calcolare il numero di giorni in cui questa condizione si verifica. Nella Figura 10, è

possibile osservare il numero dei giorni con autoconsumo totale per mese. Il grafico è relativo

all’impianto in esame, simulando una capacità delle batterie pari a 8 kWh.


32

Figura 10

Per avere un’indicazione più precisa sull’effetto delle batterie, il grafico riporta anche la percentuale

di consumi coperta da energia fotovoltaica. Questo perché le batterie hanno comunque un effetto

positivo sull’autoalimentazione, anche se non si raggiunge il traguardo del 100%. Si può notare che

nel periodo estivo i giorni di autoconsumo totale sono numerosi, con un totale di 111 su base annua.

Nei mesi di Marzo, Aprile e Settembre, i giorni di autoconsumo totale diminuiscono ma la percentuale

dei consumi autoalimentata rimane su valori molto elevati. L’autoalimentazione su base annua,

infatti, è pari a 72,76% e l’autoconsumo a 69,18%. Nel caso di un analogo sistema di tipo UPS, i

giorni di autoconsumo sarebbero stati 114, mentre l’autoalimentazione sarebbe stata pari a 67,08%.

Il numero maggiore di giorni con autoconsumo totale è spiegato dalla logica con cui viene caricata

la batteria, che ogni volta che parte dalla carica minima ha la precedenza, fino alla carica totale. Il

maggiore utilizzo di energia fotovoltaica ad uso diretto spiega invece i 5 punti aggiuntivi di

autoalimentazione del sistema in parallelo.

Come dimensionare le batterie?

E’ conveniente cercare ad ogni costo l’autoalimentazione al 100%? Certamente è un traguardo

suggestivo ma rischia di essere una scelta non conveniente. In entrambi i tipi di sistemi, infatti, il

dimensionamento delle batterie fornisce risultati soddisfacenti anche senza ottenere un numero

elevato di giornate con autoalimentazione totale. Nella Figura 11 viene mostrato lo stesso impianto

di Figura 10 ma con batterie di capacità pari a 4 kWh, ovvero la metà.


33

Figura 11

In questo caso, le giornate con autosufficienza al 100% sono scese a zero ma l’autoalimentazione

rimane comunque elevata, con un valore annuo pari a 64,47%. Come è possibile?

Figura 12


34

La risposta è nella Figura 12, che mostra l’andamento dell’alimentazione giornaliera nel mese con il

valore più alto, Giugno 2013. Per semplicità di lettura, il grafico riporta solamente l’alimentazione da

batteria e quella da rete. E’ possibile distinguere i singoli giorni e, al loro interno, la ripartizione

dell’alimentazione da batteria o da rete. In ogni giorno, il contributo dell’energia da batteria è elevato

ma non è mai tale da raggiungere il 100%. Ciò evidenzia che, anche se non si raggiunge

l’indipendenza totale dalla rete in nessun giorno, il contributo delle batterie può essere tale da portare

l’autoalimentazione a valori elevati. Questo grafico ci conferma che, da un punto di vista

dell’investimento, non conviene puntare a tutti i costi ad ottenere giorni di autoalimentazione totale

ma conviene invece puntare ad ottenere un soddisfacente livello di autoalimentazione annuale.

Il fenomeno descritto nella Figura 11 si ripete anche nel caso di un sistema di tipo UPS, in questo

caso con giorni ad autosufficienza al 100% ancora pari a zero e con autoalimentazione annuale pari

a 56,62%. La diminuzione di autoalimentazione nel passaggio da 8 a 4 kWh di capacità è in questo

caso maggiore rispetto al caso del sistema in parallelo (11 punti percentuali contro 8). Questo ci

conferma che i due sistemi vanno usati in modo diverso e che il dimensionamento delle batterie va

fatto con logiche diverse: con i sistemi in parallelo si può puntare anche ad un dimensionamento

inferiore, perché l’impianto fornirà buoni risultati anche con compromessi più convenienti da un punto

di vista dell’investimento. Con i sistemi UPS è necessario puntare ad un dimensionamento più

generoso. Maggiore è la capacità del blocco batterie, minore è la differenza tra i due sistemi.

Figura 13


35

Possiamo notare questo fenomeno se portiamo su un grafico, per capacità crescente delle batterie,

la percentuale di autoalimentazione e i giorni di autoalimentazione totale, come mostrato dalla Figura

13.

Le linee indicano la percentuale di autoalimentazione annua delle due tipologie di accumulo al

variare della capacità delle batterie. E’ possibile osservare che questo valore per i sistemi in parallelo

è superiore a quello dei sistemi UPS, soprattutto per valori intermedi di capacità, mentre

all’aumentare della capacità la differenza tende ad affievolirsi. Le barre verticali indicano invece il

numero di giorni ad autosufficienza totale. Possiamo notare che sotto i 5 kWh di capacità non si

hanno giorni al 100% di autoalimentazione, dopodiché abbiamo un andamento diverso, con i sistemi

di tipo parallelo in vantaggio iniziale e i sistemi di tipo UPS in vantaggio su capacità maggiori.

E’ interessante notare che la superiorità nella percentuale di autoalimentazione dei sistemi in

parallelo aumenta fino al punto in cui iniziano a verificarsi giorni di autoconsumo totale. Da questo

momento in poi, i sistemi UPS riducono lo svantaggio. A ulteriore conferma di quanto già affermato,

i sistemi di tipo UPS devono essere dimensionati con capacità adeguate a generare un numero

elevato di giornate con totale autoalimentazione. Solo in questo modo danno il meglio di sé.

Figura 14

Se analizziamo i dati con un’altra logica, possiamo notare fino a che punto è conveniente aumentare

la capacità delle batterie per i due sistemi. In Figura 14 viene mostrato solo l’incremento

dell’autoalimentazione all’aumentare della capacità delle batterie. Ad esempio, in un sistema di tipo

parallelo, un accumulo di 1 kWh provoca un aumento di autoalimentazione di circa 6 punti


36

percentuali rispetto ad un impianto privo di accumulo. Aumentando la capacità a 2 kWh, si ottiene

un ulteriore incremento di circa 4 punti e così via, con andamento decrescente. In un sistema di tipo

UPS, con il primo kWh di accumulo si ottiene un incremento di soli 2,8 punti ma, continuando ad

aggiungere, l’incremento non diminuisce come nell’altro caso.

E’ evidente che i sistemi UPS beneficiano in misura maggiore dell’incremento delle batterie, fino a

capacità elevate (nel caso specifico fino a 9 kWh), mentre l’incremento nei sistemi in parallelo

diminuisce al crescere della capacità. Nell’impianto in esame, con un sistema in parallelo

converrebbe fermarsi ad una capacità del blocco batterie pari a 6 kWh. Per ogni kWh di capacità

aggiuntiva oltre questa soglia, l’incremento di autoalimentazione sarebbe inferiore al 2%, rendendo

poco redditizio l’investimento. Per un sistema di tipo UPS, l’incremento di autoalimentazione si

manterrebbe intorno al 2,5% fino ad una capacità di 9 kWh ed è quindi ipotizzabile aumentare il

blocco batterie fino a questo valore. Ancora una volta, i sistemi di tipo UPS sembrano dare il meglio

con elevate capacità di accumulo.

Effetto della riduzione dei consumi

I grafici finora presentati sono riferiti a un caso reale di una abitazione abbastanza energivora, con

consumo pari a circa 6.900 kWh/anno, Questo per scelta, dato che in nella stagione invernale viene

sfruttata l’energia fotovoltaica in surplus per alimentare una pompa di calore in riscaldamento che

integra la caldaia a gas.

Figura 15


37

La maggioranza delle abitazioni, tuttavia, ha consumi inferiori e potrebbe essere interessante

osservare cosa accade su abitazioni con un consumo medio, stimabile in 4.500 kWh/anno. Dato che

il simulatore consente di aumentare o ridurre i consumi applicando un moltiplicatore, utilizzando un

fattore 0,65 si ottiene un consumo annuale pari a quello medio della famiglia italiana ed è possibile

vederne l’effetto nella Figura 15, in confronto con la Figura 10. I giorni con autoconsumo totale

salirebbero da 111 a ben 216, con un sensibile aumento di autoalimentazione da 72,76% a 84,23%.

In questo caso si potrebbe valutare anche una riduzione della capacità delle batterie, con un

investimento più oculato. Ad esempio, una scelta molto conservativa potrebbe essere un blocco

batterie di soli 3 kWh, che fornirebbe soli 15 giorni di autoalimentazione totale ma con una

percentuale di autoalimentazione pari a 71,96%, pienamente soddisfacente.

Quest’ultimo risultato ci ricorda ancora una volta che il primo intervento su un’abitazione deve

riguardare l’abbattimento dei consumi. Solo con consumi contenuti si possono ottenere risultati

ottimali con impianti ad accumulo.

Effetti della… latitudine.

I risultati di cui abbiamo parlato finora sono in realtà molto prudenziali, perché basati sui dati storici

di un impianto collocato nella nebbiosa Pianura Padana. Basta spostarsi un poco al Sud per ottenere

risultati migliori e così ho introdotto nel simulatore una funzione che permette di variare la produzione

e simulare altre località. Per rendere evidente il fenomeno, ho virtualmente spostato l’impianto di

Figura 15 a Portopalo di Capo Passero, con un aumento di produzione pari al 30%, su una abitazione

che consuma 4.500 kWh l’anno. Inutile dire che i risultati sono molto incoraggianti: con un blocco

batterie da 8 kWh, i giorni di autoalimentazione totale sono pari a 244 e l’autoalimentazione annua

è pari a 88%. In questo caso, vale proprio la pena di ridurre l’investimento in batterie. Limitandoci ad

esempio ad un accumulo di 3 kWh, i giorni di totale autosufficienza scenderebbero a 21 ma

l’autoalimentazione annua rimarrebbe attestata su 75%.

Erogazione di correnti elevate

Nei sistemi ad isola, uno dei temi tecnici più importanti è quello della capacità del sistema di erogare

correnti elevate. Per questo motivo, quando si progetta un sistema ad isola, non ci si ferma di solito

all’installazione di un sistema di produzione di energia da fonte rinnovabile ma ci si preoccupa anche

di come verrà utilizzata l’energia. E’ importante innanzitutto che il consumo dell’abitazione sia il più

basso possibile. E’ necessario inoltre evitare utenze a grande assorbimento di energia o con spunti

di partenza elevati, per non mettere in crisi il sistema batterie-inverter. Per questo motivo, i sistemi

di accumulo di tipo UPS hanno generalmente un inverter in grado di erogare correnti elevate. Allo


38

scopo di evidenziare il fenomeno, in Figura 16, è stata introdotta in un sistema di tipo UPS una forte

limitazione di corrente erogabile.

Figura 16

E’ possibile notare che, nel secondo giorno, i picchi di assorbimento delle ore 11:30, 11:45 e 14:15

vengono compensati dall’energia proveniente dalle batterie, per la parte che supera l’energia

fotovoltaica disponibile. Alle 14:30 il sistema entra però in crisi a causa della limitazione di corrente

erogabile e le batterie non riescono a fornire tutta l’energia necessaria. La parte di energia mancante

è evidenziata in nero. Un sistema reale in queste condizioni staccherebbe l’alimentazione dalle

batterie e riconnetterebbe l’abitazione alla rete. Va ribadito che la limitazione introdotta nella

simulazione è solo a scopo didattico e non è realistica, dato che queste macchine montano tutte

inverter con alta capacità di erogazione ma non bisogna sottovalutare il fenomeno: in orario di cena

e di rientro a casa, l’uso dell’illuminazione e una eventuale contemporanea partenza di

elettrodomestici ad alto assorbimento (come forno microonde, lavatrice, asciugacapelli, ecc.)

possono generare picchi di energia assorbita notevoli ed è necessario quindi assicurarsi che il

sistema sia in grado di reggere.

I sistemi in parallelo godono invece della presenza di una fonte di energia che interviene ogni qual

volta l’inverter non sia in grado di fornire correnti elevate: la rete elettrica. Essendo collegati

costantemente alla rete, tutto ciò che l’inverter non riesce ad erogare per mancanza di energia o per

limitazioni di corrente viene prelevato dalla rete, senza alcuna commutazione. Alcuni produttori

sfruttano questa particolarità e impostano il dispositivo in modo da limitare la corrente massima di


39

erogazione dalle batterie, per prolungarne la durata. Le batterie scaricate con basse correnti, infatti,

erogano più energia totale e aumentano la loro durata. Ad esempio, una batteria tra le più diffuse in

campo storage fotovoltaico, presa come riferimento nelle simulazioni, fornisce circa il 10% in più di

energia se scaricata totalmente in 10 ore anziché in 5 ore. Questa differenziazione si riflette nelle

caratteristiche costruttive degli inverter dedicati: i sistemi di tipo UPS hanno normalmente inverter

sovradimensionati, mentre i sistemi in parallelo possono avere componentistica dimensionata su

erogazioni inferiori.

Perdite di efficienza

Una delle informazioni più difficili da avere oggi riguarda le perdite totali di energia in un ciclo di

carica-scarica. Da alcune dichiarazioni raccolte, le perdite sarebbero dell’ordine del 15% ma ho

raccolto anche commenti che suggeriscono perdite maggiori. La valutazione è difficile, perché

dipende da un mix di perdite riguardanti sia il caricabatteria-inverter sia le batterie stesse. Ciò che

possiamo fare è una simulazione di come varia l’apporto delle batterie al variare delle perdite di

efficienza del sistema. La Figura 17 rappresenta l’effetto di perdite di efficienza crescenti sul

comportamento di carica di un sistema in parallelo, attraverso la curva del livello della batteria. In

legenda sono indicate le percentuali di autoconsumo e di autoalimentazione corrispondenti.

Figura 17


40

Come è possibile osservare, il livello di carica delle batterie diminuisce al crescere delle perdite ma

non solo: il punto di massima carica si sposta in avanti nel tempo, ritardando al crescere delle perdite.

Il tema delle perdite totali di efficienza è quindi di determinante importanza ed è una delle

informazioni su cui è necessario fare chiarezza.

Quindi, è possibile ottenere autoalimentazione al 100%?

Un corretto dimensionamento del sistema è fondamentale per elevare la percentuale di

autoalimentazione. Un sistema ben progettato può arrivare facilmente all’autoalimentazione totale

per la maggior parte dei giorni in un anno e coprire i consumi annuali con percentuali elevate, anche

oltre il 90%. La decisione riguardo la percentuale di copertura desiderata dipende da valutazioni

economiche: ogni cliente è libero di scegliere l’investimento ed i relativi benefici.

Alla fine, quale sistema scegliere?

L’argomento è complesso, con numerose variabili e argomentazioni a favore dell’uno e dell’altro

sistema. Secondo la simulazione, in termini di prestazioni pure, i sistemi con batterie in parallelo

rendono disponibile all’abitazione una maggiore quantità di energia fotovoltaica, diretta o attraverso

le batterie. I sistemi di tipo parallelo hanno anche dei vantaggi per quanto riguarda la gestione del

surplus di energia fotovoltaica, mentre i sistemi di tipo UPS hanno una funzione nativa di

alimentazione in caso di black-out.

In termini di mercato, ciò che fa preferire i sistemi di tipo UPS è la ricerca di una soluzione senza

complicazioni burocratiche ed al sicuro da evoluzioni normative impreviste. In questo momento, con

le norme tecniche in versione non definitiva, esiste un rischio effettivo che i dispositivi in parallelo

già installati debbano essere aggiornati o che i calcoli economici debbano essere rivisti aggiungendo

oneri oggi non previsti.

In ogni caso, la qualità e la robustezza del prodotto sono determinanti: trattandosi di dispositivi che

devono erogare l’energia per l’abitazione, è più che mai importante scegliere prodotti affidabili, con

produttori realmente presenti sul territorio e in grado di seguire il cliente.


41

Fotovoltaico con accumulo: verifica dei dati simulati

con dati reali

In due articoli pubblicati da Solare B2B nell’Ottobre 2014 e nel Gennaio 2015 avevo proposto

un’analisi sul funzionamento dei sistemi fotovoltaici con batteria, basata su una simulazione

realizzata in MS Excel.

A partire dai dati di produzione e di consumo orari, il software permette di simulare il caricamento e

lo scaricamento della batteria e il conseguente effetto sull’energia immessa in rete o prelevata.

Alcuni parametri modificabili permettono di stimare l’effetto della variazione di:

- capacità totale della batteria;

- profondità di scarica (DoD);

- perdite di energia nelle fasi di carica e scarica;

- corrente massima nelle fasi di carica e scarica.

Un’opportuna variazione nella logica della simulazione di carica/scarica permette inoltre di

confrontare i sistemi con batterie in parallelo con i sistemi funzionanti con la logica di tipo “UPS”,

dove l’abitazione non è connessa al sistema nella fase di carica e viene invece disconnessa dalla

rete e connessa al sistema durante la scarica. Questo perché, nella prima fase di mercato, sistemi

di questo tipo si sono diffusi maggiormente per poi lasciare spazio ai sistemi con batterie in

parallelo.


42

Data la disponibilità dei dati storici necessari, è stato ora possibile ottenere indicazioni

sufficientemente precise sull’effetto e sulla convenienza dell’aggiunta di una batteria ad un sistema

FV esistente.

Le principali conclusioni dell’analisi sono le seguenti:

- Autoconsumo diretto ed energia disponibile per la carica si influenzano in modo inversamente

proporzionale ma è comunque conveniente massimizzare l’autoconsumo diretto e considerarlo

prioritario;

- Il dimensionamento della potenza dei moduli fotovoltaici deve tener conto di un

sovradimensionamento, per ottenere una maggiore probabilità di carica totale nel corso

dell’anno;

- I sistemi di simulazione devono tener conto delle giornate a carica parziale o nulla, altrimenti i

risultati non sono sufficientemente realistici;

- I sistemi con batterie sempre in parallelo sono superiori ai sistemi di tipo “UPS” per maggiore

percentuale di autoalimentazione, per la possibilità di immettere energia in rete, per una

maggiore flessibilità nel dimensionamento della batteria e per una maggiore capacità di

sopportare picchi di assorbimento;

- Il trade-off tra investimenti per riduzione dei consumi dell’abitazione e investimenti per

l’installazione di sistemi di stoccaggio dell’energia elettrica è a favore dei primi. Vale a dire: prima

di investire cifre importanti per l’installazione di sistemi con batteria, è sempre meglio intervenire

per migliorare le caratteristiche energetiche dell’edificio (illuminazione a LED, isolamento

termico, ecc.), altrimenti una parte importante della preziosa energia immagazzinata verrà

consumata inutilmente;

- La disponibilità di maggiori giornate di cielo sereno rende meno critico il dimensionamento del

sistema. In altre parole, un corretto dimensionamento della potenza FV e della capacità delle

batterie è molto più critico nelle regioni settentrionali rispetto a quelle meridionali, a causa di

frequenti giornate con insufficiente irraggiamento;

- Non è importante ottenere il massimo numero di giornate con il 100% di autoalimentazione,

quanto ottenere la maggiore percentuale possibile di autoalimentazione su base annua;

- La batteria ideale dovrebbe ricevere l’energia in surplus ogni qualvolta questa sia disponibile ma

dovrebbe anche erogare energia ogni qualvolta ve ne sia domanda, senza limitazioni legate al

ciclo di carica, scarica o mantenimento;

- La strategia di utilizzo deve comprendere uno stop all’uso delle batterie nei mesi invernali, per

evitare il più possibile i cicli a carica parziale e massimizzare l’investimento in batterie.

Ovviamente, le conclusioni dell’analisi qui riportate sono riferite all’utilizzo di un modello teorico e, a

questo punto, la domanda di fondo è: in quale misura il software rispecchia il reale comportamento

dei sistemi di accumulo applicati ad un impianto FV?


43

La disponibilità di dati reali di un sistema con batterie di tipo “in parallelo” ha permesso di valutare la

validità del simulatore ed il confronto con alcuni grafici ci permette alcune osservazioni al riguardo.

Per completezza di informazione, la potenza dei moduli FV nell’impianto campione è pari a 5 kWp

con orientamento ad Ovest ed inclinazione pari a 20°.

La batteria è di tipo agli ioni di Litio con capacità nominale pari a 6,4 kWh e DoD impostato a 90%.

L’impianto è collocato in provincia di Milano.

L’assunto di questo supplemento di indagine è quindi il seguente: se i risultati del simulatore vengono

confermati da osservazioni reali, le conclusioni esposte negli articoli precedenti possono essere a

loro volta confermate.

Prendiamo quindi i dati di produzione e consumo del 7 e 8 Ottobre 2016, con risoluzione temporale

pari a 15 min e inseriamoli nel simulatore. Il grafico che mostra l’utilizzo dell’energia fotovoltaica

prodotta è riportato in Fig. 1.

Si nota che la priorità viene data all’alimentazione dei consumi istantanei (in blu) e che solo il surplus

viene dedicato alla carica della batteria (in azzurro). Si nota anche che l’energia FV prodotta nei due

giorni viene interamente destinata alla carica della batteria e non c’è quindi immissione in rete. A

causa della scarsa energia FV disponibile, nel primo giorno la batteria viene caricata completamente

allo scadere del periodo di produzione fotovoltaica, mentre nel secondo giorno viene caricata solo

parzialmente (linea tratteggiata in rosso). Si nota inoltre il livello minimo di carica impostato a 10%

(cioè DoD pari a 90%).

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Fig. 1 - Impianto fotovoltaico con batteria - Simulazione

Produzione FV verso consumi Produzione FV verso batterie Produzione FV verso rete

Produzione FV Consumo totale Livello batterie


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La perdita di efficienza è stata impostata a 10% durante la carica e 10% durante la scarica. Per

semplicità, il software considera la stessa perdita in input e in output.

È possibile osservare che la batteria continua a caricarsi fino a quando esiste un surplus di energia

FV (rappresentata dalla linea verde), per poi iniziare a scaricarsi appena l’energia FV disponibile

scende al di sotto dei consumi (indicati dalla linea gialla).

Vediamo ora nella Fig. 2 il grafico dei dati reali, ottenuto scaricando dal sistema i dati dei giorni

corrispondenti.

La somiglianza con i dati elaborati precedentemente è notevole e depone a favore della bontà della

simulazione. Possiamo notare la leggera differenza tra l’energia fotovoltaica prodotta (linea verde)

e l’energia erogata effettivamente dall’inverter per l’autoconsumo (in blu), probabilmente per perdite

di efficienza. Ancora più evidente è la differenza tra l’energia FV prodotta e quella disponibile per la

carica della batteria, che evidentemente subisce maggiori perdite nel processo. L’andamento della

carica della batteria è molto simile al grafico precedente: nel primo giorno si raggiungono la carica

massima e la carica minima nel medesimo orario, mentre nel secondo giorno si notano delle

differenze nella carica massima raggiunta (82% contro 89% della simulazione) che si riflette in una

durata inferiore di circa 45 minuti rispetto alla simulazione. L’andamento reale della scarica mostra

inoltre un andamento meno lineare rispetto alla simulazione, in entrambi i giorni. Questo è

probabilmente da imputare alla logica interna con la quale vengono elaborati i dati dell’inverter, dato

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Fig. 2 - Impianto fotovoltaico con batteria - Dati reali

Prod. FV verso batteria Produzione FV verso consumi Produzione FV

Consumo totale Livello batterie


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che nel secondo giorno appare una breve carica della batteria alle 2:00 notturne, che ovviamente

non può avvenire.

Analizziamo ora il lato consumo, dapprima con il grafico che riporta la simulazione, in Fig. 3.

All’inizio di entrambi i giorni, l’alimentazione proviene esclusivamente dalla rete (in rosso), data

l’assenza di energia fotovoltaica o da batteria. Al crescere dell’energia FV disponibile, il prelievo da

rete si riduce, salvo aumentare di nuovo in corrispondenza di picchi di assorbimento. Durante la

giornata, l’energia fotovoltaica è sufficiente per alimentare totalmente i consumi (in verde) ed al suo

esaurirsi subentra la batteria (in azzurro), che nel frattempo si è caricata. L’energia da batteria

termina al raggiungimento del limite inferiore di carica (10%), dopodiché è ancora la rete a

supportare il consumo di energia.

Il confronto con i dati reali scaricati dall’inverter, nella Fig. 4, mostra ancora una volta un andamento

molto simile. Le piccole differenze tra simulazione e dati reali ci mostrano un aspetto molto

interessante dei sistemi con batterie sempre in parallelo: se l’energia erogata non è sufficiente a

soddisfare i consumi, il sistema attinge dalla rete e assicura quindi che alle utenze sia disponibile

tutta l’energia richiesta. Lo si può osservare nel piccolo prelievo dalla rete alle ore 19:45 del secondo

giorno. Il picco di assorbimento dovuto alle attività domestiche non riesce ad essere alimentato

completamente dalla batteria e di conseguenza viene alimentato in modo complementare dalla rete.

In questo, i sistemi con batterie in parallelo sono decisamente superiori ai sistemi di tipo UPS, nei

quali l’abitazione non è connessa alla rete durante la scarica. Nei sistemi in parallelo, inoltre, non è

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Fig 3 - Impianto fotovoltaico con batteria - Simulazione

Alimentazione da FV Alimentazione da batteria Alimentazione da rete



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importante dimensionare la capacità di erogare corrente del sistema batteria-inverter sui picchi di

assorbimento, ed è possibile quindi proporre sistemi più economici ed affidabili.

Tornando alla simulazione, questi piccoli prelievi di energia dalla rete in corrispondenza dei picchi di

assorbimento non sono presenti nel calcolo teorico, segnale che esiste un parametro relativo alla

capacità di erogazione da mettere a punto in versioni future. Al di là di questo, la somiglianza con il

calcolo teorico è notevole.

Se prendiamo quindi per buona la simulazione, possiamo utilizzare il software alla ricerca di altri dati

interessanti.

Il grafico seguente fornisce un’indicazione circa l’autoconsumo, riportando i giorni per mese in cui,

sulla serie storica del 2015, l’impianto avrebbe ottenuto l’autoconsumo totale. La linea blu indica,

inoltre, la percentuale di autoconsumo mensile ottenuto con la batteria (dato simulato), mentre quella

verde indica quella ottenuta senza batteria (dato storico).

Appare chiaro che, sebbene i giorni in cui si raggiunge l’autoconsumo totale siano pochi, la

percentuale di autoconsumo è comunque elevata da Marzo a Settembre, con valori compresi tra

78% e 92%. Il confronto con la curva relativa ai dati senza batteria indica un netto vantaggio negli

stessi mesi, rendendo visibile il vantaggio dell’operazione, quantomeno da un punto di vista tecnico.

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Fig 4 - Impianto fotovoltaico con batteria - Dati reali

Energia da batteria Prelievo da rete Autoconsumo da FV



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Conclusioni

La simulazione di un impianto fotovoltaico dotato di batteria, ottenuta facilmente mediante un foglio

di calcolo, ha fornito risultati molto vicini alla realtà. Possiamo quindi prendere per buone quasi tutte

le conclusioni e le particolarità emerse negli articoli precedenti.

Rimangono tuttavia aperte alcune domande:

- La batteria si comporta veramente come un serbatoio di energia ideale, caricandosi o

scaricandosi in funzione della disponibilità o del fabbisogno di energia?

- È vero che, nel periodo invernale, è più conveniente spegnere la batteria e non utilizzarla?

- Quanto deve costare la batteria per essere vantaggiosa da un punto di vista economico? È più

vantaggioso installare un impianto FV senza o con batteria?

L’osservazione dei dati reali può darci queste risposte, ma dobbiamo attendere che trascorra

l’inverno per la raccolta dei dati. Arrivederci quindi al prossimo appuntamento.

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Fig. 5 - Autoconsumo in 12 mesi

Giorni di autoconsumo totale Giorni con prelievo dalla rete % di Autoalim.

% di Autoalim. senza batteria Giorni di autoconsumo totale: 12


48

Ottimizzare l'autoconsumo fotovoltaico

con le pompe di calore

Utilizzare al massimo l’energia autoprodotta è di estrema importanza per incrementare il rendimento

economico di un impianto fotovoltaico grid connected. Un ottimo metodo per valorizzare l’energia

prodotta e non utilizzata è il suo utilizzo con pompe di calore per la climatizzazione dell’edificio.

Per verificare la fattibilità di questo metodo, ho utilizzato l’impianto di climatizzazione a pompa di

calore (due unità esterne inverter modulanti, a ciascuna delle quali sono connesse due unità interne

da 9.000 e 12.000 BTU/h), sfruttando l’energia prodotta da un impianto FV con una potenza di 5,8

kW, connesso con il 5° conto energia.

Le pompe di calore sono state collegate ad un sistema di gestione intelligente delle utenze elettriche,

che le attiva solo in presenza di energia fotovoltaica. L’obiettivo è quello di utilizzare tutta l’energia

elettrica generata localmente trasformandola in calore, in modo da massimizzarne la valorizzazione.

Nella Figura 1 sono mostrati i profili iniziali di produzione fotovoltaica, autoconsumo e prelievo dalla

rete, con l'impianto di climatizzazione spento. I dati sono relativi ad una giornata di Agosto 2013. E’

evidente come nella fascia giornaliera l’energia disponibile sia di molto superiore ai consumi.

L’autoconsumo giornaliero di energia FV è pari solo al 18%.


49

Figura 1

E’ stato installato quindi il controllore intelligente di carichi, che attiva le utenze elettriche in base alla

prognosi di produzione fotovoltaica. Il sistema tiene conto della previsione di energia fotovoltaica,

della potenza assorbita da ciascuna utenza, della fascia oraria desiderata e dalla priorità stabilita tra

i vari carichi. Lo scopo è quello di alimentare le pompe di calore senza prelevare energia dalla rete.

In particolare, il vantaggio si ottiene nella stagione invernale, riscaldando la casa con l’energia

fotovoltaica e riducendo il consumo di gas metano.

Le due unità a pompa di calore sono state impostate con priorità diverse: priorità 1 per la zona giorno

e priorità 2 per la zona notte. Il funzionamento viene controllato agendo sul contatto di consenso e

non sull’alimentazione principale: in questo modo l’elettronica di comando delle unità può compiere

correttamente i cicli di accensione e spegnimento delle macchine. Il risultato in funzionamento estivo

è il seguente, relativo sempre ad una giornata di Agosto 2013.


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Figura 2

Si può notare l’aumento dell’autoconsumo dovuto al raffrescamento dell’abitazione. Si notano anche

due episodi di prelievo dalla rete in corrispondenza di due picchi di assorbimento, alle 12:00 e alle

14:30, dovuti alla partenza delle pompe di calore. La presenza della rete in parallelo all’energia

fotovoltaica è estremamente importante, in quanto garantisce disponibilità di energia in occasione

di picchi di assorbimento, facendo partire regolarmente i motori delle pompe di calore.

L’autoconsumo giornaliero di energia FV è salito al 51%.

Vediamo ora il caso di una giornata invernale, con le pompe di calore in modalità riscaldamento. Il

risultato è riportato in Figura 3, relativo ad una giornata di Dicembre 2013.


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Figura 3

E' possibile notare il notevole incremento dell’autoconsumo e la modulazione delle due pompe di

calore effettuata dal controllore di carichi, in funzione del profilo di produzione fotovoltaica: nella

parte centrale della giornata le pompe funzionano entrambe, mentre nelle ore iniziali e finali funziona

solo la pompa con priorità 1. Il picco di prelievo dalla rete delle 14:15 è dovuto alla momentanea

partenza contemporanea delle due pompe di calore, a cui è seguito l’intervento del controllore di

carichi che ha azzerato il prelievo spegnendo uno delle due utenze. In seguito al funzionamento

delle pompe di calore, l’abitazione è stata riscaldata quasi gratuitamente durante il giorno.

L’autoconsumo giornaliero di energia FV è salito al 78%.

L’utilizzo di pompe di calore ad uso raffrescamento e riscaldamento, gestite da un controllore di

carico asservito alla produzione fotovoltaica, ha permesso quindi un sensibile aumento

dell’autoconsumo e, nel funzionamento invernale, ha permesso di abbattere la spesa di

riscaldamento.

L’abbinamento impianto FV – pompa di calore si conferma come un valido sistema per massimizzare

l’autoconsumo e per riscaldare le abitazioni minimizzando i costi.


52

Conclusioni

L’utilizzo intelligente di un impianto fotovoltaico passa senza dubbio per l’accumulo dell’energia

prodotta, sia essa sotto forma di energia elettrica o termica.

L’accumulo di energia elettrica vive ancora una fase iniziale, con problematiche che devono essere

ancora completamente risolte e con prodotti ancora poco maturi, tranne poche eccezioni.

Se parliamo di impianti grid connected, le batterie al Piombo, con la criticità legate alla modalità di

carica/scarica parziale e il limitato DoD, poco di prestano ad essere considerate come la soluzione

ottimale. Le nuove generazioni di batterie al litio, con l’elevato DoD e la possibilità di essere

caricate/scaricate parzialmente senza problemi, sembrano essere la giusta soluzione. L’aspetto

problematico è il loro costo, ancora superiore rispetto al valore dell’energia elettrica aggiuntiva

ottenibile dal loro inserimento in un impianto FV.

Tra le modalità di collegamento del sistema di accumulo, il collegamento in parallelo si dimostra

superiore per performance e utilizzabilità, a parità di capacità del blocco batterie.

Per quanto riguarda infine l’utilizzo abbinato di pompe di calore e impianto FV, questa soluzione

rappresenta senza dubbio una combinazione vincente. Dal lato dell’impianto FV, ciò significa un

incremento notevole dell’autoconsumo, mentre dal punto di vista dell’economia generale

dell’abitazione, significa abbattere in modo sensibile la bolletta del combustibile uso riscaldamento.

La pompa di calore può essere gestita da un controllore intelligente di utenze elettriche, che la aziona

solo in presenza di sufficiente energia fotovoltaica. In questo caso si ha una integrazione

dell’impianto di riscaldamento a costo zero per quanto riguarda l’energia utilizzata. Diversamente, si

può scegliere di sostituire interamente l’impianto di riscaldamento con una pompa di calore,

contando sull’abbattimento dei consumi elettrici generato dall’impianto fotovoltaico. Un accumulo di

calore termico, in questo caso, può immagazzinare l’energia prodotta nelle ore a massimo

irraggiamento per riscaldare l’abitazione nelle ore serali.

Fotovoltaico, Accumulo di energia e pompe di calore

Environment

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