Fotovoltaico: fisica e tecnologia - INFN...Fotovoltaico 15/11/2011 - Lucio Andreani - Dipartimento...

Fotovoltaico 15/11/2011 - Lucio Andreani - Dipartimento di Fisica "A. Volta" - Università di Pavia 1

Dipartimento di Fisica “Alessandro Volta”,Università degli Studi di Pavia

http://fisicavolta.unipv.it

Lucio Claudio Andreani

Corso INFN-UNIPV sull’energia, Pavia, 15/11/2011

Fotovoltaico: fisica e tecnologia


OUTLINE

1. Physics of solar cells, efficiency limits

2. Photovoltaic technologies: an overview

3. Energy production: the challenge


I semiconduttori (monoatomici gruppo IV, binari III-V e II-VI) sono caratterizzati da un gap di energia piccolo, generalmente < 4 eV.

Tavola periodica Cella elementare (Si)

Semiconduttori: struttura cristallina

5

B6

C7

N8

O13

Al14

Si15

P16

S33

As34

Se31

Ga32

Ge29

Cu30

Zn51

Sb52

Te49

In50

Sn47

Ag48

Cd81

Tl82

Pb83

Bi84

Po79

Au80

Hg

III IV V VI

IIBIB


Processes in a two-band photoconverter

1) Absorption: photons with E>Eg can promote the electron to the conduction band, creating an electron-hole pair.

2) Relaxation: any excess energy is quickly lost as heat as the carriersrelax to the band edges. An absorbed photon with E»Eg achieves the same result as a photon with energy E=Eg.

3) Emission: The electron-hole pair recombines and produces a photon.

hν<Eg

hν>Eg: absorption emission

Eg


Absorption coefficient: direct vs. indirect band gap


Photovoltaic cells: p-n junctionsPhotovoltaic conversion of solar energy relies on absorption of light and charge separation in semiconductor p-n junctions.

Other photovoltaic devices, known as photoelectrochemical cells, do not rely on a p-n junction. Examples are dye-sensitized solar cells.


I-V characteristics and equivalent circuit

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛−=−= 1e

exp)( 0scdarksc kT

VJJJJVJ

Superposition approximation: net current = short-circuit photocurrentminus diode dark current

p n

Jdark

Jsc

V+ −

Short-circuit current Open-circuit voltage


Power density reaches a maximum at a bias Vm. The maximum power density JmVm isgiven by the area of the innerrectangle. The outer rectanglehas area JscVoc. The fill factor isdefined as FF= JmVm /(JscVoc).

Maximum power pointand cell efficiency

Cell efficiency η =Power density delivered at operating point

Incident power density

ss

mm

s

mmP

VJFF

P

VJ

VJ

VJ

P

VJ ocscocsc

ocsc⋅===η


The Sun surface emits a blackbody spectrum at Ts=5760 K. On top of the Earth’s athmosphere (AM0 solar spectrum) the maximum irradiance is∼1353 W/m2. On the ground (AM1.5 spectrum) the maximum irradiance is∼900 W/m2. The standard AM1.5 spectrum is normalized to 1000 W/m2.

Solar radiation spectrum

: AM0

: AM1.5


Solar irradiance

Standard irradiance 1000 W/m2 would give 8760 kWh/m2/year

1752 kWh/m2/year= 1752 kWh/m2/(8760 h) ≅ 200 W/m2 (power density)This is the power averaged over day/night and seasons

n.b. a year has 365·24=8760 hours


Detailed balance limit to efficiency of single-junction photovoltaic cells

Limiting efficiency as a function of band gap for the Air Mass 1.5 solarspectrum, and the band gaps of some common photovoltaic materials.


Efficiency: available powerPower spectrum of a black-body sun at 5760 K, and power available to the optimum band gap cell.

Maximum theoretical limit of efficiency (ideal cells) follows from:• lack of absorption below the gap• energy relaxation of carriers a photon with hv>Eg is used at energy Eg

• part of the absorbed energy is lost by radiative recombination


Limiting efficienciesand possible implementation strategies

M. A. Green, Third Generation Photovoltaics (Springer, Berlin, 2003)

Multijunction limit

concentration no concentration


Outline

• Physics of solar cells, efficiency limits

• Photovoltaic technologies: an overview

• Energy production: the challenge


Evolution of solar cells

1stgeneration: single p-n junction wafer cells based on crystallinesilicon (c-Si) or poly-crystalline Si, c-GaAs, c-InPRepresent the dominant part of the market

2nd generation: thin-film technologies to reduce cost of substrate and of photoactive material, as well as processing costs (with reduction of efficiency). Examples: amorphous Si, micromorphtandem Si, CdTe, CuInGaSe2 (CIGS)Are reaching technological maturity and are increasing rapidlytheir market share

3rd generation: cells with multiple energy levels and/or withsolutions that allow to increase the efficiency beyond the theoretical limit for a single energy gap (e.g. concentration).Have potentially higher efficiency, but have still to enter the market and to demonstrate real advantages


Layer structure of basic silicon PV cell

Typical layer thicknesses: n-type emitter 0.5 µmp-type base 300 µm

Layer thicknesses and doping level are optimized in order to maximizelight absorption and carrier collection.


Industrial chain of silicon solar cells

Raw material Ingot Ingot squaring

Wafer slicing

WaferCellModule

System


Silicon photovoltaic cells (wafer)Mono-crystalline silicon Poly-crystalline silicon

(or multi-crystalline)

Typical conversion efficiencies: cells 18-20%, modules 12-18%. Indirect band-gap material thick silicon layers (200-300 micron).


Increasing the efficiency: concentrationto be combined with high-efficiency cell

Trackingsystem

Limiting efficiency for anideal solar cell in AM 1.5 with concentration factorX=1000 and X=1

Multijunction cells becomecost effective withconcentration CPV


Multijunction/tandem cells CPV

Simplified scheme of a 3-junction cell. The gap of each junction decreasesfrom back to rear. Record efficiency: 43.5% @ 418x (Solar Junction, April 2011)Installed capacity (2010): 23-28 MWNeed of lattice-matched c-Ge substrate

high cost (100x) becomeseffective at high concentration


Concentration + spectral separation

Technological routes for improving CPV:• Increase number of junctions (up to 6J)• Material properties, deposition, substrates, …• Spectral separation: optics, engineering…


Thermodynamic or concentrated solar power (CSP)

Solar Two (CA, U.S.A.)

Tube systems – parabolic geometry, uniaxial tracking.

Tower systems – biaxial tracking.

A thermodynamic solar system is based on mirror collectors thatconcentrate solar radiation on a receiver placed in the optical focus.

The receiver contains a fluid (mineral oil, liquid salts: NaNO3, KNO3) that isheated at high temperatures (300-600 °C). The fluid is carried through a heatengine (steam turbine) that converts heat to electrical energy.

Installed capacity (May 2010): 867 MW (JRC Renew. En. Snapshots 2010)


Thin-film photovoltaic cells

Trasparent conductor: IndiumTin Oxide (ITO) or Zinc Oxide

Amorphous silicon CIGS – CuInGaSe2CdTe

All these materials have direct band gap thin layers are sufficient

50-100 nm n-CdS

3-5 µm p-CdTe

metalpassivation layer

TCOAR coat

1.5 µm ZnO

3-5 µm p-CdTe

glassMo contact

AR coat

2-5 µm p-CuInGaSe2

300 nm

Module efficiency ~ 8%(a-Si/µc-Si: 10%)

Module efficiency ~ 10% Module efficiency ~ 12%

CIGS on AlCdTea-Si

a-Si/nc-Si on steel


World-wide PV Production 2009and planned production capacity increases

Source: JRC EU PV report 2010


Thin-film solar PV technologies

Actual and planned PV production capacities[JRC EU PV report 2010]

Market shares 2010 [Poli-Mi, Dip. Ingegneria Gestionale, Solar Energy Report 2011]


Multijunction siliconsolar cells

a-Si:H / µc-Si:H tandem cell: micromorphRecord efficiency: 11.9% (Oerlikon, 2011) for large-area modules

HybridNanotechnology: nc-Si layers

a-Si:H

Record efficiency of a-Si/nc-Si/nc-Si triple junctions: 12.5% (United Solar, 2011)

Trend towards: 3J, 4J, 5J…


Roll-to-roll production


Rome Trade Fair (fiera di Roma)

1.5 MWp PV system with triple-junction thin-film Si technology


Dye-Sensitized Solar Cells (DSSC). also known as photo-electrochemical or Grätzel cells (1991)

Efficiency: 6-11%

Advantage: very low cost (organic materials, simple preparation) Disadvantage: stabilityDSSC cells are just starting to enter the market – very interesting prospects


Best research- cell efficiencies


Nanotecnologies for photovoltaics

1) Use the region hν<Eg of the solar spectrum:1a) Intermediate-band level1b) Up-conversion

2) Improve the use of the spectral region with hν>Eg:2a) Multiple-exciton generation2b) Hot-carrier solar cells2c) Down-conversion

3) Other optical effects for light harvesting:3a) Reduce reflectivity (silicon nanowires, black silicon)3b) Increase absorption by exploiting photonic/plasmonic resonances3c) Nanoantennas (nanocrystals, dendrimers, biomolecules, …)

Goal: to increase the efficiency of thin-film solar cells, towards or beyondthe Shockley-Queisser limit. To this purpose, quantum confinement effectsin semiconductor nanostructures (quantum wells, wires, dots) are employed to develop third-generation photovoltaic cells:


Outline

• Physics of solar cells, efficiency limits

• Photovoltaic technologies: an overview

• Energy production: the challenge


Energy resources: the potential

Solar

WindCoal GasOil

Global energydemand 2006


Generazione di energia elettrica, 2006

14.818.47.9Energy/person/day (kWh)

314331618921Total

6010217756Coal

351311096Oil

1606823807Gas

---9902793Nuclear

43.43083035Hydro

15.3184433Renewables (excl. hydro)

6.793239Biomass and waste

3.082130Wind

5.5659Geothermal

<0.124Solar

Italy**EU*World*All data in TWh

*IEA World Energy Outlook, 2008 **Elab. Terna+GSE


Unione Europea: la direttiva 20-20-20

Il Parlamento Europeo ha approvato a fine 2008 il pacchetto clima-energia volto a conseguire gli obiettivi che l'UE si è fissata per il 2020:

ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra (rispetto al 1990);

portare al 20% il risparmio energetico;

aumentare al 20% il consumo di energia da fonti rinnovabili (per l’Italia l’obiettivo nazionale è del 17%) rispetto all’energia primaria.

Il pacchetto comprende provvedimenti sul sistema di scambio di quote di emissione e sui limiti alle emissioni delle automobili.

Considerando i consumi di energia dei 4 settori (industria, trasporto, riscaldamento, elettricità), la produzione di energia elettrica dovrà provenire per almeno il 35-40% da fonti rinnovabili.


Radianza e irraggiamento medio

Radianza alla sommità dell’atmosfera terrestre: 1353 W/m2

Massima radianza sulla Terra per lo spettro AM1.5: 900 W/m2

Lo spettro AM1.5 è convenzionalmente normalizzato a 1000 W/m2

Irraggiamento medio (variazioni giornaliere e stagionali): 100-300 W/m2

Per calcolare l’irraggiamento annuo: un anno ha 365·24=8760 ore

1 y = 8760 h

Una radianza di 1000 W/m2 corrisponderebbe a 8760 kWh/m2/y

Una radianza media di 200 W/m2 corrisponde a 1752 kWh/m2/y


Annual solar irradiation (Italy)

Milano: 1376 kWh/m2/y

Roma: 1522 kWh/m2/y

Trapani: 1639 kWh/m2/y

See www.suncube.it


Potenza installata

La potenza installata, misurata in Wp (Watt-picco), rappresenta la potenza prodotta dai moduli fotovoltaici sotto condizioni standard di illuminazione: spettro AM 1.5, radianza 1000 W/m2, T=25 °C.

Ad esempio, 1 kWp (o 1 kW installato) produce un kilo-Watt di potenza quando le celle sono illuminate con spettro AM 1.5 di radianza totale 1000 W/m2.

La potenza installata dipende dall’efficienza della cella: ad esempio, 1m2 di celle con efficienza 12.5% produce 125 Watt in condizioni standard di illuminazione ed equivale a 125 Wpinstallati. Con questa efficienza, un 1 kWp richiede 8 m2 di celle.

La potenza installata non dipende dall’irraggiamento (e quindi dalla posizione geografica) e non tiene conto dell’effetto di intermittenza della radiazione solare.


Energia prodotta

L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico dipende non solo dalla potenza installata ma anche da una serie di fattori:

1. L’orientazione dei moduli rispetto al sole. Nell’emisfero boreale l’orientazione ottimale è a sud.

2. L’angolo di inclinazione rispetto al piano orizzontale: l’angolo ottimale dipende dalla latitudine, in Europa è fra 30 e 37 gradi.

3. L’eventuale ombreggiamento dell’impianto, anche solo in certe ore del giorno.

4. L’irraggiamento medio sul sito, ossia gli effetti di intermittenza.

Nel seguito assumiamo condizioni ottimali per quanto riguarda i punti 1-3 ed esaminiamo l’effetto dell’irraggiamento medio.


Energia prodotta - esempio

Quanta energia produce un impianto da 1 kWp in un anno?

16391639187Trapani (media)

13761376157Milano (media)

876087601000Spettro standard

Energia prodotta (kWh)

Irraggiamentoannuo

(kWh/m2)

Radianza (W/m2)

Un impianto da 1 kWp produce in un anno una energia pari all’irraggiamento totale, espresso in kWh/m2/y. Questo numero si riferisce all’uscita dai moduli in corrente continua.

L’energia in corrente alternata è ottenuta moltiplicando per l’efficienza complessiva del sistema, in genere fra 0.75 e 0.85 (collegamenti, inverter, …: si parla di BOS-Balance of System).


Potenza installata ed energia prodotta: Italia

In sostanza, 1 kWp produce circa:

1032 kWh all’anno a Milano (0.75·1376 kWh/y)

1229 kWh all’anno a Trapani (0.75·1639 kWh/y)

In Italia, gli impianti fotovoltaici installati e connessi alla rete (grid-connected) hanno raggiunto la capacità complessiva di 11’763 MWp (quasi 12 GWp) al 12 novembre 2011 (vedi il sito del gestore elettrico nazionale: http://www.gse.it)

Pertanto, il fotovoltaico attualmente installato in Italia può produrre in un anno una energia dell’ordine di 13 TWh.

Questo valore rappresenta circa il 4% dell’energia elettrica consumata annualmente in Italia (∼320 TWh).


Energy payback timeEnergy payback times for range of PV systems (rooftop system,

irrad. 1700 resp. 1000 kWh/m2/year). Source: EPIA (2010)

Il payback time energetico è il tempo in cui una cella solare produce una energia pari a quella spesa per la sua costruzione. È compreso fra 0.8 e 3.5 anni, a seconda della tecnologia e dell’irraggiamento.


Resa energetica

Poiché la durata di un impianto fotovoltaico è di almeno 25 anni, la resa energetica – ossia il rapporto fra l’energia prodotta complessivamente dalla cella e l’energia spesa per costruirla – èdata da:

Resa energetica > 25 / payback time (years)

Ad esempio, per una cella di silicio multicristallino, la resa energetica è circa 8 nel Nord-Europa e circa 14 nel Sud-Europa.

Per una cella a film sottile, la resa energetica è circa 17 nel Nord-Europa e circa 28 nel Sud-Europa.

una cella fotovoltaica produce molta più energia di quella spesa per la sua costruzione


Impatto ambientale: gas serra (EPIA 2010)

Photovoltaics

Greenhouse gases (grams of CO2-equivalent per kWh)

Le emissioni di gas serra associate ad una cella solare sono legate principalmente all’energia spesa nei processi per la sua fabbricazione, e sono ridotte – rispetto alla stessa energia prodotta da combustibili fossili –di un rapporto pari alla resa energetica della cella stessa.


Photovoltaics: the Tera-Watt challenge• The annual consumption of electrical energy in the world is ~19’000 TWh.

In order for PV to give an appreciable contribution, several installed TW are required.

• Installing 1 TW of photovoltaic power (contributing ∼5% of electrical energyproduction) requires approximatelyc-Si: 8·106 t of solar-grade siliconthin-film Si: 80·103 t of siliconCdTe: 93·103 t of tellurium annual production ∼300 tCIGS: 23·103 t of Indium annual production ∼500 t

• Possible routes for large-scale, sustainable PV:- develop multijunction silicon solar cells- develop new materials (e.g. CIGS –> CZTS )- decrease the active layer thickness without decreasing the efficiency

• Issue of space: to produce 100% of electrical energy, we need about2’440 km2 or 0.8% of land (Italy), 144’000 km2 or 0.1% of land (world)

annual production ∼80·103 t


Costs: towards grid parity

Source: Stephen O’Rourke/Deutsche Bank, indirect


Grid parity: redditività dell’investimento

Impianto da 3 kW

Impianto da 200 kW, scambio sul posto

fonte: Poli-Mi, Dip. Ingegneria Gestionale, Solar Energy Report 2009


Conclusioni

Il fotovoltaico è caratterizzato dall’esistenza di diverse tecnologie:• Silicio cristallino e policristallino

• Film sottili (a-Si, CdTE, CIGS, tandem a-Si/µm-Si e nc-Si• Multigiunzioni III-V con concentrazione• Celle DSSC, celle solari organiche.

Uno dei suoi punti di forza è costituito dalla competizione di diverse tecnologie sul mercato, assieme alla possibilità di installare sistemi di taglia molto diversa (1-3 kW fino a 50-100 MW).

Il potenziale dell’energia solare è molto superiore ai consumi. L’impatto ambientale (produzione di gas serra) è molto inferiore a quello dei combustibili fossili.

Lo sviluppo del fotovoltaico è attualmente limitato dai costi, con necessitàdi incentivi. La grid parity potrebbe essere raggiunta fra pochi anni.

In prospettiva, l’uso dello spazio e la disponibilità di materiali (almeno per certe tecnologie) potranno diventare fattori rilevanti.


Fonti

http://www.iea.org International Energy Agency [1]http://ec.europa.eu/energy European Commission Energy [2]http://www.jrc.ec.europa.eu Eur. Comm., Joint Research Center [3]http://www.epia.org European PV Industry Association [4]http://www.energystrategy.it Dip. Ingegneria Gestionale, Poli-MI [5]http://www.sviluppoeconomico.gov.it Min. Sviluppo Economico [6]http://www.gse.it Gestore Elettrico Nazionalehttp://www.suncube.it Irraggiamento comuni italianihttp:/www.nrel.gov U.S. DOE, Nat. Renew. Energy Lab.

[1] IEA World Energy Outlook 2008[2] ITALIA – Scheda descrittiva Combinazione energetica[3] EC JRC PV Status Report 2010[4] EPIA “Set for 2020” report[5] Solar Energy Reports 2009, 2011[6] Decreto Interministeriale sugli incentivi al fotovoltaico, 5 maggio 2011


Costi del fotovoltaico: la grid parity

La grid parity è un insieme di condizioni economiche caratterizzate dalla coincidenza del costo del Kilowattora di energia prodotta dal fotovoltaico, in assenza di incentivi, con il costo del Kilowattora prodotto da fonti convenzionali.

La grid parity dipende dal costo dell’energia fotovoltaica (irraggiamento annuo, efficienza dei moduli e costo/m2, efficienza complessiva, extra-costi) e dal costo dell’energia convenzionale (mercato energetico globale e nazionale, tipo di utente, fasce orarie…).

Nel valutare i dati da varie fonti occorre fare attenzione alla distinzione fra costo (di produzione) e prezzo (di vendita): bisogna confrontare costo ↔ costo o prezzo ↔ prezzo.


Prezzo dei moduli PV di c-Si

Il costo del modulo incide per il 40% del costo totale dell’impianto ⇒ 1.6 €/W (modulo) corrisponde a 4000 €/kW (impianto)

fonte: Poli-Mi, Dip. Ingegneria Gestionale, Solar Energy Report 2011www.energystrategy.it


Quanto costa 1 kWh di energia fotovoltaica?

Assumiamo:

• costo impianto = € 6’000 / kWp: equivalente a € 750/m2

con efficienza del 12.5%, ovvero 8 m2 per 1 kWp

• irraggiamento annuo 1600 kWh/m2 (Sardegna)

• fattore di efficienza complessiva 0.75 (BOS-Balance of System)

• durata impianto 25 anni

Un impianto da 1 kWp produce quindi 0.75·1600·25 kWh=30’000 kWh nel suo ciclo complessivo.

Il costo di 1 kWh è: 6000 €/30’000 kWh=0.2 €/kWh

N.b. il costo dell’impianto è un po’ sovrastimato. D’altra parte non stiamo tenendo conto di: manutenzione, assicurazione, cali di efficienza (costo +20% in tutto). I due effetti tendono a compensarsi.


Dipendenza dal sito

0.32~ 1000Nord Germania

0.27~ 1200Sud Germania

0.23~ 1400Nord Italia

0.20~ 1600Sud Italia

Costo per kWh (€)Irraggiamento annuo (kWh/m2)

Il costo dell’energia fotovoltaica dipende fortemente dal costo per kW installato (ovvero dall’efficienza dei moduli e dal prezzo), ed inoltre dall’irraggiamento annuo che varia a seconda del sito di installazione. I VALORI QUI RIPORTATI SONO STIME, ASSAI DISCUTIBILI. Invece sono certamente validi gli andamenti in funzione del sito.


Costo e prezzo

Attenzione, questi valori vanno confrontanti non con il costo di produzione dell’energia elettrica (circa 0.06 € /kWh con centrali a turbo-gas) ma con il prezzo di vendita sul mercato.

Il prezzo del kWh in Italia per clienti residenziali varia da circa 0.10 a 0.18 € /kWh.

Questi calcoli dipendono molto dalle ipotesi di partenza e sonodiscutibili. Tuttavia permettono di arrivare a due conclusioni:

Attualmente l’energia solare fotovoltaica ha in media un costo decisamente superiore a quello dell’energia elettrica da rete (grid electricity): il mercato del fotovoltaico si sostiene grazie agli incentivi nei vari Paesi.

Nelle regioni più soleggiate (sud-Europa), la parità dei costi non è lontana.


PV module price experience curve since 1976 ($/W) (fonte: EPIA Set for 2020)

Curva di apprendimento: il costo dei moduli si riduce del 22% ogni volta che la produzione complessiva raddoppia.


Cumulative installed PV capacity in EU 27 & world

The annual growth rate is between 24% and 39%. Source: EPIA – Set for 2020

MW


Verso il 2020

Se i costi dell’energia fotovoltaica continueranno a ridursi seguendo la curva di apprendimento storica, un tasso di crescitaannuo del 26% (tempo di raddoppio ogni 3 anni) implica una riduzione dei costi del 7% all’anno ⇒ il costo del kWh solare si ridurrebbe di quasi un fattore 2 in 10 anni.

In questo scenario, il costo dell’energia solare diventerebbe competitivo con quello dell’energia elettrica da rete in buona parte dell’Europa, permettendo una ulteriore crescita del mercato in assenza di incentivi.

La grid parity può essere vicina

Grid parity may be approaching


Il decreto sugli incentivi al fotovoltaico (4° conto energia) Ministeri dello Sviluppo Economico e dell’Ambiente, 5 maggio 2011

Obiettivi: incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici (tradizionali, a concentrazione, integrati)

Allineamento graduale delle tariffe ai costi delle tecnologie, in linea con altri paesi EU (Germania), dando stabilità e certezze al mercato

Incentivi a scalare (décalage), giugno 2011-dicembre 2016

Differenziati per potenza degli impianti (da 1 a 3 kW fino a > 5 MW). Ulteriori incentivi per impianti con tecnologia UE.

Obiettivi annuali di potenza installata, ulteriore riduzione degli incentivi in caso di superamento.

Costo annuo cumulato a regime: 6-7 G€ (~0.02 €/kWh in bolletta)

Obiettivo nazionale per il 2016: potenza installata 23 GW (~42% potenza di picco, ~9% energia prodotta)

Previsione di raggiungimento della grid parity nel 2017


Incentivi: il décalage

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

20162015201420132012

T

ariff

a (€

/kW

h) 1kW < P < 3kW 3kW < P < 20 kW 20 kW < P < 200 kW 200 kW < P < 1 MW 1 MW < P < 5 MW 5 MW < P

2011

Ministeri dello Sviluppo Economico e dell’Ambiente, 5 maggio 2011

autoconsumoautoconsumo


Conclusioni: gli andamenti

Il mercato del solare fotovoltaico cresce a ritmi molto sostenuti con una parallela riduzione dei costi, in particolare nel film sottile.

Entro il 2020 l’energia prodotta dal fotovoltaico potrebbe dare un contributo significativo all’energia elettrica prodotta in Europa (6-12%) e U.S.A.

Entro il 2020 la grid parity potrebbe essere raggiunta nella maggior parte dell’Europa e degli USA, permettendo una ulteriore crescita del mercato in assenza di incentivi.

Questo scenario è possibile (non vi sono limiti fisici) ma richiede forte sostegno politico e sociale, con scelte appropriate, incentivi ben calibrati volti alla riduzione dei costi, e uso degli spazi potenziali. I prossimi 5-10 anni saranno decisivi.

Target italiani: 23 GW (9% energia elettrica) nel 2017, grid parity


Energy payback timeFonte: U.S. Department of Energy (DOE), www.nrel.gov

N.b. report=2004, current=2000, anticipated ~ 2010


Life-cycle analysis: energy payback time and GHG emissionSi PV cells, rooftoop installations in southern Europe

1700 kWh/m2/y irradiance, BOS factor=0.75

V. Fthenakis et al., Proc. 24th Eur. PV Energy Conference, Hamburg (2009), p. 4412See also: V. Fthenakis, E. Alsema, Progr. Photovolt: Res. Appl. 14, 275 (2006)ExternE projects and reports for EU: www.externe.info (2003, based on <2000 data)


Life-cycle analysis: Energy payback time, GHG emission

CdTe PV cells, ground installations in southern Europe1700 kWh/m2/y irradiance, BOS factor=0.8

V. Fthenakis et al., Proc. 24th Eur. PV Energy Conference, Hamburg (2009), p. 4412See also: V. Fthenakis, E. Alsema, Progr. Photovolt: Res. Appl. 14, 275 (2006)ExternE projects and reports for EU: www.externe.info (2003, based on <2000 data)


Electrical energy generation by PV solar: how much surface is needed? (Italy)

Hyp: Total annual irradiation = 1400 kWh/m2

PV module efficiency=12.5%annual energy consumption (2004)=321 TWh=321·109 kWhBalance of System loss factor = 0.75

In 1 m2 of PV panels we produce 0.125·1400·0.75≈131 kWh/year

To produce 321 TWh we need 2.44·109 m2=2’440 km2

The surface of Italy is 301 339 km2

⇒ we need to use the 0.8% of Italy’s surfaceAvailable surface:

roofs and facades ≈ 1000 km2

uncultivated or low-yield land (grassland) ≈ 55000 km2

⇒ we need to use part of rooftop and 3-4% of uncultivated land

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