ELEMENTI DI PROGETTAZIONE FOTOVOLTAICO · 2017-05-11 · elementi di progettazione fotovoltaico. 3 indice generale ... ,o pdjjlru surgxwwruh prqgldoh qho q 4 &hoov /¶d]lhqgd whghvfd

ELEMENTI DI PROGETTAZIONE FOTOVOLTAICO

3

INDICE GENERALE

Mercato del fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Tecnologia delle celle fotovoltaiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Componenti d'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Confi gurazione dell'impianto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Soluzioni d'impianto PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Il Conto Energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

IL MERCATO DELFOTOVOLTAICO

5

IL MERCATO DEL FOTOVOLTAICO

6

POTENZA ANNUALE INSTALLATA NEL MONDO

7

POTENZA ANNUALE INSTALLATA NEL MONDO

8

6,2 Mln€10,5 Mln€13,7 Mln€25 Mln€32 Mln€58 Mln€302,5 Mln€

6.225 Mln€5.765 Mln€

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

EU DE ES IT FR AT UK BE GR

MW

POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006

9

POTENZA INSTALLATA PER AREA IN EU NEL 2006

10

26 Mln€24 Mln€

540 Mln€

30 Mln€70 Mln€

240 Mln€

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

200820072006200520042003anno

MW

POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA

(*) stima Riello S.p.A.

(*)

11

POTENZA ANNUALE INSTALLATA IN ITALIA

12

370 363 363

207 200

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Q-Cells Sharp Suntech Kyocera First Solar

MW

I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE

Photon International

13

I PRODUTTORI DI CELLE FOTOVOLTAICHE

14

q uo t

a%

Film sottile

Silicio policristallino

Silicio amorfo

Silicio monocristallino

55%

35%

QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE

15

QUOTE DI MERCATO PER TIPOLOGIA DI CELLE

TECNOLOGIA DELLECELLE FOTOVOLTAICHE

17

TECNOLOGIA DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

18

Celle in silicio

Celle a film sottile

silicio monocristallinoefficienza: 13-17%

silicio policristallinoefficienza: 11-15%

silicio amorfoefficienza: 6-8%

CIS (copper indium diselinide)CIGS (copper indium gallium diselinide)efficienza: 7-9%

CdTe (telloruro di cadmio)efficienza: 6-9%

TIPOLOGIE DI CELLE

19

Silicio• Celle in silicio cristallino:

– maggiore efficienza disponibile

– stabilità delle prestazioni nel tempo

– ampia disponibilità

• Celle in silicio amorfo:

– possibilità di creare film di spessore di 1-2

mm

– basso impiego di materiale

– utilizzabili supporti flessibili o vetrosi

– problemi di stabilità nel tempo

– basso costo di produzione

– ridotta efficienza

Film sottile• Celle in CIS/CIGS:

– materiali poco costosi

– processo facilmente automatizzabile

– buona stabilità

– maggiore tolleranza agli ombreggiamenti

– minore influenza della temperatura

• Celle in CdTe:

– ridotta efficienza della cella nell’insieme del

modulo

– tecnologia non ancora standardizzata

TIPOLOGIE DI CELLE

20

Riduzione e purificazioneEstrazione della

quarzite

cristallizzazione

solidificazione

nessunacristallizzazione

Siliciopolicristallino

Siliciomonocristallino

Silicio amorfo

ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO

21

• Estrazione della quarzite.

• Riduzione della quarzite a Si metallurgico in forno ad arco (1500°C)

SiO2 + 2C → Si + 2CO (1500°C)

• Purificazione a Si elettronico

Si + 3HCl → SiHCl3 + H2

SiHCl3 + H2 → Si + 3HCl

• Produzione del lingotto di Si monocristallino (cristallizzazione Czochralsky) o Si policristallino

(solidificazione direzionale).

• Produzione del wafer tramite taglio del lingotto.

ESTRAZIONE E PURIFICAZIONE DEL SILICIO

22

efficienza mq per kWp

Si monocristallino 13-17% 7-9 mq

Si policristallino 11-15% 8-9 mq

Si amorfo 6-8% 16-20 mq

CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

23

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

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

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

CARATTERISTICHE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

24

• Wafer grezzo

• Lisciatura superficiale

• Grigliatura superficiale

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

LA PRODUZIONE DELLE CELLE IN Si POLICRISTALLINO

25

• Il wafer, caricato positivamente per mezzo di drogaggio con boro, presenta sulla sua superficie

delle irregolarità che potrebbero originare fenomeni dei riflessione rilevanti.

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

trattamenti superficiali.

• Per aumentare la superficie sensibile della cella vengono fatte delle grigliature regolari che

migliorano il rendimento della cella.


26

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

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

• Drogaggio

• Trattamento antiriflesso

fosforo

-

fosforo

-

fosforo

-

fosforo

-

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


27

• Per attivare l’effetto fotoelettrico la cella viene caricata negativamente sulla parte superficiale. Il

drogaggio negativo viene eseguito con fosforo in forno a 900°C.

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

• Per conferire alla superficie esposta (-) alla radiazione solare un maggiore assorbimento, viene

fatto un trattamento antiriflesso che conferisce una colorazione blu.

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


28

• Posizionamento bus line egriglia secondaria

• Deposizione posterioreposizionamento bus lineposteriori

Bus line

Grigliaturasecondaria


29

• Per consentire il flusso di cariche vengono posizionati sulla superficie esposta i bus line e una

griglia secondaria composti da una lega di argento per ridurre al minimo le resistenza elettriche. Il

processo viene eseguito con fissaggio a 200°C.

• Griglia e bus line hanno spessore studiato in modo da ridurre la loro superficie occupata senza

compromettere il rendimento della cella per eccessive resistenze elettriche.

• Posteriormente, non essendo la zona sensibile alla luce, viene eseguita una deposizione di pasta

di alluminio su tutta la superficie e successivamente si pongono i bus line.


30

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

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

• Affondamento dei bus line

• Taglio laser dei bordi

Giunzione P-N- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

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

N

P

Bus

Antiriflesso blu

AlluminioBus

250 μ

m

0,5 μ

m


31

• La superficie che ha subito il trattamento antiriflesso possiede uno stato non conduttivo e le

cariche non riescono ad attraversarlo per arrivare al bus.

• Per ottenere un ottimale flusso sia nei bus superiori che inferiori questi vengono affondati

(processo in forno a 900°C per 20 minuti) fino ad a vere un contatto con la parte interna della cella.

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


32

L’EFFETTO FOTOVOLTAICO

33

• La radiazione solare che incide sulla parte n delle celle genera delle coppie elettrone-lacuna in

entrambe le zone n e p.

• Il campo elettrico separa gli elettroni in eccesso generati dall’assorbimento della luce dalle

rispettive lacune, spingendoli in direzioni opposte (gli elettroni verso la zona n e le lacune verso la

zona p) per cui si genera una differenza di potenziale.

• Se si connette la giunzione p-n con un conduttore, nel circuito esterno si otterrà un flusso di

elettroni che parte dallo strato n, a potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore.

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

corrente continua.

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

L’EFFETTO FOTOVOLTAICO

34

Voltaggio U (V)

Co

rren

te I

(A)

INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO

35

• La potenza erogata da una cella fotovoltaica, e quindi anche dal modulo, è legata alla corrente

generata. Questa dipende direttamente dall’irraggiamento incidente e ciò determina la potenza

istantanea disponibile. E’ evidente che la maggiore produzione si avrà in giornate serene e durante

le ore in cui i raggi solari risultano il più prossimi alla perpendicolare del pannello.

• Per ogni curva di funzionamento sono definiti i seguenti punti caratteristici:

– Tensione a vuoto (Uoc): intercetta sull’asse U (V); valori tipici: 0,600 - 0,615V

– Corrente di corto circuito (Isc): intercetta sull’asse I (A); valori tipici: 7,85 - 8,25A

– Punto di massima potenza (MPP): punto prossimo al ginocchio della curva; valori tipici: 3,6 - 3,8

Wp.

INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO

36

Voltaggio U (V)

Co

rren

te I

(A)

EFFETTO DELLA TEMPERATURA

37

• Le celle fotovoltaiche subiscono una diminuzione di resa all’aumentare della loro temperatura. Le

celle a film sottile sono quelle che meno risentono di questo effetto mentre le celle in silicio

monocristallino sono le più sensibili.

• In linea generale la perdita di potenza per ogni grado centigrado in più è di circa il 0,5%. A titolo

esemplificativo, una cella funzionante a 55°C (30°C in più rispetto ai 25°C di test) ha una perdita del

15%.

• Per limitare l’innalzamento della temperatura di funzionamento, va sempre valutato il livello di

aerazione in quanto i moduli solitamente hanno temperature di funzionamento oscillanti tra i 40°C e

i 70°C.

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

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

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

del sistema.

EFFETTO DELLA TEMPERATURA

38

+ -

cornicealluminio

sigillantevetro

celleEVA

tedlar

Assemblaggio del modulo

Collegamento delle celle

Sigillamento del modulo

Diodo diby-pass

ASSEMBLAGGIO DEL MODULO

39

• Le celle, per poter essere meglio sfruttate e protette vengono collegate per creare il modulo con le

seguenti fasi:

– collegamento in serie delle celle fino ad ottenere la forma e/o la potenza voluta

– collegamento in parallelo di 2 o 3 gruppi di celle con diodi di by-pass

– pressatura sottovuoto delle celle tra due lamine di EVA

– assemblaggio con vetro antiriflesso superiormente e tedlar (resistente ai raggi UV) posteriormente

– inserimento lungo il bordo di una cornice in alluminio.

ASSEMBLAGGIO DEL MODULO

40

Voltaggio U (V)

Co

rren

te I

(A)

EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO

41

• Nel collegamento in serie, una cella ombreggiata non eroga più corrente e diventa per le altre un

assorbitore. Questo passaggio di corrente nella cella comporta un innalzamento localizzato della

temperatura (hot spot) e porta al danneggiamento.

• Per impedire tale fenomeno, gruppi di celle vengono collegati in parallelo tramite dei diodi di by-

pass (2 o 3 a seconda del costruttore).

• In caso di ombreggiamento parziale del modulo, quella porzione viene “saltata” ed la curva

caratteristica viene modificata. Senza diodi la corrente del modulo verrebbe determinata da quella

della cella ombreggiata e quindi una porzione del modulo comunque rimane produttiva.

EFFETTO DELL’OMBREGGIAMENTO

COMPONENTIDELL’IMPIANTO

43

I COMPONENTI DELL’IMPIANTO

44

DATI TECNICI THE/SOL PVPmpp Umpp Impp Uoc Isc

W V A V ATHE/SOL PV 190 190 26,11 7,40 32,62 7,85THE/SOL PV 195 195 26,10 7,45 32,69 7,89THE/SOL PV 200 200 26,57 7,63 32,98 8,04Coefficienti di temperatura: Pmpp: –0,46 %/K Uoc: -116,1 mV/K Isc: +4,4 mA/KTolleranza di resa: +/- 4,5 %Tensione massima del sistema 1000 V DCCondizioni di prova: AM 1,5 I= 1000 W/m2 T= 25°C

Caratteristiche:- Dimensioni: 992x1507x33mm- 54 celle in silicio policristallino 156 x 156 mm

- Profilo in alluminio con angolari arrotondati- Scatola posteriore con 3 diodi di by-pass e prese

Tyco-Solarlok- Grado di protezione: classe II, IP 65- Certificati secondo EN 61215: 1995

- Vetro: Solatex 3,2 mm- Materiale di accoppiamento: Etimex- Materiale retro pannello: Isovolta

IL MODULO FOTOVOLTAICO

45

• Le tabelle tecniche dei moduli sono sempre riferite a determinate condizioni di prova:

– irraggiamento: 1000 W/q

– massa d’aria: 1,5

– temperatura del modulo: 25°C.

• A queste condizioni si determinano i parametri elettrici del modulo al cosiddetto punto di massimapotenza o di picco:

– Pmpp (W): potenza di picco erogata

– Umpp (V): tensione corrispondente alla Pmpp

– Impp (A): corrente corrispondente alla Pmpp.

Altri parametri per definire le condizioni limite sono:

– Uoc (V): tensione a circuito aperto

– Isc (A): corrente di cortocircuito

– Coefficienti di temperatura: definiscono la perdita di resa all’aumentare della temperatura. Vengonoutilizzati dai simulatori dinamici (tipo PVSOL) per calcolare la produzione energetica in determinatecondizioni climatiche.

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

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

IL MODULO FOTOVOLTAICO

46

A incasso nel tetto

Su tetto inclinato (retrofit)

Su tetto pianoA terra

LE STRUTTURE DI FISSAGGIO

47

• Totalmente integrato

– migliore effetto architettonico

– maggiore difficoltà di installazione

– perdite di resa fino al 20% per l’innalzamento delle temperatura

– utilizzabile solo con tetti ventilati

– inclinazione minima da rispettare (usualmente 25°).

• Sovrapposto a tetto

– ridotto impatto estetico

– facile installazione

– utilizzabile sulla maggior parte di coperture

– sufficiente aerazione

– inclinazione minima di 15° per avere un effetto di autopulizia.

• Su tetto piano o a terra

– elevata superficie richiesta per mantenere la distanza minima tra le file

– maggiore esposizione al vento e al carico alla neve

– maggiore impegno progettuale per l’adattamento alle diverse tipologie di coperture.

LE STRUTTURE DI FISSAGGIO

48

Barre di parallelo in rame

Diodi di stringa

Collegamento stringheSezionatore

I QUADRI DI PARALLELO

49

• Svolge la funzione di mettere in parallelo le varie stringhe di moduli in modo da immettere

nell’inverter la corrente generata con due sole connessioni.

• Protegge dalle sovratensioni i moduli e l’inverter.

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

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

• Opzionalmente possono contenere i collegamenti per sensori ausiliari per monitorare le singole le

stringhe e per la gestione di un sistema antifurto.

I QUADRI DI PARALLELO

50

L’INVERTER

51

• Converte la corrente continua fornita dal generatore fotovoltaico in alternata di qualità comparabile

con quella della rete elettrica per l’immissione in rete.

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

• Regola il valore effettivo del voltaggio di output.

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

generatore fotovoltaico.

• Efficienza: 85-95%.

• Indicazioni progettuali:

– tenere un rapporto tra potenza inverter e generatore fotovoltaico tra 0,9-1,0

– l’intervallo di tensione della variazione del punto di massima potenza del campo fotovoltaico deve

ricadere nel range di ricerca dell’MPP dell’inverter

– la tensione massima del generatore non deve mai superare la massima ammissibile dell’inverter

– installare l’inverter in ambienti con possibilità di ricambio d’aria.

L’INVERTER

52

I CAVI

53

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

• I cavi in corrente continua devono avere i seguenti requisiti :

– devono essere in grado di sostenere la corrente di corto circuito tra i poli e verso terra

– resistere ai raggi UV, e alle variazioni di temperatura (-40°C -20°C)– devono essere dimensionati in modo tale che le perdite siano contenute al minimo (<2%)

– essere flessibili, sottili, leggeri e maneggevoli

– devono ammettere una tensione massima = 2kV

– resistere al fuoco, ed essere a bassa tossicità in caso di incendio.

• I cavi utilizzati sono:

– cavo tipo FG70R 0,6/1kV a doppio isolamento: per la posa su tetto per la connessione dei modulial quadro di parallelo e/o di campo. Non necessita di elementi di protezione

– cavo tipo N07V-K 450/750V cordina: necessita di posa in tubo o guaina. Non utilizzabile per laconnessione dei moduli sul tetto.

• All’esterno e all’esposizione ai raggi solari utilizzare tubazioni in metallo (tubazioni in materialeplastico dopo un periodo non lunghissimo di esposizione ai raggi solari potrebbero deteriorarsi)

• Per il cablaggio di moduli fino a 4A di corrente cc utilizzare cavi che abbiano una sezione dialmeno 2,5 mm2; per correnti superiori usare cavi con sezioni di 4 mm2.

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

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

I CAVI

54

– Temperatura: 9%

– Mismatch stringhe: 8%

– Circuito cc: 3%

– Inverter: 15%

– Servizi ausiliari: 3%

– Ombreggiamento: 3%

– Sporcamento: 2%

Per

dite

10,8%

15%

Rendimento cella: 15%

Resa impianto: 10,8%

L’EFFICIENZA DEL SISTEMA

55

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

istantanea.

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

Minore è la tolleranza di resa e più i moduli saranno simili. Una tolleranza elevata fa si che vi

siano moduli di potenza inferiore che vanno a “rallentare” anche gli altri appartenenti alla stringa.

• I cavi vanno dimensionati in base alla corrente che li percorre e alla distanza da percorrere. Le

perdite massime ammesse nei cavi sono del 3%.

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

ottimale ventilazione.

L’EFFICIENZA DEL SISTEMA

56

Superficie necessaria:• falda: 10 m2 per kWp• superficie orizzontale: 20 m2 per kWp

Condizioni ottimali:• Orientamento: sud• Inclinazione: 30°

10 m2/kWp

20 m2/kWp

INCLINAZIONEMODULI

IRRAGGIAMENTO% RISPETTOALL’OTTIMALE

POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI

57

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

ulteriore spazio di manovra.

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

all’installazione su falda.

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

• Nell’installazione a suolo o su tetto piano posizionare i pannelli ad un’altezza da terra sufficiente per

evitare l’accumulo di neve alla base dei pannelli o l’ombreggiamento causato dall’erba.

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

POSIZIONAMENTO DEI PANNELLI

58

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

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,40

47,0

46,5

46,0

45,5

45,0

44,5

44,0

43,5

43,0

42,5

42,0

41,5

41,0

40,5

40,0

39,5

39,0

38,5

38,0

37,5

37,0

36,5

36,0

35,5

35,0

Latitudine

Par

amet

ro

p a d l

38

39

40

41

37

42

43

44

45

46

47P = H x p

A = H x a

D = H x d

L = H x l

a

p

d

l

P D

H

L

A ββββ=30°

DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI

59

Per il calcolo della distanza minima tra file parallele di pannelli inclinati si può utilizzare il grafico

oppure le formule qui sotto. I dati fondamentali sono, in entrambe i casi:

- Latitudine del luogo di installazione

- H: altezza del modulo

- β: inclinazione del modulo (tilt), alle nostre latitudini l’angolo ottimale è 30°.

A = H x senβ = H x 0,5

P = H x cos β = H x 0,866

D = A x tan(23,5 -latitudine)

Le formule possono essere utilizzate anche per calcolare la distanza da mantenere per evitare

l’ombreggiamento di un ostacolo posto a sud del campo fotovoltaico.

DISTANZA TRA LE FILE DI PANNELLI

60

Nord: 1.100 kWh per kWp

Centro: 1.250 kWh per kWp

Sud: 1.400 kWh per kWp

PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO

61

• Ogni sito è caratterizzato da un profilo climatico proprio composto da temperatura, irraggiamento

solare, velocità del vento.

• La radiazione solare in Italia varia da 1.300 kWh per m2 all’anno al nord fino a 1.900 kWh per m2

all’anno al sud.

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

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

• L’utilizzo di programmi di simulazione dinamica (tipo PVSOL) consente di avere in tempi rapidi e

con una certa precisione la stima di produzione dell’impianto.

• L’accuratezza dei dati di partenza (località, orientamento, inclinazione, tipo componenti,

configurazione) sono fondamentali per avere una corretta stima.

PRODUCIBILITA’ DI UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO

62

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

• Vita utile dell’impianto: 25 anni.

Suddivisione dei costi

struttura6%

inverter13%

montaggio10%

sviluppo progetto

6%

moduli65%

I COSTI DELL’IMPIANTO

63

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

• Strutture: in caso di tipologie di strutture particolari la sua quota percentuale può aumentare fino al

10%.

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

• Installazione: l’installazione a terra è la più semplice e veloce ma potrebbe richiedere opere di

sistemazione del terreno.

• Progettazione: oltre a certificare l’impianto, la progettazione dovrebbe comprendere anche le

pratiche per l’accesso agli incentivi in Conto Energia.

I COSTI DELL’IMPIANTO

CONFIGURAZIONEDELL’IMPIANTO

65

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

Utenza uffici/artigianato/piccola industria• consumi medio-bassi (max 25.000 kWh ca. all’anno)• utenza trifase• installazione su falda o tetto piano.

Autoproduzione

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

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

CRITERI DI SCELTA DELL’IMPIANTO

66

Consumo annuale (kWh)3.300 kWh

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)1.250 kWh anno/kWp

Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumoP= 3.300/1.250 = 2,64 kWp

Configurazione elettrica dell’impianto14 THE/SOL PV 195 + INVERTER M26

Verifica dello spazio richiesto27 mq

Configurazione corretta

Sup. disponibile

non sufficiente

esempio nord Italia

UTENZA PRIVATA

67

• L’impianto va valutato secondo il servizio di scambio sul posto: l’energia prodotta

viene scalata dalla bolletta.

• Il dato base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dalla

somma delle singole bollette. Il dato di una singola bolletta non ha valore

rappresentativo a causa delle forti variazioni mensili e stagionali nei consumi.

• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località

e può essere ricavata da un software di simulazione.

• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto, questo deve avere

una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.

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

• Qualora lo spazio richiesto non fosse disponibile per l’installazione, si deve procedere

ad una nuova configurazione riducendo la potenza dell’impianto fotovoltaico.

UTENZA PRIVATA

68

Consumo annuale (kWh)23.000 kWh

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)1.250 kWh anno /kWp

Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione=consumoP = 23.000/1.250 = 18,4 kWp

Configurazione elettrica dell’impianto16 moduli THE/SOL PV 195 x 6 stringhe + inverter T 190

Verifica dello spazio richiesto180 mq


Su

p. d

ispo

nib

ilen

on

sufficien

teesempio nord Italia

UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA

69

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

• Il dato base di partenza è il consumo elettrico annuale. Tale dato è ricavabile dallasomma delle singole bollette.

• La resa annuale specifica di un impianto fotovoltaico deve tenere conto della località e

può essere ricavata da un software di simulazione.

• Per sfruttare al meglio l’impianto fotovoltaico in scambio sul posto questo deve avere

una produzione annuale vicina ai consumi dell’utenza.

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

• Per questo tipo di utenze, l’impianto potrebbe risultare di potenza superiore ai 20kW,

limite massimo per lo scambio sul posto. Se la potenza risulta di poco superiore,conviene limitarsi ai 20kW in modo da sfruttare lo scambio sul posto.La finanziaria 2008 innalza tale valore a 200 kWp (attualmente mancano ancora i decreti

UTENZA UFFICI/ARTIGIANATO/PICCOLA INDUSTRIA

attuativi).

70

Ciclo di consumo annuale (kWh)

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)

Calcolo potenza impianto fv richiesta per produzione ≥ 70% consumo

Configurazione elettrica dell’impianto

Verifica dello spazio richiesto


Su

p. d

ispo

nib

ilen

on

sufficien

te

AUTOPRODUZIONE

71

• Per potersi configurare come autoproduttore è necessario produrre energia elettrica e

utilizzarla in misura non inferiore al 70% annuo.

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

• Gli impianti di questo tipo, destinati ad utenze dai consumi elevati, sono generalmente

di taglio medio-grandi.

• La verifica dello spazio richiesto è fondamentale in quanto è vincolante anche sulla

definizione o meno del titolo di autoproduttore.

• Il titolo di autoproduttore consente di avere una maggiorazione del 5% sulla tariffa

incentivante del Conto Energia.

• La restante energia non autoconsumata può essere venduta.

AUTOPRODUZIONE

72

Spazio disponibile

Calcolo resa annuale specifica (kWh/kWp)

Configurazione elettrica dell’impianto


Potenza richiesta

Calcolo potenza impianto fotovoltaicoVerifica spazio richiestoSu

p. d

isp

on

ibile

no

n s

uff

icie

nte

VENDITA

73

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

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

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

VENDITA

74

Potenzaimpianto

verificasuperficiedisponibile

calcolo numeropannelli

verificaconfigurazione

elettrica

Consumoenergetico

calcolo potenzaimpianto

calcolo numerodi pannelli

verifica superficiedisponibile


elettrica

Superficiedisponibile

calcolo numero dipannelli

calcolo potenzaimpianto


elettrica

CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

75

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

• I grandi impianti hanno come dato di partenza la potenza richiesta (ampio spazio a disposizione) o

la superficie disponibile (non c’è limite di potenza).

• Il dato di consumo di energia elettrica, utile se l’impianto è di potenza minore o uguale a 20kW,

permette di calcolare l’impianto avente una produzione annuale vicina ai consumi.

• La verifica della configurazione elettrica è sempre necessaria ed è quella che definisce l’esatta

potenza e configurazione dell’impianto.

CRITERI GENERALI DI DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO

76

Temperatura minima: -10°CTemperatura massima: +70°CPotenza campo fotovoltaico

Scelta inverter: potenzainverter = 85-95%potenza del campo fv

Calcolo tensione MPPa Tmin e Tmax delmodulo

Calcolo numerominimo e massimo dimoduli in serie perMPPT

Calcolo tensione avuoto a Tmin delmodulo

Definizione numeromoduli per stringa

Calcolo numeromassimo di moduli inserie ammissibili

Calcolo numero distringhe

Calcolo correntetotale stringhe

Verifica compatibilità concorrente nominale emassima dell’inverter

Configurazioneimpianto definita

CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO

77

Tmin=-10°C ΔTmin= -35°CTmax=+70°C ΔTmax= +45°C

Pnom,inv=0,85÷0,95 x Pnom,fv

Vmpp(Tmin)=Vmpp + (ΔTmin x KT,Voc)

Vmpp(Tmax)=Vmpp + (ΔTmax x KT,Voc)

nmod,max = Vmppt,max / Vmpp(Tmax)

nmod,min = Vmppt,min / Vmpp(Tmin)

Voc(Tmin)=Voc + (ΔTmin x KT,Voc)

nmod,max.amm.= Vcc,max / Voc(Tmin)

Impp,str = nstr x Impp<=Icc,nom

Impp,str = nstr x Impp<Icc,max

Calcolo dei salti di temperatura risp. alle STC

Scelta dell’inverter nel corretto range di potenzarisp. Al campo fotovoltaico

Tensione alla temperatura minima del modulo

Tensione alla temperatura massima del modulo

Numero massimo di moduli per stringa

Numero minimo di moduli per stringa

Tensione massima raggiungibile dal modulo

Numero max ammissibile di moduli per stringa

Verifica corrente nominale e massima delle stringhein ingresso all’inverter

CONFIGURAZIONE ELETTRICA DELL’IMPIANTO

SOLUZIONI D’IMPIANTO PV

79


80

2,5 kWp


81

• CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO:

3.150 kWh X 0,44 €/kWh = 1.386 €

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

PRODUZIONE ANNUA STIMATA

TARIFFAINCENTIVANTEGSE

SOMMA ANNUALEACCREDITATA DAL GSE

• ENERGIA RISPARMIATA:

3.150 kWh X 0,18 €/kWh = 567 €

PRODUZIONE ANNUA STIMATA

COSTO MEDIODEL kWh ENEL

RISPARMIO SULLABOLLETTA ENEL

1.953 €RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =

SCAMBIO SUL POSTO 2,5 kWp

82

15 kWp


83

• CONTO ENERGIA IN REGIME DI SCAMBIO SUL POSTO:

19.375 kWh X 0,42 €/kWh = 8.137 €

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

PRODUZIONEANNUA STIMATA

TARIFFA GSEINCENTIVANTE



19.375 kWh X 0,12 €/kWh = 2.325 €

CONSUMOANNUALE STIMATA

COSTO MEDIODEL kWh ENEL


10.462 € RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =

SCAMBIO SUL POSTO 15 kWp

84

200 kWp


85

• CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE:

250.000 kWh X ( 0,36 €/kWh + premio 5%) = 94.500 €

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





200.000 kWh X 0,12 €/kWh = 24.000 €

AUTOCONSUMOANNUO STIMATO

COSTO MEDIODEL kWh


123.000 €RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =

• ENERGIA IMMESSA IN RETE:

50.000 kWh X 0,09 €/kWh = 4.500 €

QUOTA VENDITAANNUA STIMATA

PREZZO MEDIODEL kWh

RICAVO DA VENDITAENERGIA

AUTOPRODUZIONE 200 kWp

86


87

• CONTO ENERGIA IN REGIME DI VENDITA:

1.250.000 kWh X 0,36 €/kWh = 450.000 €

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




562.500 € RENDITA ANNUALEDELL’INVESTIMENTO• RENDITA ANNUALE =

• CONTO ENERGIA IN REGIME DI AUTOPRODUZIONE:

1.250.000 kWh X 0,09 €/kWh = 112.500 €


TARIFFA DIVENDITA

SOMMA ANNUALEACCREDITA DAL GSE

VENDITA 1 MWp

IL CONTO ENERGIA

89

• MECCANISMO DI INCENTIVAZIONE BASATO SULLA REMUNERAZIONE DELL’ENERGIA

ELETTRICA PRODOTTA DA UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO.

• NORMATIVA DI RIFERIMENTO

– Decreto Ministeriale 19/02/2007: criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica

mediante conversione fotovoltaica della fonte solare.

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

prodotta.

– Delibera AEEG n° 89/07 del 13/04/2007: condizioni tecnico-economiche per la connessione di

impianti di produzione alle reti in bassa tensione.

– Delibera AEEG n° 90/07 del 13/04/2007: procedure p er l’entrata in esercizio degli impianti

fotovoltaici e per l’ammissione al regime di incentivazione.

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

NORMATIVA DI RIFERIMENTO

90

• GSE COME SOGGETTO ATTUATORE.

• DIFFERENZIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI A SECONDA DELLAPOTENZA E DEL LIVELLO DI INTEGRAZIONE.

• SEMPLIFICAZIONE DELLE PROCEDURE DI ACCESSO AGLI INCENTIVI: PIMA SIREALIZZA L’IMPIANTO (SECONDO LE REGOLE DEL DECRETO) E POI SE NEDA COMUNICAZIONE AL GSE.

• AMPLIAMENTO DELLA POTENZA INCENTIVABILE ED ELIMINAZIONE DEI LIMITIANNNUALI DI POTENZA (PREVISTI 1.200 MW).

• ELIMINATO IL LIMITE MASSIMO DI 1.000 KW PER SINGOLO IMPIANTO.

• TARIFFE CHE PREMIANO L’INTEGRAZIONE ARCHITETTONICA E L’USOEFFICIENTE DELL’ENERGIA.

• SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTODEL BILANCIO ANNUALE:

ENERGIA PRODOTTA = ENERGIA CONSUMATA

• GRANDI IMPIANTI (>20 kW): TARIFFA INCENTIVANTE + TARIFFA DI VENDITA.

PRINCIPALI CARATTERISTICHE

91

TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE

PARZIALMENTEINTEGRATO

Impianti sulle superficiesterne di qualsiasi edificioe su elementi di arredourbano o viari.

TOTALMENTEINTEGRATO

Impianti sulle superficiesterne di qualsiasi edificioe su elementi di arredourbano o viario dove vienesostituita la copertura vera epropria.

NON INTEGRATO

LE TIPOLOGIE DI INTEGRAZIONE

92

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

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

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

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

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

ITER PER L’ACCESSO ALL’INCENTIVAZIONE

93

• Per gli impianti per i quali non è necessaria alcuna autorizzazione non si dà luogo al

procedimento unico, ed è sufficiente la dichiarazione di inizio attività (DIA). Qualora

sia necessaria l'acquisizione di un solo provvedimento autorizzativo, l'acquisizione

del medesimo sostituisce il procedimento unico.

• Gli impianti con potenza non superiore a 20 kWp non sono assoggettabili alla

procedura di valutazione di impatto ambientale (VIA), qualora non siano "aree o

parchi naturali" o ricadano su "beni paesaggistici".

• Per gli impianti in zone classificate agricole dai vigenti piani urbanistici NON è

necessaria la variazione di destinazione d'uso del sito.

AUTORIZZAZIONI NECESSARIE

94

TARIFFE INCENTIVANTI

NON INTEGRATO: 0,40 €/kWh

PARZIALMENTE INTEGRATO: 0,44 €/kWh

TOTALMENTE INTEGRATO: 0,49 €/kWh

• SCAMBIO SUL POSTO: SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO DEL

BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.

• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN,

CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA

PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

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

DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.

IMPIANTI DA 1 kWp FINO A 3 kWp

95

ESEMPIO IMPIANTO 1-3 kWp

Consumi utenza: 3.000 kWhProduzione impianto FV: 3.000 kWh

Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWhRisparmio per l’utenza: 3.000 x 0,19 € = 570 €Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0

Tariffa incentivante per l’ammortamentodell’impianto FVIntegrato: 3.000 x 0,49 = 1.470 €Parzialmente Integrato: 3.000 x 0,44 = 1.320 €Non integrato: 3.000 x 0,40 = 1.200 €

Conto economico complessivo annuoRisparmio + incentivoIntegrato: 570 + 1.470 = 2.040 €Parzialmente Integrato: 570 + 1.320 = 1.890 €Non integrato: 570 + 1.200 = 1.770 €

Per produrre 3.000 kWh con impianto fotovoltaicosono necessari circanord: 2,7 kWpcentro: 2,4 kWpsud: 2,1 kWp

ESEMPIO DI UTENZA DOMESTICA

96





• SCAMBIO SUL POSTO (1 -20 kW): SISTEMA ORIENTATO AL RAGGIUNGIMENTO

DEL BILANCIO ANNUALE: ENERGIA PRODOTTA=ENERGIA CONSUMATA.

• LA PRODUZIONE INCENTIVATA VIENE CALCOLATA SU BASE ANNUALE.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO DAL GRTN,

CHE EROGA UN CORRISPETTIVO ANNUO PARI AL PRODOTTO TRA LA

PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

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

DEDICATO, CON CONGUAGLIO A FINE ANNO.

IMPIANTI OLTRE I 3 kWp FINO A 20 kWp

97

ESEMPIO IMPIANTO OLTRE 3 FINO A 20 kWp

Consumi utenza: 20.000 kWhProduzione impianto FV: 20.000 kWh

Costo medio utenza domestica: 0,19 €/kWhRisparmio per l’utenza: 20.000 x 0,19 = 3.800 €Costo per l’utente (al netto dei canoni): 0

Tariffa incentivante per l’ammortamento dell’impianto FVIntegrato: 20.000 x 0,46 = 9.200 €Parzialmente Integrato: 20.000 x 0,42 = 8.400 €Non integrato: 20.000 x 0,38 = 7.600 €

Conto economico complessivo annuoRisparmio + incentivoIntegrato: 3.800 + 9.200 = 13.000 €Parzialmente Integrato: 3.800 + 8.400 = 12.200 €Non integrato: 3.800 + 7.600 = 11.400 €

Per produrre 20.000 kWh con impianto fotovoltaico sononecessari circanord: 18,2 kWpcentro: 16,0 kWpsud: 14,3 kWp

ESEMPIO DI UTENZA UFFICI/ARTIGIANALE

98





• È NECESSARIO FARE DENUNCIA DI OFFICINA ELETTRICA E INSTALLARE UN

CONTATORE UTIF.

• IL PAGAMENTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI VIENE EFFETTUATO

MENSILMENTE DAL GRTN, CHE EROGA UN CORRISPETTIVO PARI AL

PRODOTTO TRA LA PRODUZIONE INCENTIVATA E LA TARIFFA APPLICATA.

• IN AGGIUNTA E’ APPLICABILE LA TARIFFA DI VENDITA (Delibera AEEG n. 34 del

2005; 0,095€/kWh fino a 500.000 kWh/anno; 0,080 €/kWh da 500.000 a 1.000.000

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

IMPIANTI OLTRE 20 kWp

99

Le tariffe sono incrementate del 5% nei seguenti casi:

• Impianto il cui soggetto responsabile è una scuola pubblica o una struttura sanitaria

pubblica;

• Impianto installato attraverso integrazione architettonica in sostituzione di coperture in

eternit;

• Impianto il cui soggetto responsabile è un ente locale all'interno di un comune con

popolazione residente inferiore a 5.000 abitanti su base dell'ultimo censimento ISTAT;

• Impianto installato a terra con potenza nominale maggiore di 3 kWp con titolo di

autoproduttore (ai sensi del Dlgs n.79/1999 impianti non integrati, ricadenti nelle righe

B e C);

• Gli impianti che entreranno in esercizio tra il 1° Gennaio 2009 e il 31 Dicembre 2010

avranno diritto ad una tariffa decurtata del 2% (costante in moneta corrente su tutto il

periodo di 20 anni) per ciascuno degli anni successivi al 2007.

VARIAZIONE DELLE TARIFFE INCENTIVANTI

100

• Sono stati inseriti dei premi aggiuntivi alla tariffa incentivante, riconosciuti per l'intero

periodo residuo di diritto alla stessa, per impianti su unità immobiliari (o edifici) operanti

in regime di scambio sul posto.

• Premio aggiuntivo qualora si dimostri, mediante certificazione energetica dell'edificio,

una riduzione di almeno il 10% del fabbisogno di energia. Il premio consisterà in una

maggiorazione percentuale della tariffa pari alla metà della percentuale di riduzione di

fabbisogno di energia conseguita e dimostrata. Non potrà comunque essere superiore

al 30%.

• Premio aggiuntivo del 30% qualora l'unità immobiliare o edificio sia stato ultimato

successivamente alla data di entrata in esercizio del presente decreto e consegua,

mediante certificazione energetica dell'edificio, un valore di fabbisogno di energia

primaria annua per metro quadro inferiore al 50% rispetto ai valori riportati nell'allegato

C, comma1, tabella 1, del decreto legislativo del 19 Agosto 2005, n°192, e successive

modificazioni.

PREMI PER L’USO EFFICIENTE DELL’ENERGIA

101

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

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

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

• Per le scuole pubbliche o paritarie e le strutture sanitarie pubbliche è possibile

cumulare gli incentivi con contributi in conto capitale e/o interessi di qualunque entità.

• Sono escluse dalle tariffe incentivanti gli impianti fotovoltaici realizzati per obblighi di

legge (n° 192/2005 e n° 296/2006), che entreranno i n esercizio dopo il 31.12.2010.

COMULABILITA’

102

• Per impianti di potenza nominale non superiore a 20 kW la responsabilità della misura

dell'energia elettrica prodotta è a carico del distributore locale, in cambio di un

corrispettivo versato dal produttore e definito dall'Autorità.

• Per gli impianti di potenza nominale superiore a 20 kW la responsabilità della misura

dell'energia elettrica prodotta è a carico del produttore, il quale però può anche

avvalersi del distributore. In tale ipotesi, il corrispettivo da corrispondere per la

prestazione del servizio di misura è definito dal distributore stesso.

• Il distributore locale deve mettere a disposizione del produttore che richieda la

connessione alla rete - entro 20 giorni lavorativi da tale richiesta - un preventivo che

abbia validità non inferiore a 3 mesi.

• La connessione di impianti a tensione nominale al di sotto dei 50 kW deve essere

erogata sempre in bassa tensione.

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

103

• Le spese di connessione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti

rinnovabili sono ripartite in pari misura tra il soggetto produttore ed il Conto per nuovi

impianti da fonti rinnovabili e assimilate (cd. "conto energia").

• Il distributore nel caso di ritardata realizzazione della connessione è tenuto a versare

al produttore di energia elettrica un indennizzo pari "al maggior valore tra l'1% del

totale del corrispettivo di connessione e 5 (cinque) euro per ogni giorno di ritardo della

realizzazione della connessione, fino a un massimo di 180 (centottanta) giorni". Nel

caso in cui il ritardo sia superiore ai 180 giorni, il produttore può richiedere l'intervento

dell'AEEG. È comunque fatto salvo il diritto del produttore "di richiesta di risarcimento

del maggior danno".

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

104

• Per la connessione - così come per la misura degli impianti fotovoltaici "ai fini

dell'erogazione della tariffa incentivante" - si applichino le stesse previsioni dettate per

gli altri impianti di produzione di energia elettrica (delibere n. 281/05; 88/07 e 89/07).

• Il "soggetto attuatore" cui inoltrare le richieste per l'ammissione al beneficio della

tariffa incentivante e al premio è il Gestore del Sistema Elettrico (GSE), il quale,

inoltre, è responsabile delle verifiche sugli impianti fotovoltaici in esercizio che

percepiscono le tariffe incentivanti. Le condizioni tecniche che gli impianti fotovoltaici

devono rispettare per beneficiare delle tariffe incentivanti ed essere ammessi al

premio sono stabilite dal decreto.

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

di venti anni.

DELIBERA n. 90/07

105

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

a IVA.

• Se l'impianto è utilizzato da persona fisica a fini esclusivamente privati, l'incentivo non

ha alcuna rilevanza fiscale. Così pure l'energia prodotta in eccesso per la quale si

decide l'immissione nella rete elettrica ("scambio sul posto").

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

diversi.

CIRCOLARE AGENZIA DELLE ENTRATE n. 46/E

106

Realizzazione dell'impianto: disciplina IVA

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

10%.

La detrazione dell'imposta pagata è ammessa - secondo i principi generali dettati

dall'articolo 19 del DPR n. 633/1972 - in funzione dell'utilizzo dell'impianto nell'esercizio di

impresa, arte o professione; pertanto, in caso di utilizzo promiscuo, non sarà

detraibile l'IVA corrispondente alla quota imputabile a impieghi per fini privati o,

comunque, estranei all'esercizio dell'attività.

Contributo: disciplina IVA

La tariffa incentivante è esclusa in ogni caso dal campo di applicazione

dell'imposta sul valore aggiunto, anche quando l'impianto fotovoltaico è realizzato

nell'esercizio di attività di impresa, arte o professione. Manca, infatti, per l'applicazione

dell'IVA il presupposto oggettivo: le cifre erogate non rappresentano un corrispettivo per la

fornitura dell'energia, ma una sorta di risarcimento per il titolare dell'impianto a fronte dei

costi sostenuti per la sua costruzione e di quelli di esercizio.

DISCIPLINA IVA

107

•Contributo: ritenuta d'acconto

Quando l'impianto è utilizzato nell'ambito di un'attività di impresa, la tariffaincentivante rappresenta un contributo in conto esercizio e non in conto impianti,poiché viene erogato per sostenere la produzione dell'energia e non per finanziarel'investimento. Di conseguenza, al momento dell'erogazione, deve essere operatauna ritenuta a titolo di acconto delle imposte dirette nella misura del 4 per cento(articolo 28, secondo comma, DPR n. 600/1973).

•Persona fisica o ente non commerciale: utilizzo, al di fuori di attività, per soli finiprivati

La tariffa incentivante percepita dalla persona fisica (o ente non commerciale) perl'utilizzo di impianti fotovoltaici a soli fini privati (usi domestici, di illuminazione,alimentazione di elettrodomestici, eccetera) rappresenta un contributo a fondo perdutonon riconducibile ad alcuna delle categorie reddituali previste dal TUIR. Pertanto, non haalcuna rilevanza ai fini delle imposte dirette.

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

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

RITENUTA D’ACCONTO

108

Impianti con potenza non superiore a 20 kW

Se si opta per lo "scambio sul posto", la tariffa incentivante è ininfluente ai fini fiscali.

Se invece si decide di vendere l'energia prodotta in più, la disciplina fiscale cambia a seconda che

l'impianto sia o no posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commerciale.

Impianto posto al servizio dell'abitazione o della sede dell'ente non commercialeIn questo caso, risultano fiscalmente rilevanti i soli proventi derivanti dalla vendita dell'energia

prodotta in eccesso rispetto al proprio fabbisogno, che andranno qualificati come redditi diversi,

ossia come redditi derivanti da attività commerciali non esercitate abitualmente. Il costo per

l'acquisto o la realizzazione dell'impianto non potrà essere considerato inerente alla produzione del

reddito, né sarà detraibile la relativa IVA pagata.

Impianti diversiIn questa ipotesi, diventano fiscalmente rilevanti anche le somme percepite a titolo di tariffa incentivante,

concorrendo, come contributo in conto esercizio e in misura proporzionale alla quantità di energia

ceduta, alla determinazione del reddito di impresa e della base imponibile IRAP. Andrà anche applicata,

sempre con riferimento alla parte relativa all'energia ceduta, la ritenuta d'acconto del 4 per cento.

Per quanto riguarda poi i ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, essi andranno assoggettati all'IVA

(con possibilità, laddove sussistano i requisiti, di ricorrere al regime della franchigia), all'IRAP e alle

imposte dirette. In tale fattispecie, però, l'impianto rappresenta bene strumentale all'attività ed è

ammortizzabile con coefficiente del 9 per cento.

REGIME FISCALE

109

•Impianti con potenza superiore a 20 kW

Per gli impianti di potenza superiore a 20 kW, non essendo possibile optare per il servizio

di "scambio sul posto", l'energia esuberante potrà essere solo venduta alla rete locale,

con conseguente realizzazione di un'attività di tipo commerciale. La disciplina fiscale

risulta quindi identica a quella descritta nel punto precedente per gli "impianti diversi".

•Persona fisica o giuridica nell'ambito di attività commerciale

Se la produzione di energia tramite impianto fotovoltaico costituisce l'oggetto principale

dell'attività commerciale svolta o l'energia prodotta viene utilizzata prioritariamente

nell'ambito della diversa attività commerciale esercitata, la tariffa incentivante

rappresenta sempre un contributo in conto esercizio fiscalmente rilevante. Anche

in questo caso, si renderà applicabile, in relazione sia alla tariffa incentivante che ai

ricavi derivanti dalla vendita dell'energia, la disciplina esaminata per gli "impianti diversi”.

REGIME FISCALE

110

•Professionista o associazione professionale

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

un'associazione professionale e l'energia prodotta è utilizzata esclusivamente per le esigenze

dell'attività o anche in modo promiscuo (per consumi personali o familiari), la tariffa incentivante è

esclusa dal campo di applicazione dell'IVA e non concorre alla determinazione del reddito

imponibile. L'impianto costituisce, comunque, bene strumentale dell'attività di lavoro autonomo e l'IVA

pagata per l'acquisto o la realizzazione dell'impianto è detraibile ai sensi dell'articolo 19 del DPR n.

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

Se l'impianto produce energia in eccesso, la vendita costituisce in ogni caso attività commerciale.

Andranno, pertanto, tenute due contabilità separate, una per l'attività di lavoro autonomo e una per

quella di impresa. La tariffa incentivante, in proporzione alla quantità di energia ceduta, costituisce

contributo in conto esercizio, concorre alla determinazione del reddito d'impresa e della base

imponibile IRAP e va assoggettata alla ritenuta del 4 per cento. I ricavi derivanti dalla vendita

dell'energia sono rilevanti ai fini IRES, IRAP e IVA; l'impianto costituisce bene strumentale ad

entrambe le attività e gli ammortamenti del costo vanno ripartiti, ad esempio facendo riferimento

alla proporzione tra energia ceduta ed energia complessivamente prodotta (naturalmente, se

l'impianto è utilizzato anche per fini personali o familiari, la deduzione del costo da ripartire tra le due

attività non può essere superiore al 50 per cento). Anche l'IVA pagata all'atto dell'acquisto o

realizzazione del bene è detraibile in relazione ad entrambe le attività esercitate, a condizione che le

stesse siano gestite, come detto, con contabilità separate.

REGIME FISCALE: PROFESSIONISTA OASSOCIAZIONE PROFESSIONALE

111

Persona fisica o ente non commerciale - compresi i condomini che, al di fuoridell’esercizio di attività non commerciale - utilizzano un impianto fotovoltaico a solifini privati (art. 9.1)

Potenza: qualsiasi potenza.

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

Tariffe incentivanti

• Imposta diretta sull’incentivo: non dovuta.

• IVA sulla tariffa incentivante: non dovuta.

• IRAP: inesistente.

• Ritenuta 4%: inesistente.

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

Via Mussa, 20 Z.I. - 35017 Piombino Dese (PD) - Italia - Tel. 049.9323911 - Fax 049.9323972www.thermital.com - email: [email protected]

Sta

mp

a Fa

gg

iona

to -

Prin

ted

in It

aly

- R

ev. 0

(03

/08)

Documents

ELEMENTI DI PROGETTAZIONE FOTOVOLTAICO · 2017-05-11 · elementi di progettazione fotovoltaico. 3 indice generale ... ,o pdjjlru surgxwwruh prqgldoh qho q 4 &hoov /¶d]lhqgd whghvfd