Competivita’ del fotovoltaico, efficienza di conversione e territorio

di Domenico Coiante.

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L’incremento del volume delle vendite ha prodotto l’abbassamento del prezzo dei moduli fotovoltaici secondo la curva storica di apprendimento economico mostrata nella Fig.1.

Fig.1 – Curva storica d’apprendimento economico dei prezzi dei moduli fotovoltaici.

 La fascia compresa fra 0,5 e 0,7 $/Wp rappresenta la stima di prezzo dei moduli per il conseguimento della competitività

Gli esperti del settore concordano sul fatto che il raggiungimento della competitività avrà luogo quando i prezzi dei moduli scenderanno all’interno della fascia compresa tra 0,7 e 0,5 $/Wp. A questi valori corrisponde un volume cumulato di mercato compreso fra 300000 e 900000 MWp. Per confronto, si ricorda che il dato delle vendite cumulate per il 2012 è di circa 102000 MWp. Quindi, per conseguire la competitività mediante l’effetto di scala, sarà necessario che il volume di mercato aumenti ulteriormente di un fattore da 3 a 9. Ciò comporta il mantenimento delle condizioni d’incentivazione pubblica ancora per qualche anno con un corrispondente impegno governativo, sempre più problematico vista l’opposizione delle organizzazioni dei consumatori. La relativamente bassa efficienza con cui la radiazione solare è convertita in elettricità costituisce un ostacolo di particolare importanza. Come vedremo, questo parametro gioca un ruolo fondamentale su due aspetti: il raggiungimento della competitività economica e l’occupazione di territorio da parte degli impianti. Per quanto riguarda il primo, ci si chiede se l’abbassamento del costo di produzione degli impianti per il solo effetto di scala possa permettere il raggiungimento della competitività, stante l’attuale livello medio delle prestazioni nette (attestate nei casi migliori intorno ad un rendimento del 12-14%). Per il secondo argomento, occorre considerare che, a parità di potenza sviluppata, l’area occupata dai pannelli fotovoltaici è inversamente proporzionale all’efficienza di conversione. Il nostro Paese è densamente popolato e non possiede zone desertiche di basso costo da sfruttare con le centrali solari. Di conseguenza, il territorio è un bene strategico prezioso, che deve essere salvaguardato cercando di ridurre al minimo la sua occupazione da parte degli impianti. Ciò, a sua volta, impone un’attenzione particolare sull’argomento “efficienza di conversione”. Risparmiare suolo è sempre auspicabile, ma questo aspetto, come vedremo in seguito, diventa determinante qualora volessimo puntare sul fotovoltaico come fonte sostanziale d’energia.

Costo di produzione del Kwh

Per rendere quantitativamente visibili le considerazioni precedenti, è necessario eseguire la stima del costo di produzione dell’elettricità fotovoltaica. Questa operazione, per il kWh prodotto negli impianti fotovoltaici direttamente collegati alla rete, è eseguita applicando il metodo del valore attuale netto (VAN) all’impresa di costruzione e gestione della centrale di produzione, prendendo in considerazione l’intera vita operativa (generalmente 25-30 anni). Il procedimento è lungo e noioso a causa del coinvolgimento delle decine di parametri fisici ed economici da cui dipende. Per non tediare i lettori ometteremo di darne la dimostrazione, rinviando al seguente riferimento bibliografico (D. Coiante: Le nuove fonti di energia rinnovabile, Franco Angeli Ed. 2004, cap.V) tutti coloro che fossero interessati a questo aspetto. Qui ci limiteremo a dare l’espressione finale del calcolo in una versione semplificata e concettualmente adattata alle esigenze del presente lavoro, centrato sul ruolo dell’efficienza di conversione energetica. A questo fine, classifichiamo le spese sostenute in due categorie concettuali: spese proporzionali all’area totale dei moduli dell’impianto, dette area related, e spese proporzionali alla potenza nominale dell’impianto, dette power related.  Le prime sono sensibili all’efficienza di conversione e le seconde non lo sono. Indicheremo con SA il totale delle spese area related, espresso in €/m2, e con SP quello delle spese power related, indicato in €/kW. Avremo pertanto: New Image Dove il significato dei simboli è spiegato nella Tab.1, che raccoglie l’elenco dei vari costi specifici odierni. La stima accurata è difficile, perché il valore dipende da molti fattori legati alle particolari condizioni di realizzazione degl’impianti, quali, ad esempio, la localizzazione e la taglia. E’ chiaro che nel caso dei grandi impianti (multimegawatt) si riesce a spuntare condizioni di favore su numerose voci per lo sconto di quantità. E’ a questo caso che si rivolge la nostra attenzione con l’avvertenza che i valori mostrati in tabella sono affetti da incertezza e, pertanto, vanno considerati soltanto come cifre medie indicative.

Tab.1 – Costi specifici

COSTI AREA RELATED

Simbolo

Valore medio attuale

(moduli c-Si)

Costo moduli fotovoltaici1

Cm

128 €/m2 (0,8 €/Wp; 16%)
Costo terreno2

Ct

2 €/m2
Costo strutture sostegno

Cs

40 €/m2
Costo impiantistica

Ci

20 €/m2
Fattore maggiorazione area per evitare l’ombreggiamento

 

K

 2,5
Totale costi area related

SA

193 €/m2
Costo esercizio e manutenzione3

Ce&m

1 €/m2/anno
COSTI POWER RELATED

Simbolo

Valore medio attuale

(moduli c-Si)

Costo elettronica di potenza

Ce

200 €/kW
Costo ingegneria sistema3

Cing

40 €/kW
Costo allacciamento rete3

Ca

40 €/kW
Totale costi power related

SP

280 €/kW
Costo annuale assicurazione

Cass

15 €/kW

1Prezzo più basso riscontrato sul mercato nel 2012 per i moduli al silicio cristallino secondo solarbuzz 2Terreni marginali non agricoli | 3Per un impianto di almeno 5-10 MWp

Il costo di produzione del kWh, CkWh, può essere espresso nella seguente forma: New Image2 Dove: – CkWh è il costo di produzione del kWh livellato su tutta la vita operativa dell’impianto; – FCR (Fixed Charge Rate) è il fattore finanziario annuale che per calcolare la rata annuale dell’ammortamento dell’investimento attraverso il fattore d’annualità QN e il rateo delle tasse dirette T pagate: [FCR @ QN/(1-T)]; – QN = r/[(1-(1+r)-N] dove r è il tasso annuale d’interesse reale e N è la vita operativa dell’impianto espressa in anni; – h1 è l’efficienza di conversione del campo fotovoltaico (DC current) nelle condizioni operative; – h2 è il rendimento del sistema di condizionamento elettronico della potenza (inverter, ecc.) (AC current); – Ip è l’intensità luminosa di picco = 1 kW/m2; – FD è il fattore di disponibilità annuale dell’impianto; – H è l’insolazione specifica del sito espressa in kWh/m2 all’anno, ossia la quantità di kWh che cadono su ciascun m2 di area dei moduli esposti a Sud ed inclinati secondo la latitudine locale nel sito prescelto (radiazione solare globale, diretta e diffusa). H, pertanto, rappresenta il numero d’ore annuali equivalenti all’insolazione di picco.

L’espressione mette in evidenza il ruolo dell’efficienza di conversione fotovoltaica h1: più alta è l’efficienza, più basso è il contributo delle spese area related e del costo di esercizio e manutenzione, mentre h1 non ha alcun effetto sul contributo delle spese power related. La Tab.2 mostra il valore medio degli altri parametri allo stato attuale della tecnologia per i moduli al silicio cristallino (c-Si). Assumiamo inoltre che il nostro impianto sia collocato in una zona assolata dell’Italia meridionale. L’ultima riga della tabella mostra il costo del kWh calcolato mediante l’espressione (3) per questo sito.

Tab.2 – Valore attuale dei parametri

PARAMETRO

SIMBOLO

VALORE MEDIO (MODULI c-Si)

Vita operativa impianto

N

25 anni
Tasso interesse

r

5%/anno
Fattore annualità

QN

0,071
Rateo tasse dirette

T

33%/anno
Fattore finanziario

FCR

0,106
Efficienza dei pannelli1

h1

13%
Rendimento elettronica di potenza

h2

0,95
Intensità di picco

Ip

1 kW/m2
Insolazione annuale sito2

H

1850 kWh/m2
Fattore di disponibilità

FD

0,96
Costo del kWh

CkWh

» 0,12 €/kWh

1Comprensiva delle perdite per il mismatching nell’assemblaggio, per l’innalzamento termico e per l’invecchiamento durante la vita operativa (efficienza moduli circa 16%) | 2Italia meridionale e Sicilia

In definitiva, il nostro ipotetico grande impianto collocato nell’Italia meridionale produrrebbe elettricità ad un costo di circa 12 centesimi di euro per kWh. Considerato che il prezzo d’acquisto del kWh sul mercato elettrico (PUN) si è mantenuto sempre intorno a 6,5 centesimi di euro nel periodo di stesura di questo lavoro (settembre 2013), il costo del kWh fotovoltaico, (pur essendosi ridotto moltissimo in valore assoluto nel corso degli ultimi anni), si trova ancora un fattore 1,8 circa al di sopra della competitività. Questo è, grosso modo, il punto attuale della situazione.

La competitività economica

In condizioni di libero mercato, rinunciando cioè agli attuali sussidi governativi, la competitività potrà essere raggiunta quando il costo di produzione del kWh si abbasserà ulteriormente da 12 centesimi fino al livello di circa 6,5 centesimi di euro. Essendo questa la situazione, ci sembra azzardato concordare sulla tesi della già raggiunta grid parity, (come affermano alcuni sostenitori del fotovoltaico), anche volendo considerare nel bilancio i benefici strategici ed ambientali indotti. Infatti, la stima di queste “esternalità” è oggetto di aspre discussioni da molti anni e finora ha dato luogo al tentativo di assegnare un valore economico soltanto ad una parte di esse, cioè alla quantità di CO2 evitata, utilizzando il meccanismo del mercato dei certificati d’emissione (emission trading) nei paesi aderenti al Protocollo di Kyoto. In ogni caso, il risultato è stato molto deludente e il valore mercantile così ottenuto è assolutamente insufficiente per giustificare il divario tra costo e prezzo. Pertanto è evidente che occorre proseguire ancora con lo sforzo di abbassare il costo del kWh agendo sulle voci di spesa da cui esso dipende. La domanda che ci poniamo è: “Quest’azione, da sola, è sufficiente per raggiungere l’obiettivo, o è anche necessario un salto di tecnologia?” La risposta richiede un’analisi dettagliata dei vari termini presenti nell’espressione del costo del kWh, che opportunamente riscriveremo in modo da evidenziare la natura dei diversi contributi. FORMULE 5, 6, 7 – CkWh1 rappresenta il contributo del costo dei soli moduli fotovoltaici; – CkWh2 raccoglie i contributi delle spese per le strutture di sostegno, il terreno, l’impiantistica e l’esercizio e manutenzione; – CkWh3 raggruppa tutti i costi power related e la spesa annuale per l’assicurazione dell’impianto. Nella situazione attuale, in cui i singoli parametri sono stati assunti come indicato in Tab.1 e 2, possiamo raccogliere i risultati nella seguente Tab.3.

Tab.3 – Ripartizione delle voci di spesa sul costo del kWh

Contributi

Valore (eurocent/kWh)

Incidenza (%)

CkWh1 (moduli)

6,19

49,8

CkWh2 (terreno, strutture, eser. & manut. ecc.)

3,60

28,9

CkWh3 (Elettronica, assicurazione, ecc.)

2,65

21,3

CkWh (totale)

12,44

100

Come si può notare circa il 50% del costo è imputabile ai moduli fotovoltaici, mentre l’altro 50% è dovuto alle altre spese. Tra queste, le rimanenti spese area related pesano pressappoco quanto le spese power related. Il contributo dei moduli da solo vale in assoluto 6,2 eurocent, cioè all’incirca la cifra del prezzo d’acquisto del kWh in rete, e quindi la parità si avrebbe soltanto se gli altri contributi fossero nulli. Viceversa sono proprio questi che determinano il 50% del costo e ciò ci porta alle seguenti considerazioni:

1) Nelle condizioni attuali, solo se idealmente potessimo ridurre il costo dei moduli fotovoltaici fino ad annullarlo, potremmo raggiungere la competitività del costo del kWh al livello di circa 6 eurocent.

2) Poiché in pratica ciò è impossibile e le spese power related da sole raggiungono tale livello, è necessario ridurre ulteriormente anche queste voci di costo. Riguardo al primo punto, occorre prendere atto che l’attuale tecnologia dei moduli si è ormai avvicinata al limite asintotico del costo di produzione, per cui non ci si può aspettare ulteriori grandi abbassamenti, (vedi Fig.2). Il grafico mostra la serie storica del prezzo dei moduli fotovoltaici dal 1975 al 2012. I dati sono stati tratti in parte dall’archivio dell’autore, in parte da altre fonti, come Strategy Unlimited, International Energy Agency, European Photovoltaic Industry Association e Solarbuzz. Tutti i prezzi in dollari sono stati rivalutati al 2008 applicando un tasso annuale medio d’inflazione pari all’1,5%.

Fig.2 – Andamento storico del prezzo medio dei moduli fotovoltaici dal 1975 al 2012 in $ del 2008

 Fonti: Strategy Unlimited, International Energy Agency, European Photovoltaic Industry Association, Solarbuzz.

La finestra temporale di 37 anni racchiude praticamente l’intera storia delle applicazioni terrestri del fotovoltaico. La scala lineare e le unità di misura scelte mettono in luce l’andamento decrescente, che assume un carattere asintotico negli anni più recenti. Il miglior valore attuale, situato in media su 1 $/Wp (0,8 €/Wp),  appare molto vicino all’asintoto e, come si è visto, non porta alla parità. Secondo gli analisti economici, l’obiettivo per la competitività è posto ad un costo dei moduli intorno a 0,5 $/Wp (0,4 €/Wp), (cioè 64 €/m2 con efficienza = 16%).  Questo livello di prezzo non è considerato ottenibile soltanto con l’ulteriore aumento del volume di mercato, ma è necessario anche un salto di tecnologia con il passaggio alla tecnica di fabbricazione dei moduli mediante la deposizione dei materiali fotosensibili sotto forma di film sottili. Questa nuova generazione di prodotti fotovoltaici porterebbe il contributo Ckwh1 a circa 3,09 eurocent.

Per quanto riguarda il secondo punto, le spese power related si potranno ridurre ulteriormente mediante l’aumento della taglia unitaria degli impianti, beneficiando di ulteriori sconti di quantità. In tal modo, ad esempio per impianti da 50 MW, si stima di poter abbassare il costo dell’elettronica fino a circa 100 €/kW, quello d’ingegneria a 20 €/kW portando il totale Sp intorno a 160 €/kW con un costo assicurativo di circa 10 €/kW. In questo caso il contributo CkWh3 si porterebbe a 1,60 eurocent. In definitiva, potremmo abbassare il costo del kWh a circa 8,3 eurocent, valore tuttavia ancora non competitivo per un fattore di circa 1,3. Pertanto, gli sforzi industriali per abbassare il costo di produzione dei moduli al livello sopra indicato, da soli, non sembrano dare il risultato tanto atteso del conseguimento della parità. Occorre intervenire sull’altro parametro ancora non esaminato: l’efficienza di conversione.

L’efficienza di conversione

Facciamo l’ipotesi di considerare come fissi, cioè non ulteriormente riducibili, i valori degli altri parametri nella loro versione asintotica, riassunta per comodità in Tab.4. In essa si è esplicitata l’efficienza di conversione dei singoli moduli fotovoltaici (hm) e le perdite di rendimento dovute all’assemblaggio dei pannelli (hmis), al riscaldamento delle celle durante il funzionamento (hT) e all’invecchiamento durante la vita operativa (hin), di modo che l’efficienza del campo fotovoltaico h1 risulta dal prodotto (hm×hmis×hT×hin). Si è assunto, inoltre, che i dati sperimentali ormai disponibili per gli impianti in esercizio abbiano dimostrato la possibilità di allungamento della vita operativa a 30 anni, con la conseguente dilazione del periodo di ammortamento del debito e la revisione dei parametri finanziari come indicato nelle prime cinque righe della tabella.

Tab.4 – Valore asintotico dei parametri

PARAMETRO

SIMBOLO

VALORE LIMITE
Vita operativa impianto

N

30 anni
Tasso interesse

r

5%/anno
Fattore annualità

QN

0,065
Rateo tasse dirette

T

33%/anno
Fattore finanziario

FCR

0,0970
Efficienza dei moduli fotovoltaici

hm

variabile
Rendimento dell’assemblaggio

hmis

0,95
Rendimento effetto termico

hT

0,94
Rendimento per invecchiamento

hin

0,92
Rendimento elettronica potenza

h2

0,95
Costo moduli fotovoltaici

Cm

64 €/m2 (0,4 €/Wp)
Costo terreno

Ct

2 €/m2
Costo strutture sostegno

Cs

40 €/m2
Costo impiantistica

Ci

20 €/m2
Costo esercizio e manutenzione

Ce&m

1 €/m2/anno
Costo elettronica di potenza

Ce

100 €/kW
Costo ingegneria sistema

Cing

20 €/kW
Costo allacciamento rete

Ca

40 €/kW
Costo annuale assicurazione

Cass

10 €/kW
Intensità di picco

Ip

1 kW/m2
Insolazione annuale sito

H

1850 kWh/m2
Fattore di disponibilità

FD

0,96

Riscriviamo, pertanto, la (4) in forma numerica inserendo i valori limite e lasciando l’efficienza dei moduli come variabile indipendente. Otteniamo: New Image3 Dove hm è espresso in per cento e il costo del kWh in centesimi di euro. La Fig.3 mostra il grafico di questa relazione, da cui si evidenzia come al crescere dell’efficienza di conversione dei moduli fotovoltaici diminuisce il costo del kWh prodotto dall’impianto.

Fig.3 – Effetto dell’efficienza di conversione dei moduli fotovoltaici sul costo di produzione del kWh

Nella figura è indicato anche il livello della competitività a 6,5 c€/kWh. Il grafico mostra come la parità potrà essere raggiunta soltanto qualora si riesca ad aumentare l’efficienza dei moduli al di sopra del 20%. Valori minori non consentono di ottenere questo obiettivo nonostante che tutti i costi siano stati assunti al loro livello minimo.

Conclusione

1 – Competitività Riassumendo la situazione, il prezzo più vantaggioso dei moduli si trova attualmente intorno a 0,8 €/Wp, circa il doppio del valore stimato come limite, e l’efficienza di conversione corrispondente vale circa il 13-16%. In tali condizioni, anche assumendo per tutti gli altri parametri di spesa il loro valore minimo, il costo di produzione del kWh (nelle condizioni d’insolazione del meridione italiano) vale circa 8 centesimi. Siamo vicini alla parità, ma non l’abbiamo ancora raggiunta. Un ulteriore miglioramento fino alla competitività è praticabile soltanto aumentando l’efficienza di conversione dei moduli al di sopra della soglia del 20%. Che sia possibile ottenere questi valori di rendimento è testimoniato dai ricorrenti record al di sopra del 40% conseguiti dalle celle triple a giunzioni sovrapposte, il cui valore  assoluto più alto, realizzato a settembre 2013 presso il Fraunhofer Institute, è stato pari al 44,7% (fonte qualenergia.it). Tuttavia, questi record, pur avendo un valore dimostrativo, non si applicano al nostro caso perché riguardano singole celle di piccola superficie (1 cm2), realizzate in laboratorio con materiali costosi e spesso rari e sottoposte ad illuminazione concentrata (297 soli nel caso specifico). Il nostro interesse è invece centrato sull’efficienza dei moduli industriali di area dell’ordine del m2, esposti all’illuminazione solare normale e qui la situazione è molto diversa. La Tab.5 mostra lo stato attuale del valore record certificato, raggiunto dall’efficienza di conversione nei campioni di laboratorio di moduli fotovoltaici realizzati con diverse tecnologie e vari materiali.

Tab. 5 – Efficienza record dei moduli fotovoltaici a illuminazione di 1 sole

Materiale Efficienza (%) Area (cm2) Centro prova (data) Descrizione
Si (cristallino)Si (multicristall.)Si (film sottile) 22,4 ± 0,618,5 ± 0,48,2 ± 0,2 1577514661661 NREL (8/12)Fraunhofer (1/12)Sandia (7/02) Sunpower Co.Q-CellsPacific Solar
GaAs (film sottile)CdTe (film sottile)CIGS (film sottile)a-Si (tandem) 24,1 ± 1,016,1 ± 0,515,7 ± 0,510,5 ± 0,4 858,57200970314316 NREL (11/12)NREL (2/13)NREL(11/10)AIST (9/12) Alta DevicesFirst SolarMiasoleLG Electronics

 (Fonte: Solar cell efficiency tables, Prog. Photovol: Res. Appl. 2013; 21:827-837)

Allo stato dei fatti, un’efficienza superiore al 20% è mostrata soltanto da due materiali: silicio monocristallino e arseniuro di gallio. Nel primo caso, la cifra del 22,4% si riferisce ad un modulo di area pari a 1,57 m2 realizzato con celle al silicio monocristallino. Nel secondo, l’efficienza del 24,1% si riferisce ad un piccolo modulo da circa 0,086 m2 costruito con celle a film sottile di arseniuro di gallio. Anche se la deposizione in strato micrometrico permetterebbe, in linea di principio, di contenere i costi dovuti al materiale entro i limiti richiesti per la competitività, tuttavia l’arseniuro di gallio è un prodotto critico riguardo alla sua disponibilità in gran quantità come si richiede nelle centrali fotovoltaiche terrestri. Pertanto, sembra difficile ipotizzare un futuro energetico per impieghi terrestri su larga scala per questo materiale, la cui vocazione principale rimane quella delle applicazioni spaziali.

In attesa della commercializzazione dei moduli fotovoltaici, realizzati con le nuove tecnologie ad alta efficienza della terza generazione, (oggi ancora allo stadio di laboratorio), possiamo constatare la disponibilità sul mercato di moduli al silicio cristallino che mostrano un rendimento intorno al 20%. A titolo di esempio si può indicare il modulo statunitense X21-345 prodotto dalla Sun Power  Corp., che produce 345 Wp su un’area di 1,6 m2 con efficienza pari al 21,5%. Naturalmente il suo prezzo è più alto di quanto servirebbe per la competitività, tuttavia la sua efficienza si trova già al di sopra della soglia da noi individuata. La produzione in grande serie di questo tipo di moduli dovrebbe portare all’abbassamento del costo fino al livello richiesto per la parità.

2 – Impegno di territorio Ricordiamo che, a parità di potenza erogata, l’area occupata dai moduli fotovoltaici è inversamente proporzionale all’efficienza di conversione. Per comprendere quest’affermazione, facciamo un piccolo calcolo approssimato  prendendo il dato attuale della potenza complessiva istallata in Italia: al 14/09/2013, il contatore fotovoltaico del GSE segna 18,2 GWp. La maggior parte degli impianti è di recente fabbricazione e, in tal caso, possiamo assumere un’efficienza media dei moduli intorno al 15%. Per gli impianti precedenti, l’efficienza media dei moduli era più bassa, diciamo pure intorno al 11%. Facendo una media generale, possiamo considerare un’efficienza dei moduli intorno al 13%. In questo caso, per avere una potenza di 1 kW di picco, occorre usare un’area di circa 7,7 m2 di moduli fotovoltaici. Considerando il fatto che i moduli, assemblati in file di pannelli nei grandi impianti, devono essere distanziati sul terreno per evitare l’ombreggiamento reciproco, l’area occupata da ogni kWp deve essere maggiorata di un fattore 2,5. In definitiva, 1 kWp d’impianto occupa un pezzo di suolo di circa 20 m2, per cui, grosso modo, la potenza fotovoltaica, istallata oggi in Italia, impegna un territorio complessivo di circa 364 km2. Anche scontando questa cifra per la parte degli impianti che si trovano su aree già occupate per altri usi (tetti delle case e coperture industriali), resta il fatto che si tratta di un impegno territoriale dell’ordine delle centinaia di km2 e, qualora si volesse proseguire con la tendenza attuale senza significativi miglioramenti dell’efficienza, l’occupazione di suolo salirebbe presto all’ordine delle migliaia di km2.

Per sgombrare subito il campo da possibili preoccupazioni circa la disponibilità di tali aree (certamente da reperire in zone non conflittuali con le attività agricole), basta considerare che i terreni marginali (non coltivabili, o abbandonati dall’agricoltura tradizionale) ammontano ad oltre ventimila km2 nel nostro Paese. Tuttavia, anche se si tratta di zone di basso valore economico catastale, l’occupazione estensiva di questi suoli con impianti fotovoltaici pone indubbiamente un problema d’impatto paesaggistico, vista la generale preziosità del paesaggio italiano. Da ciò segue, la necessità di aumentare sostanzialmente l’attuale efficienza di conversione dei moduli fotovoltaici ed il rendimento degli impianti. A titolo di prova, possiamo considerare il caso dei moduli della Sunpower di efficienza pari al 21,5%. In questo caso, è necessaria un area di moduli pari a circa 4,6 m2 per ogni kWp ed un conseguente impegno di territorio per i pannelli disposti in file nei grandi impianti di circa 11 m2. L’impegno di suolo si ridurrebbe a circa la metà rispetto al valore attuale.

 

5 Commenti

  1. Giancarlo Abbate

    Coiante ci informa con dovizia di particolari tecnici accurati (a parte la tab. 5 il cui corretto allineamento è andato a farsi benedire) sulla situazione attuale e le prospettive del fotovoltaico come sorgente primaria di energia. Il risultato conferma quello che già sappiamo: la situazione attuale, anche includendo il contributo dei certificati di emissione, non consente di insistere sulla realizzazione di nuovi impianti (e qui Coiante non ha neanche ricordato il problema più grave, cioè l’intermittenza della fonte, da lui molto efficacemente illustrato in precednti articoli). Il cauto ottimismo sul futuro appare ragionevole ma deve essere inserito in una corretta prospettiva: alcuni miei colleghi della Facoltà di Ingegneria e dell’ENEA, che lavorano sul fotovoltaico, mi dicono che, a loro parere, le tecnologie a film sottile necessitano di una decina d’anni prima di una industrializzazione efficiente (e nessuno si sbilancia a parlare di convenienza economica).
    Chiedo allora a Coiante cosa ne pensa dell’eolico ad alta quota come fonte primaria. Questa tecnologia ancora non è presente sul mercato, quindi è arduo (e rischioso) giudicarla. Tuttavia esistono studi, simulazioni, prototipi, test, piani di sviluppo industriale e, almeno su questi, sarebbe possibile dare un giudizio, soprattutto alla luce di alcune stime fatte dagli sviluppatori di quella tecnologia: 3 c€/kWh, 250 MW/ km2, 2 anni (da luglio 2013) per i primi impianti industriali, altri 2-3 anni per raggiungere i valori predetti.

  2. Domenico Coiante

    E’ molto probabile che il costo di produzione del kWh potrà essere competitivo, una volta che la tecnologia dell’eolico ad alta quota sia stata sviluppata. Mi rimane qualche dubbio circa la disponibilità di materiali adeguati alla sfida tecnologica. Mi riferisco alla resistenza e, soprattutto, alla durabilità che tali materiali devono avere per il loro impiego in condizioni molto critiche come sono quelle dei venti in alta quota. Una volta risolto il problema tecnico del funzionamento, occorre tener presente che stiamo parlando di centrali elettriche la cui vita operativa dovrà essere di qualche decina d’anni e allora la durata dei materiali diviene di primaria importanza.

  3. Defcon70

    Quella di Coiante mi sembra una risposta poco mirata e mi spiego con un esempio che mi pare calzante.

    Faccio regate su una barca a vela del 1981 e lo scafo è quello originale in VTR come pure lo sono l’albero, il boma e il tangone, tutti in alluminio. Ogni 10 anni si cambiano invece sartie e stralli, in cavo d’acciaio multifilare. Ogni 4 anni si cambiano le vele perché hanno perso efficienza aerodinamica e sono vicine al cedimento meccanico, almeno la randa e il genoa più usato. Ogni 2 anni si cambiano quasi tutte le manovre correnti in tessile: scotte, drizze, bracci.

    Ad ogni sostituzione si approfitta dell’avanzamento tecnologico e dell’innovazione di prodotto dell’industria per migliorare le prestazioni in regata: le vele laminate passano da quelle in kevlar a quelle in carbonio, le drizze in Spectra divengono più sottili e resistenti a parità di carico di rottura, ecc.

  4. Giuseppe Marone

    Purtroppo non riesco a visualizzare i riquadri con le formule, neanche cliccandogli sopra con il tasto destro. Ho provato sia con Google Chrome che con Internet Explorer, ma il risultato non cambia.
    Sarebbe possibile mettere a disposizione gli articoli anche in formato pdf?
    Grazie, saluti

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