Capitolo 7
Analisi di prefattibilità di un impianto fotovoltaico
7.1 Il progetto di massima dell’impianto fotovoltaico
L’impianto che si vuole realizzare dovrà avere una potenza di picco pari a circa 200 kW e ovviamente sarà del tipo “grid-connected”, cioè funzionante in regime di interscambio con la rete nazionale in modo che sia possibile cedere le eccedenze di energia elettrica alle tariffe stabilite dalla delibera 34/05 .
Per dimensionare l’impianto bisogna partire dalle caratteristiche elettriche sia del gruppo di conversione che dei moduli .
Sul mercato ci sono molti modelli sia di inverter che di moduli , quelli che sembrano essere più adatti al caso sono :
- inverter : FRONIUS IG 60
- moduli : SHELL SOLAR POWER MAX ULTRA 175
caratteristiche tecniche FRONIUS IG 60 :
dati di entrata :
Gamma tensione MPP : 150 - 400 V
Tensione max. entrata (a 1000 W/m2; -10°C) : 500 V
Potenza impianto FV : 4600 - 6700 Wp
Corrente max.entrata : 35,8 A
Dati di uscita :
Potenza nominale : 5000 W
Potenza max. uscita : 5000 W
Grado max. efficacia : 94,3 %
Grado efficacia : 93,5 %
Tensione di rete / frequenza : 230 V / 50 Hz
Fattore di distorsione : < 3,5 %
Fattore potenza : 1
Utilizzo proprio notturno : 0 W
Dati generali :
Peso : 16 kg (20 kg) Raffreddamento ventilazione forzata regolata
Varianti modelli versione design da interni; optional versione da esterni
Gamma temperatura ambientale : -20 ... 50 °C
Umidità dell’aria ammessa : 0 ... 95 %
Dispositivi di protezione :
Misurazione isolamento : DC Avviso se Riso < 500 kΩ
Protezione inversione polarità integrata
Comportamento in condizioni di sovraccarico DC : spostamento del punto di lavoro
Caratteristiche tecniche moduli SHELL SOLAR POWER MAX ULTRA 175 :
dati elettrici in condizioni STC ( irraggiamento 1000W/m2 ; AM 1.5 ; temp.cella 25°C ) :
Potenza di picco : Pmpp = 175 W
Tolleranza : +/- 5 %
Efficienza : 13,4 %
Tensione massima : Vmpp = 35,4 V
Tensione a vuoto : Voc = 44,6 V
Massima tensione di sistema : 1000 V
Corrente massima : Impp = 4,95 A
Corrente di cto-cto : Icc = 5,43 A Minima potenza di picco : 166,2 W
variazioni rispetto alla temperatura STC :
Variazione di potenza : -0,75 W/°C
Variazione di tensione : -145 mV/°C
Variazione di corrente : 1,40 mA/°C Variazione di tensione a vuoto : -145 mV/°C
Il range di potenza in ingresso dell’inverter impone che siano realizzati più generatori fotovoltaici indipendenti collegati in parallelo affinché la potenza complessiva dell’impianto sia di circa 200 kW .
Figura 7.2 : schema elettrico unifilare di ciascun generatore fotovoltaico
Se ogni generatore fosse composto da 3 stringhe in parallelo , ciascuna di esse formata da 11 moduli in serie , in ingresso all’inverter si avrebbero le seguenti grandezze :
] [ 0 , 354 10 . V V Vinmpp = ⋅ mpp = ] [ 85 , 14 3 . I A Iinmpp = ⋅ mpp = ] [ 0 , 446 10 max . V V Vin = ⋅ oc = ] [ 250 . 5 30 max . P W Pin = ⋅ mpp =
Quindi , collegando 40 generatori fotovoltaici in parallelo , si avrebbe una potenza di picco installata pari a 210 kW.
Per una questione di minor impatto visivo è auspicabile contenere al massimo l’estensione del campo fotovoltaico , pertanto oltre a ricorrere alla configurazione a file parallele si può pensare che ogni struttura di sostegno contenga 2 generatori .
Queste dovranno pertanto essere costruite in modo da potervi alloggiare 10 moduli in orizzontale disposti su 6 file parallele e quindi con le seguenti dimensioni :
lunghezza : L=1.622⋅10=16.220[mm] altezza : H =814⋅6=4.884[mm]
Si prevede inoltre di disporre le strutture in due gruppi adiacenti ciascuno composto da 10 file parallele .
Come si è già detto , le file devono essere distanziate secondo la seguente :
A D= 32, ⋅ dove : ) (s sen H A= ⋅
essendo s l’angolo di tilt ottimale valutato nella simulazione vista in 3.1 , quindi :
] [ 731 . 2 ) 34 ( mm sen H A= ⋅ ° = da cui : ] [ 281 . 6 2731 3 , 2 mm D= ⋅ =
A fronte delle precedenti, considerando anche i disimpegni , le dimensioni in pianta dell’intero campo fotovoltaico risulterebbero pari a circa :
lunghezza : 70 [m] larghezza : 50 [m]
per una superficie pari a :
S=3.500 [m2]
7.2 I diagrammi di produzione nelle giornate tipo e producibilità annua
Da una simulazione effettuata con il software “SunSim” si ricava che l’energia in DC mediamente prodotta in un anno dall’impianto precedentemente descritto è :
] [ 660 . 240 anno kWh EDC =
per cui essendo l’efficienza dei gruppi di conversione pari al 93,5% l’energia elettrica prodotta in AC sarà : ] [ 000 . 225 935 . 0 anno kWh E EAC = DC ⋅ ≅
Come già detto nei primi capitoli la radiazione solare incidente sui moduli è molto influenzata , oltre che dalle condizioni meteo , anche dalla stagione cioè dall’angolo di azimut .
Per poter avere un’idea , anche approssimata , di quanta parte del energia prodotta sarà ceduta alla rete nazionale e quanta sarà invece autoconsumata , occorrerà determinare dei diagrammi tipo di produzione per poi confrontarli con i diagrammi tipo di carico .
Purtroppo il programma di calcolo esegue un algoritmo per calcolare la producibilità annua dell’impianto senza mostrare l’andamento della produzione oraria , quindi si costruiranno separatamente tali diagrammi ipotizzando delle giornate produttive tipo quali :
soleggiata estiva;
soleggiata primaverile o autunnale; soleggiata invernale.
Nella loro costruzione si dovrà tenere di conto che in un anno l’energia complessivamente prodotta deve sostanzialmente essere quella indicata dalla simulazione e che nei giorni nuvolosi per effetto della radiazione diffusa la produzione non è nulla ma pari a circa il 15-20% di quella di una giornata soleggiata .
Dopo alcuni tentativi si sono trovati i seguenti :
Diagrammi di produzione dell’impianto fotovoltaico : giorno di sole estivo
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 200,0 0. 00 2. 00 4. 00 6. 00 8. 00 10. 00 12. 00 14. 00 16. 00 18. 00 20. 00 22. 00 kWatt
giorno di sole autunnale o primaverile
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 110,0 120,0 130,0 140,0 150,0 0. 00 2. 00 4. 00 6. 00 8. 00 10. 00 12. 00 14. 00 16. 00 18. 00 20. 00 22. 00 kWat t
giorno di sole invernale 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 0. 00 2. 00 4. 00 6. 00 8. 00 10. 00 12. 00 14. 00 16. 00 18. 00 20. 00 22. 00 kW att
Tabella 7.1 : quadro riassuntivo sulla producibilità annua
giorno tipo n° kWh/anno
sole estivo 65 82.514,3
sole prim/aut 98 76.557,6
sole invernale 50 12.694,5
nuvoloso 152 52.543,5
totale 365 224.309,9
che risultano essere abbastanza in linea con il risultato della simulazione .
7.3 Valutazione economica di fattibilità singola
Costi :
Dopo aver consultato alcuni esperti installatori del settore fotovoltaico si è pervenuti alla seguente tabella a voci di costo:
Tabella 7.2 : costo totale dell’impianto fotovoltaico
costi di impianto fotovoltaico
voce di costo € % €/kWp moduli 820.000 63 3.905 inverter 90.000 7 429 installazione 150.000 12 714 strutture di sostegno 95.000 7 452 cavi e accessori 85.000 7 405 preparazione terreno 20.000 2 95 progettazione 40.000 3 190 totale € 1.300.000 6.190
I costi di gestione dell’impianto sono abbastanza contenuti e si possono ritenere pari a circa 50 € al kWp installato , quindi provocano un flusso di cassa pari a :
] € [ 500 . 10 ) 210 50 ( anno Cg = ⋅ =
rivalutato ogni anno del tasso di inflazione.
Ipotizzando di ammortizzare il costo di investimento in 20 anni con un tasso di interesse del 5% , la rata annuale del mutuo provocherebbe un flusso di cassa pari a :
] € [ 315 . 104 05 , 0 05 , 1 1 000 . 300 . 1 20 anno Qm = − = − Ricavi :
Per valutare l’economicità del progetto bisognerà calcolare :
-quanta energia elettrica l’impianto è in grado di produrre in un anno , dalla quale giungerà il flusso di cassa dovuto agli incentivi relativi al conto energia .
-quanta parte dell’energia prodotta sarà ceduta alla rete , dalla quale giungerà il flusso di cassa relativo alla cessione secondo la delibera 34/05 .
-quanta parte dell’energia prodotta sarà autoconsumata , dalla quale giungerà il flusso di cassa indiretto relativo al risparmio che si ottiene non prelevando dalla rete alla tariffa che la fornitura prevede .
Poiché nel progetto di base vi è l’intenzione di installare 4 impianti indipendenti funzionanti in parallelo , risalire all’energia prodotta da ogni singolo impianto che viene direttamente consumata sui carichi interni è un’operazione alquanto complessa , pertanto per una prima analisi economica di fattibilità singola si è ritenuto trascurabile il flusso di cassa relativo al risparmio da autoconsumo dovuto al singolo impianto , ipotizzando che tutta l’energia prodotta dal singolo impianto venga ceduta alla rete alla tariffa di 70 €/MWh .
Così facendo si sono sottostimati gli indici delle redditività di impianto infatti non acquistando dalla rete energia elettrica si risparmierebbero circa 100 €/MWh ( più IVA ) che effetto delle imposte sull’autoconsumo diventano circa 105 €/MWh netti .
Quando sarà valutata la redditività dell’intero progetto ( v.cap.11) sarà invece possibile considerare anche il ricavo indiretto dovuto agli autoconsumi .
Come si è visto in precedenza l’energia che mediamente sarà prodotta ogni anno dall’impianto sarà : ] [ 000 . 225 anno kWh EAC ≅
Questa , da diritto a partecipare alla gara in busta chiusa per accedere alle tariffe incentivanti del conto energia .
Poiché il valore massimo stabilito è di 0,490 € al kWh prodotto , in via cautelativa si può ritenere che il valore di fine gara sia 0,470 € al kWh , ovvero 470 € al MWh ( il prezzo medio della gara del 2005 è stato pari a 0,480 €/kWh) .
Il flusso di cassa annuo dovuto alla produzione sarà pertanto di:
] € [ 750 . 105 470 225 anno FCp = ⋅ =
rivalutato ogni anno del tasso di inflazione misurato dall’ISTAT (pari a circa il 2% annuo).
Il flusso di cassa relativo alla cessione risulterà pari a :
] € [ 750 . 15 225 70 anno FCce = ⋅ =
rivalutato ogni anno del 40% del tasso di inflazione .
I redditi derivanti dall’incentivazione non sono sottoposti ad imposta fiscale (attorno al 40%) , mentre i restanti lo sono , quindi qualora l’imponibile (differenza tra i ricavi tassabili e i costi di esercizio) risulti negativo le imposte ( I ) risulteranno nulle .
Per effettuare il calcolo degli indici delle redditività si è fatto uso di un foglio elettronico , tabella di sotto , dal quale ipotizzando anche un tempo di vita dell’impianto di 25 anni (anche se potrebbe essere ben più lungo) emergono i seguenti valori :
Tabella 7.3 : foglio elettronico per il calcolo degli indici delle redditività:
Ricavi Costi anno FCp[ € ] FCce [ € ] Cg [ € ] Qm [ € ] I [ € ] FCt [ € ] NCFt [ € ] ΣNCFt [ € ] V.A.N. [ € ] 0 105.750 15.750 10.500 104.315 0 111.000 111.000 111.000 -1.189.000 1 107.865 15.876 10.710 104.315 0 113.031 118.980 229.980 -1.070.020 2 110.022 16.003 10.924 104.315 0 115.101 127.536 357.516 -942.484 3 112.223 16.131 11.143 104.315 0 117.211 136.709 494.225 -805.775 4 114.467 16.260 11.366 104.315 0 119.362 146.545 640.770 -659.230 5 116.757 16.390 11.593 104.315 0 121.554 157.091 797.861 -502.139 6 119.092 16.521 11.825 104.315 0 123.788 168.398 966.259 -333.741 7 121.474 16.653 12.061 104.315 0 126.066 180.523 1.146.782 -153.218 8 123.903 16.787 12.302 104.315 0 128.387 193.523 1.340.305 40.305 9 126.381 16.921 12.548 104.315 0 130.754 207.463 1.547.768 247.768 10 128.909 17.056 12.799 104.315 0 133.166 222.411 1.770.179 470.179 11 131.487 17.193 13.055 104.315 0 135.624 238.439 2.008.618 708.618 12 134.117 17.330 13.317 104.315 0 138.130 255.627 2.264.245 964.245 13 136.799 17.469 13.583 104.315 0 140.685 274.057 2.538.302 1.238.302 14 139.535 17.609 13.855 104.315 0 143.289 293.821 2.832.123 1.532.123
15 142.326 17.750 14.132 104.315 0 145.944 315.015 3.147.137 1.847.137 16 145.172 17.892 14.414 104.315 0 148.649 337.742 3.484.880 2.184.880 17 148.076 18.035 14.703 104.315 0 151.408 362.115 3.846.995 2.546.995 18 151.037 18.179 14.997 104.315 0 154.219 388.253 4.235.247 2.935.247 19 154.058 18.324 15.297 104.315 0 157.086 416.283 4.651.530 3.351.530 20 0 18.471 15.602 0 1.147 1.721 4.801 4.656.331 3.356.331 21 0 18.619 15.914 0 1.082 1.623 4.764 4.661.095 3.361.095 22 0 18.768 16.233 0 1.014 1.521 4.701 4.665.797 3.365.797 23 0 18.918 16.557 0 944 1.416 4.608 4.670.405 3.370.405 24 0 19.069 16.889 0 872 1.308 4.481 4.674.885 3.374.885
Andamento del V.A.N.
-1.500.000 -1.000.000 -500.000 0 500.000 1.000.000 1.500.000 2.000.000 2.500.000 3.000.000 3.500.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Dalla precedente tabella e dal grafico risulta :
- VAN≥0 tra l’ 8° e il 9° anno
- PBT circa 8 – 9 anni
- TIR circa 8,50 %
] € [ 4566 , 0 prodotto kWh kWh C =
Pertanto si prevede che l’impianto permetta alla proprietà sia di recuperare l’importante capitale investito sia di farle avere un beneficio economico , che però alla scadenza dei 20 anni della forma incentivante , risulta modesto .
n.b. Attualmente i costruttori di moduli solari non riescono ad effettuare consegne nel breve
periodo infatti impiegano circa 1 anno dalla richiesta alla fornitura effettiva , inoltre richiedono un anticipo del 30 % del valore finale d’acquisto.
7.4 economie indirette in termini di TEP e mancate emissioni inquinanti :
Utilizzando le : 1.1.5 ; 2.1.5 ; 3.1.5 ; 4.1.5 , si possono ricavare le tonnellate equivalenti di petrolio mediamente risparmiate e le mancate emissioni inquinanti relative ad ogni anno di funzionamento : - 49,5 . . . 2 , 2 ≅ ⋅ = petrolio AC i c p E TEP - mancate emissioni di : CO2 = 0,650 146.250[ ] anno kg EAC ⋅ ≅ - mancate emissioni di : SOx = 0,010 2.250[ ] anno kg EAC ⋅ ≅ - mancate emissioni di : NOx = 0,003 675[ ] anno kg EAC ⋅ ≅
