La produzione di energia elettrica per mezzo di pannelli fotovoltaici installati sui
tetti degli edifici ha un grande potenziale nel mondo agricolo e, in particolare,
nelle aziende zootecniche caratterizzate da ampie superfici coperte.
In tale prospettiva è importante disporre di strumenti tecnici in grado di fornire analisi
delle prestazioni e stime previsionali delle rese energetiche ottenibili dai vari tipi
d'impianti nelle date situazioni di esercizio favorendo così un'ottimizzazione degli investimenti.
Il presente lavoro si è quindi focalizzato sull'analisi delle produzioni energetiche fornite da tre diversi impianti fotovoltaici installati in un'azienda zootecnica di bovini da latte, sita in provincia di Reggio Emilia (Latitudine 44°), allo scopo di valutare il ruolo svolto dai vari fattori nella determinazione dei rendimenti e di poter altresì verificare l'affidabilità
di modelli previsionali creati per fornire stime preventive delle possibili rese
energetiche.
A tale scopo si sono presi in esame due modelli teorici predittivi:
uno di nostra creazione, che determina la prestazione di
un impianto a partire dai dati climatici e di insolazione
locali e tiene conto in modo analitico delle efficienze/
perdite di tutti i componenti la catena impiantistica (dal
collettore fotovoltaico all'allacciamento alla rete elettrica);
un secondo modello che consiste in un software
molto utilizzato in ambito tecnicocommerciale
denominato
PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System),
dell'Istituto per l'Energia - Joint Research Center
della Comunità Europea, 2012, disponibile sul Web (http://
re.jrc.ec.europa.eu/pvgis), il quale fornisce una procedura sintetica di stima della resa elettrica
di impianti fotovoltaici di varia caratterizzazione
tecnologica, per località site
in Europa e Nord Africa.
Materiali e metodi
1.1. Caratteristiche degli impianti fotovoltaici
Gli impianti analizzati sono, come si è
detto, tre, installati con tre diverse modalità,
tutti di tipo “gridconnected”
ossia
direttamente collegati alla rete elettrica
nazionale. L'impianto 1 è installato sulla
falda sud di una stalla a stabulazione libera
per bovine da latte di recente costruzione
(Figura 1), in aderenza alla superficie
della falda, secondo la modalità
“a totale integrazione architettonica”. Anche
l'impianto 2 è a totale integrazione ed è suddiviso in tre sottocampi: si tratta
di una falda di una stalla a stabulazione
fissa per bovine da latte e di due falde di
un fienile con tetto a capanna (Figura 2).
Infine, l'impianto 3, è installato a terra e
occupa una superficie totale di circa 0,8
ettari (Figura 3). La Tabella 1 riporta le
principali caratteristiche tecniche degli
impianti in esame.
1.2. Database di monitoraggio impianti
Per tutti gli impianti l'analisi prestazionale
è stata condotta su un'annata di esercizio
completa (2012) con un approfondimento
concernente un insieme di quattro periodi
settimanali rappresentativi di ogni
stagione.
I dati reali forniti dai contatori degli impianti
1 e 2 si riferiscono all'energia elettrica
prodotta, in forma cumulata giornaliera,
e alla potenza istantanea erogata
(220 V AC), rilevate a intervalli di dieci
minuti. Questi dati sono stati dapprima
sincronizzati temporalmente per ovviare
all'assenza di rilevamenti a causa d'interventi
manutentivi e, in seguito, sono stati
filtrati eliminando le osservazioni ritenute
non attendibili. I dati mancanti invece non
sono stati sostituiti (es. per l'impianto 2
dal 17/08 al 10/11). L'intervallo temporale
minimo delle nostre elaborazioni è
quello orario per gli impianti 1 e 2, mentre per l'impianto 3, essendo disponibili unicamente
i dati giornalieri d'energia elettrica
prodotta e non di potenza erogata,
l'intervallo minimo risulta essere il giorno.
1.3. Database meteoclimatici
Per quanto riguarda i database meteoclimatici,
non essendo direttamente ottenibili
dai sistemi di monitoraggio presenti
negli impianti, si è fatto riferimento a due
database di carattere generale: il primo è
derivato dalla piattaforma web Dexter,
dell'Arpa dell'Emilia Romagna, e fornisce
dati sull'irraggiamento solare incidente
su di una superficie orizzontale, sulla
temperatura dell'aria a livello del pannello
fotovoltaico e sulla velocità media del
vento, misurati su base oraria (nel nostro
caso sono stati impiegati quelli rilevati
dalla stazione meteo più vicina alla località
d'interesse, distante circa 6 km); il secondo
è tratto dal database del citato
modello PVGIS e deriva da elaborazioni
d'immagini satellitari fatte dalla collaborazione
CMSAF
(http://www.cmsaf.eu)
su un arco temporale di 12 anni.
In questo modo si è realizzato un quadro
completo della disponibilità d'insolazione
annua nella zona d'impianto. In Figura 4,
sono riportate le disponibilità giornaliere
medie annue di energia raggiante (kWh/
m2/giorno) per ogni impianto/sezione
dell'azienda secondo le due fonti testé descritte. Inoltre, della stazione Arpa sono
stati impiegati i rilevamenti orari della
temperatura dell'aria e della velocità del
vento, registrati nel 2012 (Figura 5), al
fine di valutare l'effetto della stagionalità
sull'efficienza dei pannelli fotovoltaici
esaminati.
1.4. Modelli previsionali di resa
elettrica da impianti fotovoltaici
Avendo definito il quadro della disponibilità
teorica di energia solare nei diversi
periodi dell'anno, l'energia elettrica producibile
da ciscun impianto fotovoltaico
può essere stimata attraverso un procedimento
di calcolo che segue il flusso
logico riportato in Figura 6.
L'insieme degli input del modello contiene:
a) i dati ambientali di funzionamento e
quelli strutturali, ossia i fattori di posizione
geografica (latitudine e longitudine), orientazione (angoli di Tilt e Azimut), tipo
d'installazione (integrato o a terra), eventuali
perdite locali (es. ombreggiamenti,
polveri); b) i dati tecnici d'impianto, riguardanti
la tecnologia fotovoltaica (silicio
mono e policristallino, a film sottile,
ecc.) e la componentistica installata nella
linea di condizionamento di potenza (inverter,
trasformatore, ecc.).
Attraverso queste informazioni, la produzione elettrica annua dell'impianto fotovoltaico
è valutata in via generale mediante
un algoritmo che, tenendo conto
anche delle perdite di conversione previste
e/o prevedibili, genera una previsione
di resa elettrica per qualsiasi periodo dell'anno
di esercizio tipo.
In questa stima sono messi in conto vari
fattori di perdita energetica classificabili
in tre macrovoci:
1) attenuazioni dell'energia
solare prima dell'arrivo sulla superficie
fotosensibile; 2) inefficienze, tecnologica e funzionale, del pannello fotovoltaico;
3) perdite nella linea di condizionamento
dell'energia elettrica generata
per l'immissione nella rete di distribuzione.
In Tabella 2 sono riportati dei valori
tipici di perdita per ognuno di questi fattori
dissipativi espressi come percentuale
dell'energia solare convertibile in elettricità.
Nella prima macrovoce
di perdita rientrano
quei fenomeni di riduzione della
radiazione solare realmente incidente dovuti a cause esterne all'impianto (es., la
presenza di corpi ombreggianti adiacenti,
strati di polvere, neve e/o ghiaccio ed
elevata nuvolosità, specialmente nel periodo
invernale).
La più importante inefficienza dipende
però dalla seconda voce, ossia la tecnologia
impiegata nel modulo fotovoltaico. I
pannelli al silicio mono e policristallino
presentano in media valori di rendimento
nominale pari rispettivamente a
16÷20% e 12÷14%. Negli impianti integrati
si predilige la seconda soluzione
soprattutto per motivi economici (superficie
disponibile ridotta che non giustifica
l'impiego di tecnologie costose, come il
monocristallino tipico d'installazioni di
grande potenza). Altra dissipazione nel
pannello è dovuta a un eccessivo riscaldamento
dello stesso specialmente in
estate, in media dell'8% (Tabella 2).
Esistono infine perdite che riguardano la
linea di condizionamento di potenza elettrica
DC/AC costituita da numerosi dispositivi,
tra i quali inverter, inseguitore di
massima potenza (MPPT) e trasformatore,
che insieme generano una perdita totale
d'impianto (BOS: Balance of System)
su base annua pari a circa il 14%. Il
maggior contributo deriva dall'inverter e
dalla relativa configurazione (Tabella 2).
Le installazioni più diffuse sono:
a) inverter
centralizzato, che gestisce le stringhe
in un collegamento in parallelo: soluzione
semplice e poco costosa, ma che gestisce
male eventuali ombreggiamenti e
quindi adatta a impianti con unici orientamento
e inclinazione (v. impianto 1);
b)
inverter di stringa, che costituisce, di fatto,
un impianto a sé e offre le migliori
prestazioni energetiche nella gestione
degli ombreggiamenti (impianto 3);
c) inverter
multistringa, soluzione intermedia
tra le due precedenti e applicata nel caso
dell'impianto 2 in regime masterslave
(ogni inverter si attiva progressivamente
all'aumentare dell'energia solare incidente
in ogni sottocampo).
L'inverter svolge l'importante compito di convertire l'energia elettrica prodotta dal
generatore fotovoltaico, da corrente continua
(DC) ad alternata (AC), per l'utilizzo
diretto o per l'immissione in rete. Questo
complesso apparato elettronico è in grado
di condizionare e regolare il funzionamento
dell'impianto, grazie a specifici
software e dispositivi hardware che pilotano
la produzione fotovoltaica verso la
massima potenza possibile nelle diverse
condizioni operative (funzione MPPT,
Maximum Power Point Tracker); quindi,
un'eventuale deviazione influisce negativamente
sulla resa elettrica dell'intero
impianto.
Tenuto conto di tutti questi fattori d'inefficienza
la resa elettrica annua di un impianto
fotovoltaico di tipo “grid connected”,
può cautelativamente essere stimata in circa il 18% dell'energia solare
captabile. Tale valore si ottiene detraendo
dal 100% teorico tutte le perdite riportate
in Tabella 2: l'8% di perdite di
preconversione,
il 60% delle dissipazioni
nel pannello e il 14% delle perdite nel
sistema a valle (BOS).
1.5. Modelli di stima dell'energia
elettrica considerati
Il nostro modello previsionale, sviluppato
in ambiente Microsoft Excel secondo la
logica mostrata in Figura 6, acquisisce i
seguenti input:
a) dati meteoclimatici da
stazione Arpa;
b) parametri tecnici d'impianto
(orientazione, potenza totale installata,
rendimenti nominali di tutta la
componentistica, dal pannello al trasformatore
di tensione);
c) valori da fonti
bibliografiche circa le perdite di conversione per cablaggi, invecchiamento, ecc.,
generalmente valutate su base annua.
Su questa base di dati un apposito algoritmo
fornisce gli andamenti orari dell'energia
solare captabile, delle perdite di
conversione nei collettori e nel sistema
di condizionamento di potenza, dell'energia
elettrica producibile; esso offre
altresì all'utente la possibilità di ottenere
un report su base annuale, sia dell'efficienza
complessiva, sia della resa elettrica
annua.
Si osserva che per l'impianto 3, non essendo
disponibili dati reali della potenza
oraria erogata, si è stimato un rendimento
dell'inverter, quindi dell'intero sistema
di potenza, su base media annua mediante
valori bibliografici.
Il modello PVGIS, invece, attraverso un database meteoclimatico geo referenziato
(CMSAF)
e i dati d'input dell'utente
in termini di potenza installata totale dell'impianto,
tipo d'impianto e di pannello
fotovoltaico con relativa orientazione e
configurazione, ovvero perdite previste
nel sistema di condizionamento di potenza,
fornisce un piano previsionale di resa
elettrica mensile per anno solare tipo
congiuntamente alla stima delle perdite
di conversione su base media annua.
Risultati e discussione
1.6. Analisi delle produzioni di
energia elettrica registrate nell'anno
di esercizio
Le produzioni di energia elettrica, registrate
dai contatori aziendali durante il
2012, sono state (Tabella 4) pari a 109,6
MWh, 76,2 MWh e 694,3 MWh, rispettivamente
per gli impianti fotovoltaici 1, 2 e
3; per l'impianto 2 si tratta di un consuntivo
solo parziale perché privo di molti dati,
come detto in precedenza.
Ai fini di una valutazione tecnicoeconomica,
specie se comparativa fra più impianti,
si ritiene preferibile fare riferimento
alla produzione elettrica parametrata
alla superficie o alla potenza installata.
Su questa base (Tabella 4) si rileva che l'impianto 3 ha prodotto mediamente circa
0,57 kWh/m2/giorno, più di quanto
generato dagli impianti 1 e 2 che presentano
valori pari rispettivamente a 0,46 e
0,45 kWh/m2/giorno.
Con riferimento alla Figura 7, si segnala
come si siano verificate, nel corso dell'anno,
importanti fluttuazioni delle produzioni
elettriche nei tre impianti dovute
all'alternarsi delle stagioni e alla variabilità delle condizioni di esercizio e meteoclimatiche locali.
In un confronto prestazionale dei tre impianti,
considerando le stagioni estreme,
inverno ed estate, si osserva che l'impianto
3 è stato il più produttivo nel periodo
invernale grazie alla miglior geometria
di captazione (0,35 kWh/m2/giorno),
mentre, tra quelli integrati su tetto, l'impianto
1 ha prodotto più dell'impianto 2
(0,15 contro 0,08 kWh/m2/giorno) a
causa di strati di neve e ghiaccio formatisi
sulla copertura quasi orizzontale di sostegno
(il fienile) in particolare in febbraio
(Figura 7). L'impianto 3, pur restando il
più efficiente in assoluto anche in estate,
grazie ad una migliore ventilazione, ha
rilevato il più piccolo incremento interstagionale
(invernoestate)
di produzione
elettrica specifica (+0,47 kWh/m2/
giorno) a causa dell'inclinazione non ottimale
dei pannelli per il periodo estivo.
Invece, gli impianti 1 e 2, hanno realizzato
lo stesso incremento interstagionale
(+0,50 kWh/m2/giorno).
1.7. Stima dell'energia elettrica teoricamente
producibile
I valori di energia attesi, secondo il nostro
modello previsionale e secondo il software PVGIS, per gli impianti fotovoltaici in
esame, sono riportati nei paragrafi seguenti
secondo la stessa sequenza logica
di calcolo mostrata in Figura 6, vale a
dire tenendo distintamente conto dell'energia
solare captabile da ogni superficie
e dell'efficienza di conversione degli
impianti (pannelli e catena di conversione).
1.7.1. Disponibilità di energia solare
incidente sui pannelli fotovoltaici
Per una data località geografica, la disponibilità
media annua di energia solare
captabile è funzione dell'orientazione
(Azimut) e dell'inclinazione (Tilt) del pannello
fotovoltaico.
In generale, un incremento dell'angolo di
Tilt produce effetti differenti in funzione
dell'orientamento del piano fotovoltaico
(Figura 8). Infatti, per un orientamento a
Sud, se cresce l'inclinazione rispetto all'orizzontale,
l'energia solare captabile
aumenta fino a un valore massimo cui
corrisponde un angolo di Tilt ottimale di
32÷36° (condizione di massima efficienza
assoluta annua). Al contrario, per
orientamenti a est e a ovest, un incremento
d'inclinazione produce l'effetto
opposto, come si vede in Figura 8, giacché
a un aumento di efficienza conseguibile
quando il sole è più basso, in inverno,
corrisponde un peggioramento equivalente
quando il sole è più alto, nei mesi
estivi. Più sfavorevole in assoluto è
l'orientazione a nord in cui l'energia solare
potenzialmente disponibile tende ad
annullarsi con il pannello in posizione verticale.
Per questi motivi, la miglior geometria di
captazione nei casi da noi esaminati risulta
quella dell'impianto 3 (a terra) con
un valore medio annuo di energia solare
captabile di 4,7 kWh/m2/giorno come
confermato dalle elaborazioni sui dati Arpa
(Figura 4).
Per gli impianti fotovoltaici integrati è invece
fondamentale la conformazione del
tetto (monofalda, a capanna, a shed) e delle eventuali strutture di supporto.
L'impianto 1 si trova in condizioni abbastanza
favorevoli grazie all'elevata pendenza
della falda di tetto. Infatti, l'energia
solare captabile è pari a 4,5 kWh/m2/
giorno (sia secondo Arpa, sia secondo
PVGIS) con una differenza, rispetto a
quanto stimato per il più correttamente
orientato impianto 3, solamente del 6%.
Ciò rivela che la soluzione integrata su
tetto, nel caso di edifici con asse longitudinale
orientato estovest
e con coperture
di discreta pendenza, possiede un
buon grado di competitività rispetto alla
soluzione con disposizione libera (sia come
orientazione che come inclinazione)
dei pannelli, grazie allo sfruttamento della
meglio esposta falda a sud.
Nel caso dell'impianto 2, per le falde
esposte a est e ovest del tetto a capanna
del fienile, (Figura 4), la disponibilità annua
di energia solare captabile è prossima
a quella ottenibile da un pannello orizzontale
nel sito d'interesse (3,8÷4 kWh/
m2/giorno). Inoltre, confrontando, a parità
di orientazione, la falda ovest del fienile
con quella della stalla a stabulazione fissa
(Impianto 2), si osserva come la maggior
pendenza di quest'ultima non generi
un grande calo dell'energia solare captabile rispetto all'orizzontale. Al contrario,
domina, rispetto alla pendenza, il fattore
orientazione: infatti, dal confronto, a parità
d'inclinazione, tra la falda sud dell'impianto
1 e quella ovest dell'Impianto 2, la
miglior orientazione della prima installazione
determina un incremento di energia
solare captabile, riferita alla condizione
di piano orizzontale, superiore del
14% rispetto alla seconda.
1.7.2. Efficienza degli impianti fotovoltaici
sulla base dei dati d'insolazione
Arpa
Le principali inefficienze negli impianti
esaminati sono riconducibili al funzionamento
dei pannelli fotovoltaici e del sistema
di condizionamento di potenza elettrica
DC/AC.
In generale, essendo variabili nel tempo,
sono stati scelti quattro periodi settimanali,
uno per stagione, e si è analizzata la
variabilità dei rendimenti stimati sia per i
pannelli fotovoltaici che per la linea di
condizionamento a valle (Figura 9).
Rendimento dei pannelli
Per quanto riguarda il rendimento dei
pannelli, si evidenzia la miglior tecnologia
dell'Impianto 3, al silicio monocristallino,
durante tutta l'annata di esercizio, con
valori massimi durante le stagioni inverno (13,34%) e primavera (13,02%), e minimi
nel periodo estivoautunnale
(12,52%) per effetto delle più alte temperature
(Figura 9a).
I valori di rendimento
da noi stimati risultano comunque
inferiori a quello nominale (14,5%).
Anche i pannelli al silicio policristallino
(impianti 1 e 2) presentano, durante la
stagione estiva, rendimenti stimati inferiori
ai rispettivi valori nominali, per entrambi
gli impianti, attorno all'11,6%, con
una riduzione di circa 3 punti rispetto al valore dichiarato dal costruttore (13,8%
e 14% rispettivamente); riduzione di efficienza
comunque superiore al 2% circa,
valutato nel caso dell'impianto 3 grazie al
miglior raffrescamento estivo.
I pannelli degli impianti 1 e 3 mostrano
un rendimento stimato abbastanza costante
nell'anno con variazioni non oltre
l'1% rispetto ai relativi valori nominali. Si
osserva, infatti, in Figura 9a,
un andamento
simile con valori massimi in inverno
e primavera, e minimi in estate e autunno Al contrario, il rendimento stimato
del pannello 2, pur registrando le stesse
prestazioni estive del pannello 1, risente
negativamente della configurazione su
tre sezioni dell'impianto e, conseguentemente,
delle tre differenti esposizioni; in
particolare, quelle delle sezioni sul fienile
che, essendo quasi orizzontali, non garantiscono
una captazione di energia solare
continua nel tempo. Infatti, in inverno,
il rendimento stimato del pannello 2 è
inferiore di 4 punti percentuali rispetto al
14% nominale, a causa di prolungati periodi
di copertura nevosa.
Rendimento della catena di conversione
a valle
In Figura 9b
si osserva che, mentre il
rendimento stimato della linea di condizionamento
di potenza (BOS) dell'impianto
3 risulta costante durante tutto
l'anno in
quanto, come si è detto, stimato
su base media annua (Par. 1.5) ,
i
rendimenti BOS stimati per gli impianti 1
e 2, mostrano un andamento variabile nel
tempo in funzione dell'efficienza media
degli inverter valutata durante ogni periodo
campione. Infatti, durante la primavera
e l'estate, i periodi dell'anno di massima
produzione elettrica, quindi di maggior
carico di esercizio degli inverter, i rendimenti
BOS stimati degli impianti 1 e 2
tendono a valori più elevati, in media pari
all'84%, mentre, in autunno e inverno,
sono al di sotto dell'82%.
Inoltre, confrontando, a parità di stagione,
i valor medi del rendimento del sistema di
condizionamento dell'impianto 3 con
quelli degli impianti 1 e 2 si evidenzia un
valore di efficienza maggiore del primo, e
variabile da un massimo del 7,5%, in inverno
e autunno, a un minimo del 5,5%, in
primavera ed estate. Questa differenza
ha una duplice causa.
In primo luogo, il maggior tasso di obsolescenza
delle installazioni integrate su tetto
(più vecchie di due anni) in quanto ogni
anno di esercizio produce una riduzione
dell'1% sul rendimento complessivo
d'impianto; in secondo luogo, il valore nominale considerato per l'inverter dell'impianto
3 (Par. 1.5), non variabile nel tempo
rispetto a quanto fatto nel caso degli
impianti 12,
(Figura 9b),
genera una
stima dell'efficienza complessiva annua
dell'Impianto 3 di circa il 4% superiore a
quelle realizzate per gli impianti 1 e 2.
1.7.3. Efficienza degli impianti fotovoltaici:
confronto con il modello
PVGIS
Analoga stima delle perdite annue può
essere fatta secondo il software PVGIS
riguardo alle dissipazioni termiche nei
pannelli e a quelle complessive dell'impianto
a valle.
Con riferimento alla Tabella 3, si può osservare
che tanto le nostre previsioni di
perdita termica nei pannelli, quanto quelle
del modello PVGIS confermano come
l'impianto 3 a terra sia il migliore perché
meglio ventilato e orientato, mentre le
installazioni integrate su tetto sono caratterizzate
da maggiori dissipazioni, specialmente
l'Impianto 2.
Le previsioni del nostro modello sono abbastanza
concordi con quelle fornite da
PVGIS nel caso dell'Impianto 1, mentre per gli Impianti 2 e 3, differiscono per
eccesso, in media del 2,45%. Ciò è imputabile,
nel caso dell'Impianto 2, a una
maggior temperatura di esercizio stimata
nel nostro modello rispetto a quella fornita
da PVGIS, specialmente nel periodo
estivo, mentre, per l'Impianto 3, tale differenza
è causata dal più intenso effetto di
raffrescamento per ventilazione, nell'estate
del 2012, previsto nel nostro modello.
Per quanto concerne le perdite nel sistema
di condizionamento di potenza
(BOS), le stime fornite dal nostro modello
e quelle di PVGIS sono concordi nel caso
degli impianti 1 e 2, evidenziando uno
scostamento del ±0,40%. Per l'Impianto
3 si registra una perdita di sistema inferiore
di circa il 6% rispetto a quanto valutato
per gli impianti 1 e 2 perché, come
prima detto, in questo caso si è considerato
il rendimento nominale dell'inverter
del 97% (es. se si fosse adottato un rendimento
annuo calcolato analiticamente
del 93%, come fatto nel nostro modello
per gli Impianti 1 e 2, le perdite di sistema,
anziché del 10,1%, aumenterebbero fino al 13,9% Tabella
3).
E' interessante infine osservare che l'Impianto
3 non presenta livelli di efficienza
totale tanto più elevati, secondo entrambi
i modelli previsionali, rispetto agli impianti
1 e 2. Infatti, confrontando l'impianto 3
con l'1 si ha una differenza di perdita
totale variabile dal 4%, secondo PVGIS,
al 5,7%, secondo il nostro modello. Ciò
significa che gli impianti fotovoltaici integrati,
se ben orientati e dimensionati,
possono raggiungere livelli di efficienza
teorici prossimi a quelli degli impianti a
terra.
1.8. Validazione dei modelli previsionali
di resa elettrica degli impianti
fotovoltaici
Una validazione delle stime di resa elettrica,
quella realizzata sulla base del nostro
modello, secondo i dati d'insolazione
Arpa, e quella fornita dal software PVGiS,
è stata realizzata per comparazione con
le produzioni reali degli impianti fotovoltaici
registrate nel 2012. Per questo si è
adottato un parametro sintetico dato dal
rapporto fra la differenza tra resa elettrica
stimata e reale e quella reale espresso
in percentuale
(ΔE= (EsER) ∕
ER .
Entrambi i modelli hanno fornito stime
nel complesso soddisfacenti, quanto a
produzione annua, con un'approssimazione
che si mantiene all'interno di un
10% circa: per eccesso, nel caso degli
impianti 1 e 2, e per difetto, nel caso
dell'impianto 3 (Tabelle 4 e 5).
Inoltre, il nostro modello sembrerebbe
fornire previsioni più precise nel caso
dell'impianto 3, mentre, per le installazioni
integrate su tetto, impianti 1 e 2, il
modello PVGIS fornisce stime più prossime
alla resa elettrica reale. Quest'ultima
circostanza trova una parziale spiegazione
nell'eventualità che il soleggiamento
verificatosi in azienda sia stato inferiore a
quello registrato nella stazione Arpa per
alcuni periodi. Se, infatti, si fa riferimento
alle previsioni di perdita totale (Tabella 3),
la previsione di PVGIS, a parità di perdita totale, nel caso degli impianti 1 e 2, risulta
più precisa del 9% rispetto a quella del
nostro modello, su base annua, e, in maggior
misura, nel periodo invernale, (Tabella
5). Tuttavia l'ipotesi di una sovrastima
dell'intensità d'insolazione Arpa rispetto
al reale aziendale, non trova conferma
per quanto riguarda l'impianto 3, la cui
produzione prevista è inferiore al reale.
Anzi, se si applicasse per il rendimento
dell'inverter di questo impianto un modello
analitico di stima analogo a quanto
fatto per gli impianti 1 e 2, la perdita
totale dell'impianto aumenterebbe contribuendo
ad abbassare ulteriormente la
stima di resa elettrica del nostro modello
rispetto alla produzione reale. Ne deriverebbe
una riduzione del relativo •• annuo
verso valori negativi più elevati, più prossimi,
peraltro, alle previsioni PVGIS (dal
2,76%
al 10,90%).
Si osserva dunque
un'incertezza generale sulla stima delle
perdite di preconversione
fotovoltaica
per l'annata in esame o, comunque, l'esistenza
di fattori di variabilità dell'intensità
solare non considerati in entrambi i modelli.
In definitiva, l'Impianto 3 ha presentato
nel 2012 una produzione elettrica maggiore
rispetto alle previsioni, sia secondo
il modello basato sui dati Arpa sia secondo
quello PVGIS. Nel caso delle installazioni
complanari, l'Impianto 1, quantunque
della stessa potenza del 2, ha prodotto
più di quest'ultimo, sia secondo i
dati di produzione elettrica reale, che secondo
le stime fornite dai modelli previsionali
di cui sopra, grazie alla migliore
esposizione e orientazione ovvero alla
configurazione del sistema BOS.
Conclusioni
L'analisi prestazionale condotta sui dati
reali di produzione di energia elettrica
degli impianti esaminati ha in primo luogo
evidenziato che l'installazione a terra (impianto
3) è quella energeticamente più
efficiente, per unità di superficie fotovoltaica,
rispetto alle installazioni integrate sui tetti degli edifici, con una differenza
annua del 26% durante il 2012 (Tabelle
3 e 4). Concorrono a tale risultato una
serie di fattori: l'orientazione quasi ottimale
(16%) e la miglior componentistica
(10%), ivi includendo la miglior tecnologia
fotovoltaica (1%), il maggior raffrescamento
estivo (3%), il sistema d'inversione
con inverter dedicato per stringa
(4%), ideale per gestire eventuali ombreggiamenti
e/o variazioni repentine
dell'energia solare incidente, la minor obsolescenza
tecnica (2%).
Il modello di stima dell'energia elettrica
producibile da ogni impianto fotovoltaico
qui illustrato, utilizzando i dati meteoclimatici
misurati nella più vicina stazione
Arpa e quelli tecnici reperibili sulla componentistica
degli impianti, ha consentito
di ottenere risultati direttamente raffrontabili,
per l'annata di esercizio esaminata,
con le previsioni fornite dal software tecnicocommerciale
PVGIS, che impiega,
invece, database meteoclimatici basati
su serie di rilevamenti satellitari ultradecennali.
I risultati ottenuti dal nostro modello hanno
evidenziato una maggior variabilità
nella previsione della resa elettrica mensile
al variare delle stagioni rispetto a
quanto desumibile da PVGIS a causa di
perdite di preconversione
non facilmente
valutabili (es. neve) o comunque fattori
dissipativi non noti a priori. Tuttavia le nostre previsioni di perdita totale per gli
impianti esaminati sono state in generale
concordi con quelle fornite da PVGIS.
Per quanto riguarda la stima delle rese
elettriche, il software PVGIS ha fornito
risultati più vicini alle produzioni reali per
quanto riguarda le installazioni integrate
su tetto, con una precisione maggiore del
9% rispetto al nostro modello. Viceversa
quest'ultimo ha fornito una previsione più
accurata del 7% per l'impianto a terra.
Tale differenza può derivare tanto dall'incertezza
sulle perdite di preconversione
assunte nel nostro modello, quanto dalla
diversa distribuzione dell'intensità solare,
quale inevitabilmente si ottiene confrontando
rilevamenti a terra di un dato anno,
(come sono i dati Arpa), con misure satellitari
mediate su una serie di più anni,
(quali si trovano in PVGIS). Probabilmente
si tratta di un concorso di entrambe le
cause ipotizzate. Ciò detto si evince che
PVGIS ben si presta per previsioni di mediolungo
termine (es. vita tecnica di un
impianto), ma meno per valutazioni su
base annua o comunque di breve durata
temporale.
I due modelli previsionali hanno inoltre
mostrato come, passando dall'installazione
a terra a quelle integrate sul tetto, la
perdita di energia prodotta sia compresa
tra il 6% e l'11% (Tabella 3 e 4). Una
differenza non di grande rilievo che ci
permette di affermare che gli impianti fotovoltaici installati su tetto, se si dispone
di falde ben orientate e inclinate, condizione
solitamente facile da realizzare in
un'azienda zootecnica dotata di ampie
superfici coperte, possono costituire una
valida soluzione anche rispetto alle installazioni
a terra le quali, peraltro, comportano
effetti negativi sul piano ambientale.
Questo, naturalmente, se si adottano tutti
gli accorgimenti progettuali e gestionali
che consentano di ottimizzare le prestazioni
di detti impianti. Dal punto di vista
costruttivo, gli aspetti fondamentali da
considerare sono, innanzitutto, l'orientazione,
l'esposizione e la conformazione
del tetto (vedi, per le condizioni ottimali,
l'articolo “Pannelli Solari. Se si applicano
alle stalle” di P. Liberati e P. Zappavigna,
n. 13/2013); inoltre assume rilevante
importanza la tipologia della componentistica
installata, con particolare riguardo
ai pannelli e agli inverter posti nella linea
di condizionamento di potenza a valle.
L'influenza della tecnologia fotovoltaica
impiegata è importante specialmente per
impianti integrati con orientazione non
ottimale e/o con impianti suddivisi in più
sezioni. Nella progettazione di queste installazioni
si deve ammettere a priori una
produttività, energetica ed economica, ridotta
rispetto a quella garantita da un impianto di stessa potenza, ma con
orientazione idonea. Per questo motivo,
la scelta della tecnologia fotovoltaica deve
tener conto anche dell'aspetto economico
perché un pannello al silicio monocristallino
offre sì migliori rendimenti
energetici, di uno in policristallino, ma è
anche più costoso. Perciò se non è impiegato
nelle condizioni ottimali potrebbe
portare a svantaggi sul piano del ritorno
economico. In effetti, i pannelli al silicio
policristallino impiegati negli impianti integrati
qui esaminati, hanno sì rendimenti
nominali più bassi rispetto a quelli in monocristallino,
ma consentono anche di
captare meglio la quota d'irraggiamento
diffuso, particolarmente rilevante nel
Nord Italia per la presenza di frequenti
annuvolamenti o nebbia.
Altro fattore importante è il mantenimento
di una bassa temperatura del pannello,
specie in situazione stiva quando si raggiungono
temperature di esercizio oltre i
60°C. Abbiamo, infatti, osservato che le
perdite di conversione in estate possono
arrivare fino al 14% rispetto al 10÷12%
dell'impianto a terra. Pertanto occorrerebbe
prevedere una buona circolazione
d'aria attorno ai collettori, cosa più problematica,
ma non impossibile da ottenere,
per i moduli a integrazione totale (es.
con un adeguato distanziamento fra fondo del pannello e copertura tenendo altresì
conto della direzione delle brezze
estive).
La linea di condizionamento di potenza
DC/AC è anch'essa sede di dissipazioni
legate fondamentalmente al tipo e alla
configurazione degli inverter, ossia al loro
corretto dimensionamento e funzionamento
al variare del carico. Solo quest'ultimo
aspetto, infatti, può generare una
perdita fino a un massimo del 7% su
base annua, secondo le nostre stime.
Nel complesso, le perdite di sistema producono
una riduzione fino al 17% dell'energia
solare convertibile, sia secondo
il nostro modello che sulla base delle
previsioni fornite da PVGIS. La scelta
della configurazione degli inverter, per installazioni
integrate, dipende dall'orientazione
e dalla presenza di più sottocampi
fotosensibili. Se per un impianto integrato
su un'unica falda ben esposta, si predilige
un inverter centralizzato, più economico,
nel caso d'installazioni con più sezioni
e orientazioni, è consigliabile ricorre
a una configurazione multistringa, più costosa
ma che offre un livello di efficienza
più elevato dando la possibilità di gestire
eventuali attenuazioni solari in modo disaccoppiato
(sia ombreggiamenti di edifici
adiacenti che la maggior nuvolosità
durante i mesi invernali).
Infine si osserva come, dal punto di vista
della gestione di un impianto fotovoltaico,
sia utile disporre oltre che di un contatore
dell'elettricità prodotta, anche di
un sistema di monitoraggio adeguato
che, mediante misurazioni in loco dell'intensità
d'irraggiamento normale ai pannelli
e della loro temperatura, consenta
di ricavare indicazioni qualitative sulle
prestazioni del sistema. Impiegando modelli
previsionali di resa elettrica, come
quello da noi realizzato, con questi dati è,
infatti, possibile eseguire una valutazione
qualitativa ex post del processo di
conversione e individuare soluzioni atte
a ottimizzare le prestazioni degli impianti,
esistenti o di nuova costruzione.
