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Energia Fotovoltaica, Pannelli fotovoltaici e impianti fotovoltaici
SAEM
Gli impianti fotovoltaici sono generalmente suddivisi in due grandi famiglie: impianti ad isola, o stand-alone, e impianti connessi alla rete, o grid-connected. IMPIANTI FOTOVOLTAICI AD ISOLA: I principali componenti di un impianto fotovoltaico a isola sono generalmente: In questa configurazione di impianto, i carichi elettrici (ivi compreso un eventuale inverter che serva utilizzi in corrente alternata) sono direttamente connessi al regolatore di carica, che funge da vero e proprio supervisore di sistema. Il campo fotovoltaico in genere impiegato per gli impianti ad isola è ottimizzato per uno specifico voltaggio di sistema, deciso solitamente in fase di progettazione del sistema stesso. I voltaggi più utilizzati sono 12, 24 o più raramente 48 V. Conseguentemente, essendo la maggior parte dei moduli fotovoltaici in commercio a 12 o 24 V, le stringhe elettriche che formano il campo sono molto corte, fino al limite del singolo modulo per stringa. In quest'ultimo caso, in pratica, il campo fotovoltaico è costituito da semplici paralleli elettrici tra moduli, occasionalmente dotati di diodi. Il regolatore di carica ha tra le sue funzionalità più tipiche quelle di: L'accumulatore è in genere costituito da monoblocchi o elementi singoli specificamente progettati per cariche e scariche profonde e cicliche. Non sono in genere impiegati accumulatori per uso automobilistico, che pur funzionando a dovere vengono rapidamente esauriti nelle prestazioni a causa della gravosità di questo impiego. IMPIANTI FOTOVOLTAICI CONNESSI ALLA RETE: I principali componenti di un impianto fotovoltaico connesso alla rete sono: I vari gestori di rete sono chiamati dalla vigente normativa italiana a fornire il servizio di net metering a titolo gratuito, fatte salve le spese di gestione, che si concretizzano in genere nel canone annuo di locazione di un contatore piombabile, dedicato esclusivamente alla misurazione dell'energia elettrica prodotta, e connesso a quello di consumo per permettere di autoconsumare sul posto, iniettare in rete o prelevare dalla rete l'energia in modo trasparente. Questo tipo di impianti, grazie alle incentivazioni stabilite dai paesi ratificanti il Protocollo di Kyōto, e concretizzatesi in Italia con il cosiddetto Conto energia, hanno avuto un aumento esponenziale di applicazioni. CARATTERISTICHE DELL'IMPIANTO FOTOVOLTAICO: La superficie occupata da un impianto fotovoltaico è in genere poco maggiore rispetto a quella occupata dai soli moduli fotovoltaici, che richiedono, con le odierne tecnologie, circa 8 m² / kWp ai quali vanno aggiunte eventuali superfici occupate dai coni d'ombra prodotte dai moduli stessi, quando disposti in modo non complanare. Da osservare che ogni tipologia di cella ha un tipico "consumo" in termini di superficie, con le tecnologie a silicio amorfo oltre i 20 m² / kWp. Negli impianti su terreno o tetto piano, è prassi comune distribuire geometricamente il campo su più file, opportunamente sollevate singolarmente verso il sole, in modo da massimizzare l'irraggiamento captato dai moduli. Queste file vengono stabilite per esigenze geometriche del sito di installazione e possono o meno corrispondere alle stringhe, ovvero serie, elettriche stabilite invece per esigenze elettriche del sistema. In entrambe le configurazioni di impianto, ad isola o connesso, l'unico componente disposto in esterni è il campo fotovoltaico, mentre regolatore, inverter e batteria sono tipicamente disposti in locali tecnici predisposti. La prassi vuole che gli impianti fotovoltaici vengano suddivisi per dimensione in 3 grandi famiglie, con un occhio di riguardo soprattutto a quelli connessi alla rete: Questa classificazione è stata in parte dettata dalla stessa normativa italiana del Conto energia, tuttavia il "Nuovo conto energia" del Febbraio 2007 definisce tre nuove tariffe incentivanti: da 1 a 3 kwp, da 3 a 20kwp e oltre i 20 kwp. BIV (Building Integrated PhotoVoltaics) I costi per ottenere un impianto BIPV sono più alti rispetto a quello tradizionale, ma il risultato estetico è talmente pregevole che la normativa stessa del Conto energia li tutela e valorizza, riconoscendo una tariffa incentivante sensibilmente più elevata . FATTIBILITA' IMPIANTI FOTOVOLTAICI: Nel 2005, in Italia sono stati prodotti circa 50 TWh da fonti rinnovabili, la maggior parte dei quali (36 TWh) da fonte idroelettrica, in seconda battuta (6,15 TWh) da biomassa e rifiuti (la cui combustione, qualora condotta facendo uso della migliore tecnologia disponibile, produce al più lo stesso inquinamento atmosferico generato da una centrale termoelettrica ad idrocarburi), da fonte geotermica (5,32 TWh), e da centrali eoliche (2,34 TWh).[2] Anche con il raggiungimento di una potenza di 500 MW previsti in pochi anni, che permetterebbero di arrivare a produrre 0,6 TWh in un anno, il fotovoltaico resterebbe agli ultimi posti.[3] I limiti principali allo sviluppo degli impianti fotovoltaici risiedono innanzitutto nell'alto costo degli impianti stessi e di conseguenza dell'energia prodotta. Secondo altri studi (effettuati nel 2004), per coprire il consumo energetico elettrico italiano sarebbero necessari 1.861 km² (supponendo 1500 ore di insolazione all'anno che generi la potenza di picco e 8 m² per Kwp). La superficie totale italiana è pari a 301.171 km², quindi servirebbe coprire lo 0,6% della superficie italiana per fare fronte al consumo elettrico nazionale. Considerando una superficie agricola utile di 13 milioni di ettari, si dovrebbe quindi coprire con campi fotovoltaici una superficie pari all'1,4% dei terreni agricoli. Molte speranze si possono ragionevolmente riporre nel fotovoltaico, se integrato con gli altri sistemi di energia rinnovabile, nella sostituzione graduale delle energie fossili, in via di esaurimento. Segnali in questo senso provengono da diverse esperienze europee. In Germania in particolare, leader mondiale del settore dopo il Giappone, sono state avviate molte centrali elettriche fotovoltaiche utilizzando zone dismesse o tetti di grandi complessi industriali. Quando la Commissione Europea pubblicò nel 2002 il rapporto "European Photovoltaics Projects: 1999-2002", la capacità fotovoltaica installata nel continente era pari a circa 400 MW, ma l'obiettivo del Libro Bianco europeo punta al raggiungimento di una capacità installata di almeno 3 GW entro il 2010, con un incremento annuo del 30% (1GW può fornire energia per circa 350.000 utenze domestiche nel momento di massimo utilizzo). CURIOSITA' SUL FOTOVOLTAICO: Il termine energia rinnovabile sta ad indicare l’energia non fossile, cioè: l’energia solare, l’energia eolica, energia idraulica, energia del moto ondoso, l'energia fotovoltaica con pannelli solari fotovoltaici, e biomasse. 2. ENERGIA EOLICA: l’energia eolica è un tipo di energia rinnovabile che utilizza il vento per la produzione di energia elettrica in corrente continua. Tale energia prodotta, può essere immagazzinata in batterie e utilizzata solo quando è necessario, oppure può essere riversata direttamente nella rete elettrica, formando grandi centrali di produzione. L’energia eolica è una vera e propria energia alternativa inesauribile in quanto garantisce ottimi risultati anche durante la notte in assenza di luce e con condizione atmosferiche non ottimali. 3. ENERGIA FOTOVOLTAICA: l’energia fotovoltaica è un tipo di energia rinnovabile che converte l’energia solare in energia elettrica. Le celle fotovoltaiche sono costruite in silicio che esposto ai raggi solari, crea un movimento di elettroni e di conseguenza una corrente e tensione elettrica ai capi della cella. L’insieme di tali celle crea un modulo fotovoltaico. Il sistema fotovoltaico ha il vantaggio della modularità, della ridotta manutenzione, la semplicità nell’utilizzo e il ridotto impatto ambientale. 4. Un tipo di energia rinnovabile è anche quella prodotta dalle celle a combustibile: sono celle che convertono l’energia sprigionata da una reazione chimica in energia elettrica. La cella a combustibile è come una batteria alimentata con una risorsa combustibile esterna, gas a idrogeno, che fornisce energia fino a quando verrà fornito combustibile. Bari, Andria, Barletta, Altamura, Molfetta, Bitonto, Trani, Bisceglie, Monopoli, Corato, Gravina in Puglia, Modugno, Canosa di Puglia, Putignano, Gioia del Colle, Terlizzi, Triggiano, Santeramo in Colle, Mola di Bari, Ruvo di Puglia, Conversano, Noicàttaro, Acquaviva delle Fonti, Palo del Colle, Giovinazzo, Noci, Castellana Grotte, Rutigliano, Valenzano, Casamassima, Polignano a Mare, Adelfia, Capurso, Locorotondo, Grumo Appula, Cassano delle Murge, Turi, Alberobello, Minervino Murge, itetto, Bitritto, Sannicandro di Bari, Toritto, Spinazzola, Sammichele di Bari, Cellamare, Binetto, Poggiorsini Cosa sono i pannelli solari? pannelli solari fotovoltaici, finalizzati alla produzione di energia elettrica per un normale uso domestico; I vantaggi dei pannelli solari termici In secondo luogo è indubbio un vantaggio economico nell'abbattimento della spesa in bolletta. In Italia godiamo di un'insolazione media di 1500 kWh/m2 ogni anno. Anche ipotizzando un rendimento medio dei pannelli solari termici, con 160.000 metri quadri di pannelli solari installati in una qualsiasi regione italiana le famiglie risparmierebbero in bolletta circa 8 milioni di metri cubi di metano per il riscaldamento dell'acqua sanitaria tramite la caldaia a gas o circa 80 Gwh di energia elettrica altrimenti utilizzata dagli scaldabagno elettrici. Le domande più frequenti (FAQ) sui pannelli solari termici E' il caso della Germania e dell'Austria in cui la superficie occupata dai pannelli solari termici è molto più grande di quella occupata attualmente in Italia. Un altro paese europeo molto avanti nell'utilizzo dei pannelli solari termici è la Grecia. I contributi dello Stato Una scelta privata che sgrava però lo Stato dalla dipendenza energetica e riduce l'importazione del gas o di petrolio. L'uso dei pannelli solari termici riduce anche le spese pubbliche sanitarie o ambientali per riparare i danni provocati l'inquinamento. E' pertanto razionale che lo Stato incentivi l'acquisto dei pannelli solari con contributi di sostegno e defiscalizzazioni della spesa privata. E ora capiamo come funziona il CONTO ENERGIA: Conto energia è il nome comune assunto dal programma europeo di incentivazione in conto esercizio della produzione di elettricità da fonte solare mediante impianti fotovoltaici permanentemente connessi alla rete elettrica. Il Conto energia arriva in Italia attraverso la Direttiva comunitaria per le fonti rinnovabili (Direttiva 2001/77/CE), che viene recepita con l'approvazione da parte del Parlamento italiano del Decreto legislativo 387 del 2003. L'avvio del conto energia passa per altre due tappe, in particolare l'approvazione del Decreto attuativo n. 181 del 5 agosto 2005 (che fissa i tempi e i termini di attuazione) e la Delibera 188 del 14 settembre 2005 (che invece stabilisce i modi di erogazione degli incentivi). Dal 19 settembre 2005 è possibile presentare la domanda al GRTN (Gestore del sistema elettrico) per accedere al Conto energia. Nel frattempo GRTN è diventato GSE (Gestore servizi elettrici) a seguito del passaggio a Terna Spa del ramo d'azienda dedicato alla gestione della rete elettrica. La copertura finanziaria necessaria all'erogazione di questi importi è garantita da un prelievo tariffario obbligatorio (cod. A3) a sostegno delle fonti rinnovabili di energia, presente dal 1991 in tutte le bollette dell'energia elettrica di tutti gli operatori elettrici italiani. Va comunque segnalato che con la componente A3 sono finanziati anche gli impianti CIP6, tra cui sono presenti non solo quelli alimentati da fonti rinnovabili ma anche quelli alimentati da fonti "assimilate" (cogenerazione, fumi di scarico, scarti di lavorazione e/o di processi industriali, fonti fossili prodotte da giacimenti minori isolati, inceneritori...): ciò ha di fatto impedito e ritardato lo sviluppo del fotovoltaico poiché la componente A3, per i motivi appena citati, è risultata abbastanza onerosa nel finanziamento di queste ultime (nel nostro paese privilegiate rispetto al fotovoltaico). Da gennaio 2007 non possono più essere finanziate nuovi impianti a fonti "assimilate", ma solo quelli già autorizzati. A differenza del passato, in cui l'incentivazione all'utilizzo delle fonti rinnovabili avveniva mediante assegnazioni di somme a fondo perduto, grazie alle quali il privato poteva limitare il capitale investito, il meccanismo del conto energia è assimilabile ad un finanziamento in conto esercizio, in quanto non prevede alcuna facilitazione particolare da parte dello Stato per la messa in servizio dell'impianto. Il principio che regge il meccanismo del Conto energia consiste nell'incentivazione della produzione elettrica, e non dell'investimento necessario per ottenerla. Il privato proprietario dell'impianto fotovoltaico percepisce somme in modo continuativo, con cadenza tipicamente mensile, per i primi 20 anni di vita dell'impianto. Condizione indispensabile all'ottenimento delle tariffe incentivanti è che l'impianto sia connesso alla rete (grid connected). La dimensione nominale dell'impianto fotovoltaico deve essere superiore a 1 kWp. Non sono incentivati dal Conto energia quegli impianti fotovoltaici destinati ad utenze isolate e non raggiunte dalla rete elettrica. Tra i componenti dell'impianto, i moduli fotovoltaici devono obbligatoriamente rispettare la normativa IEC 61215 e possibilmente, per la sicurezza elettrica e di chi acquista, essere certificati per l'utilizzo come componente in Classe II (componente con doppio isolamento) definito dalle norme. Il sistema di conversione, deve essere conforme alla norma italiana CEI 11-20 e, per quanto concerne alcuni aspetti tecnici, alle specifiche tecniche del gestore locale della rete (esempio per ENEL la specifica tecnica DK5940 Ed. Feb 2006, per AEM ne esiste una simile, etc), in quanto pur circolando l'euro in Europa un gruppo di conversione realizzato per il mercato Italiano (con marchio CE) non può essere atto all'utilizzo in Francia, Germania, Olanda, etc e viceversa (fra l'altro il comitato tecnico italiano CEI numero 11 è stato quello che ha rifiutato l'adozione in Europa della norma internazionale che avrebbe "leggermente" standardizzato questi dispositivi in Europa e che avrebbe consentito di comprare un inverter in Germania e installarlo in Italia per esempio). In tutta Europa quindi ogni paese in questo tema ha una sua norma. Il tetto massimo annuo finanziabile, con l'ultimo decreto ministeriale di febbraio 2006, è stato fissato in 85 MWp, divisi in 60 MWp di impianti inferiori a 50 kWp e 25 MWp di impianti superiori. Raggiunti questi tetti la categoria viene dichiarata negativa dal GSE, che procederà a rigettare le eventuali ulteriori domande pervenute, obbligando gli intestatari al reinvio delle stesse nell'anno successivo. Dal lato economico i soggetti pubblici interessati da questa campagna sono GSE Spa e il gestore di rete che prende in carico l'energia. Con l'entrata in vigore del nuovo Decreto pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale nr. 38 del 15 febbraio 2006, si è istituita una profonda spaccatura tra impianti casalinghi (intestati a persone fisiche) e mini-centrali (intestate a soggetti con personalità giuridica). Ecco in sintesi le differenze: Il beneficiario percepirà 0,445 €/kWh da parte del GSE limitatamente a quanto reso disponibile alle proprie utenze, ovvero soltanto la parte di produzione autoconsumata viene incentivata. Il meccanismo di scambio sul posto consente di operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in rete dall’impianto medesimo e l’energia elettrica prelevata dalla rete:sulla base di tale saldo avviene il calcolo e l'erogazione dell'incentivo. L’energia elettrica immessa in rete e non consumata nell’anno di riferimento costituisce un credito, in termini di energia, che può essere utilizzato nel corso dei tre anni successivi a quello in cui matura. Al termine dei tre anni, l’eventuale credito residuo viene annullato e non è più incentivabile. Potrà usufruire dell'incentivo su tutta l'energia prodotta se rinuncia al servizio di scambio sul posto. L'eventuale eccesso di produzione non autoconsumato (in questo caso però l'eccesso è quello istantaneo e non quello calcolato a fine anno!) può essere rivenduto ad un gestore (ENEL o società analoga), alle tariffe fissate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) riportate più avanti. In tal caso però è necessario possedere partita IVA. La durata dell'incentivo è pari a 20 anni. La tariffa iniziale, per chi viene ammesso agli incentivi a partire dal 2007, viene determinata a partire dal valore dell'anno precedente con una riduzione del 5% annuo corretta dall'adeguamento ISTAT. Determinata la tariffa iniziale, essa è mantenuta fissa per i 20 anni di incentivazione. A questo meccanismo si aggiungono le possibilità offerte dallo scambio sul posto, cioè la possibilità di autoconsumare senza alcuna spesa la propria produzione energetica, portandola in decurtazione dalle proprie bollette della corrente elettrica. In questo modo oltre all'incentivazione si guadagna non il prezzo di mercato all'ingrosso ma il prezzo al dettaglio, sensibilmente superiore. Anche qui l'eventuale surplus di produzione rispetto ai consumi viene portato a credito, costituendo una specie di bonus energetico spendibile entro 36 mesi. È previsto un incremento della tariffa del 10% nel caso di integrazione architettonica, ma in questo caso viene perso l'adeguamento ISTAT fino al 2012. La liquidazione delle spettanze avviene su base mensile, eventualmente rimandata al mese successivo qualora il credito risultante fosse inferiore a 250,00 €. I soggetti titolari di Partita IVA possono beneficiare di un'incentivazione sull'intera produzione fotovoltaica, e non solo sulla parte autoconsumata. Questi soggetti possono ottenere queste tariffe: Nel caso di cessione in rete, l'eventuale eccesso di produzione non viene portato a credito, ma istantaneamente rivenduto ad un gestore (ENEL o società analoga), alle tariffe fissate dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) di: Questa operazione di vendita avviene in regime IVA. Anche in questo caso, la durata dell'incentivo è pari a 20 anni. La tariffa iniziale, per chi viene ammesso agli incentivi a partire dal 2007, viene determinata a partire dal valore dell'anno precedente con una riduzione del 5% annuo corretta dall'adeguamento ISTAT. Determinata la tariffa iniziale, essa è mantenuta fissa per i 20 anni di incentivazione. Si noti che per gli impianti superiori a 50 kWp, il nuovo Decreto ha sostituito l'obbligo di presentare fideiussione di 1500 €/kWp al momento della domanda con l'obbligo di presentare un'autocertificazione di impegno a costituirne una di 1000 €/kWp solo in caso di ottenimento della tariffa incentivante. Se il soggetto responsabile dell’impianto è un'Amministrazione dello Stato, una Regione, una Provincia autonoma oppure un Ente Locale è esentato dal suindicato obbligo di prestare cauzione. Una ulteriore facoltà concessa alle persone giuridiche è la possibilità di impiego di moduli secondo la norma CEI EN 61646 (82-12): "Moduli fotovoltaici (FV) a film sottile per usi terrestri." Con il conto energia il tempo di ammortamento di un impianto fotovoltaico è di circa 11 anni (per il Nord Italia), per cui solo dal 12° anno in poi l'impianto diventa in qualche modo redditizio. Nelle valutazioni economiche è inoltre necessario considerare anche la vita utile dei pannelli (tipicamente 20 anni), e soprattutto il rendimento, che non è costante per tutta la vita del pannello, ma cala gradualmente con il passare del tempo. Al GSE vanno inviate le richieste di accesso alle tariffe, complete di tutti gli allegati del caso (tra cui un progetto preliminare), come richiesto dalla normativa, nei mesi di marzo, giugno, settembre e dicembre. Il GSE si fa carico di analizzarle entro il primo mese del trimestre successivo e assegnare in ordine cronologico le tariffe incentivanti. Nel caso di impianti di dimensioni maggiori di 50 kWp l'ordine cronologico viene sostituito dall'ordine dettato dal ribasso d'asta proposto dal beneficiario degli incentivi (ovvero dal futuro proprietario dell'impianto), previa apertura pubblica delle buste sigillate contenenti i ribassi d'asta proposti. Entro 60 giorni dal termine del trimestre, il GSE analizza tutte le domande pervenute e comunica gli esiti agli interessati mediante raccomandata entro i successivi 30 giorni. In genere al termine dei primi 60 giorni viene pubblicata una graduatoria anonima sul sito del GSE che anticipa agli interessati l'esito della domanda. In graduatoria vengono indicati soltanto nominale impianto e comune di ubicazione, presumibilmente per evitare ai beneficiari contatti commerciali indesiderati, come già lamentato ai tempi dei bandi regionali della campagna 10.000 tetti fotovoltaici. Va segnalato per dovere di cronaca, che una non quantificata fuga di notizie sembra essere effettivamente in atto, stando alle dichiarazioni di numerosi soggetti beneficiari contattati commercialmente da grandi compagnie energetiche "informate" della loro domanda in Conto Energia. Al momento di scrivere, tuttavia, nessuno si è prodotto in una formale denuncia in tal senso, dando a questi accadimenti un ragionevole margine di dubbio. Dalla data di ricevimento della comunicazione positiva, il beneficiario ha 6 mesi di tempo per dare inizio formalmente ai lavori, e 12 mesi di tempo per concluderli. Queste tempistiche vengono raddoppiate nel caso di impianti dal nominale maggiore di 50 kWp. In questa fase non è prevista alcuna sanzione per la rinuncia alla realizzazione dell'impianto anche in caso di risposta positiva, previa comunicazione ufficiale al GRTN. Il nuovo decreto ha eliminato la necessità di presentare il progetto definitivo al GSE e al gestore della sua rete (ENEL o società analoga) entro 60 giorni dalla risposta, rimandando di fatto questa pratica al cosiddetto As built finale, nel caso di piccoli impianti in cui è sufficiente una Denuncia di inizio attività, per la quale un progetto definitivo non è indispensabile. Il gestore di rete ha 30 giorni di tempo dal ricevimento del progetto preliminare per comunicare il punto di consegna, ovvero in che punto la rete verrà predisposta a prendere in carico quanto prodotto dall'impianto. Tutte le spese per il raggiungimento del punto di consegna designato dal gestore saranno a carico del beneficiario. Alla chiusura del cantiere viene rilasciato un regolare certificato di collaudo impianto, che va inviato al gestore di rete per ottenere la connessione. Il gestore della rete ha 30 giorni di tempo dal ricevimento del certificato di collaudo per allacciare fisicamente l'impianto e autorizzare l'entrata in esercizio dell'impianto. Entro 6 mesi di tempo dalla data del collaudo l'impianto deve entrare in esercizio regolare, con opportuna comunicazione sia alla società che gestisce la rete (ENEL o analoga) che al GSE, che assegnerà al beneficiario il relativo codice POD. Il meccanismo del Conto energia è stato atteso da anni da parte degli operatori del settore, soprattutto quando le sue qualità si sono messe in luce in Germania nel mese di maggio del 2004, dove si è generato un vero e proprio volano economico, occupazionale e culturale. Se si considera che tra gli stati europei l'Italia è uno dei più assolati, soprattutto nelle regioni meridionali, risulta quantomeno curioso che il settore fotovoltaico fosse in assoluto tra i meno sviluppati al mondo, stando ai dati del 2004. Con le dovute approssimazioni del caso, si rileva come usando tecnologie comuni un impianto fotovoltaico sia in grado di generare approssimativamente 1150 kWh annui per ogni kWp di moduli fotovoltaici installati. Questo valore sale fino a 1500 kWh spostandosi progressivamente verso sud. Questi dati stridono fortemente se paragonati ai 600 kWh/kWp annui della regione tedesca, ai vertici mondiali in quanto a produzione elettrica da fonte fotovoltaica. La favorevole situazione climatica italiana permette al beneficiario di rientrare interamente dei costi sostenuti entro il decimo anno, e di realizzare approssimativamente altrettanto nei successivi 10 anni. Al sud la situazione migliora ulteriormente, poiché l'investimento tende a rientrare in 8 anni circa. Di contro, a differenza dei finanziamenti a fondo perduto precedentemente impiegati per incentivare il settore, non vi è alcuno strumento di agevolazione per l'esborso necessario alla realizzazione dell'impianto fotovoltaico. Addirittura l'agevolazione IRPEF dedicata alle ristrutturazioni edilizie è stata resa parzialmente incompatibile con le tariffe incentivanti, decurtandole di 1/3 per tutti i vent'anni previsti. Per gli impianti non superiori a 20 kW, con il nuovo decreto di febbraio 2006, è possibile scegliere fra 2 opzioni, la prima prevede di sottoscrivere con il distributore locale un contratto di scambio sul posto, in tal caso è incentivata la produzione per i propri consumi e ciò implica che è vantaggioso dimensionare l'impianto sul proprio fabbisogno. Eventuale eccedenza di produzione non viene pagata ma messa in un conto e consumabile sino a tre anni più tardi. L'altra opzione prevede che l'incentivo venga erogato per tutta la produzione immessa in rete o autoconsumata in parte o in toto, in loco e nel momento che viene prodotta. Tuttavia quest'ultima possibilità, pur allineando la tariffa a quella degli impianti superiori, è preclusa ai privati, a causa della necessità che il titolare dell'impianto abbia personalità giuridica. Di fatto reso operativo il 19 settembre 2005, il Conto energia ha avuto un successo inaspettato, esaurendo in soli 9 giorni lavorativi il monte impianti finanziabile secondo il Ministero fino al 2012, di 100 MWp. Con il decreto di febbraio 2006, la capacità incentivabile è stata incrementata da 100 a 500 MW sino al 2015. Secondo quanto dichiarato dal GSE stesso mediante comunicato stampa, i dati relativi alle domande presentate dal 19 settembre 2005 al 31 dicembre 2005 sono stati: Questo successo al di là di ogni previsione, secondo alcuni avrebbe rappresentato la prova dalle esigenze del mercato da troppo tempo disattese nelle precedenti legislature. Secondo altri avrebbe invece rappresentato la prova della mancanza di cognizione di causa da parte della legislatura Berlusconi, che avrebbe risposto alle richieste del mercato ponendo un contingentamento di settore immotivato e deleterio (inesistente nella già citata realtà tedesca). Secondo altri ancora, il prematuro raggiungimento del contingentamento sarebbe da attribuirsi ad una non meglio chiarita operazione di "inquinamento di mercato" da parte di grandi compagnie energetiche estranee al settore fotovoltaico, le uniche che secondo costoro sarebbero dotate di sufficienti agganci politici per ottenere le informazioni necessarie a produrre migliaia di domande in così poco tempo; domande le cui specifiche erano coperte da assoluta segretezza fino ad 9 giorni prima della scadenza. Alla data odierna, tuttavia, nessun soggetto si è prodotto in dichiarazioni ufficiali circa la fondatezza o meno di questi sospetti. Nessun soggetto privato ha infatti accesso alle informazioni relative alle identità dei beneficiari degli incentivi, senza le quali queste ed altre voci non possono essere considerate attendibili. Va inoltre notato che il fatto che non esista alcuna penale per la mancata realizzazione dell'impianto rende le sedute di approvazione delle tariffe artificiosamente affollate di pratiche senza alcun futuro. Nel mese di dicembre 2005 il Ministero delle Attività Produttive ha deliberato l'innalzamento del tetto massimo a 500 MWp (pur se divisi in step successivi), riaprendo di fatto istantaneamente le sorti del Conto energia in Italia, che ora sono contingentate annualmente a 85 MWp. Nel mese di giugno 2006 il neo-ministro dell'Ambiente Alfonso Pecoraro Scanio ha rilasciato un'intervista nella quale dichiarava apertamente che il primo dei suoi interventi sarebbe stato la revisione delle regolamentazioni per lo sviluppo del settore fotovoltaico italiano, in concerto con il Ministero dello Sviluppo Economico, che nell'attuale legislatura ha sostituito il Ministero delle Attività Produttive. Tutti gli operatori di settore sono concordi nell'interpretare queste affermazioni nella volontà di correggere i tre punti più critici del conto energia: il tetto annuo, le tariffe progressive all'aumentare della dimensione impianto e la mancanza di penale sulla mancata realizzazione impianto. In particolare, l'intervento in assoluto più atteso è la risoluzione definitiva del problematico tetto annuo, non tanto con l'eliminazione del contingentamento, quanto con l'eliminazione dell'intero iter burocratico delle domande di ammissione. Sono infatti moltissimi gli impianti autorizzati dal GSE ma impossibili da realizzare per motivi normativi o addirittura tecnici. I vizi presenti ma non rilevati includono casi di: La numerosità di queste casistiche sembrerebbe confermare che in sede di approvazione dei progetti, i periti nominati da GSE per lo scrutinamento non si occupino di effettuare alcuna verifica, dando indiretto adito a chi intravvede nell'intricato iter burocratico dei fini diversi dal mero contingentamento. Nel mese di agosto 2006, tardando ogni iniziativa da parte del legislatore, il GSE ha ufficialmente comunicato l'esaurimento del contingentamento 2006 durante la sola scadenza di marzo, dove come previsto la risposta del mercato è risultata in rapporto di 4:1 rispetto ai tetti disponibili. Le domande di ammissione al conto energia nel frattempo inviate dai privati durante il mese di giugno sono state messe agli atti come "non analizzate". Va notato che il GSE, nonostante avesse ufficialmente l'incarico di comunicare tempestivamente l'esaurimento dei tetti, e nonostante avesse nel frattempo ceduto la gestione della rete nazionale a Terna SpA per meglio concentrare le forze sul fotovoltaico, abbia tardato di oltre 4 mesi questa comunicazione, vanificando il lavoro di 3 mesi dell'intero settore con relativo indotto. Va evidenziato comunque che per ovviare per tempo a questo disservizio, il GSE si era prodotto in dichiarazioni negative in tal senso, seppur via call center e news sul relativo sito internet, anziché comunicati stampa ufficiali. Le scadenze di settembre e dicembre 2006 non hanno avuto luogo. Grazie al D.M. del 19 Febbraio 2007 il Ministero dello Sviluppo Economico ha fissato i nuovi criteri per incentivare la produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici. Il provvedimento consente di eliminare parte delle lungaggini burocratiche che avevano appesantito il precedente "Conto Energia". In particolare non è più necessario attendere l’accoglimento da parte del GSE (ex GRTN) delle tariffe incentivate, poiché una volta richiesto l’allaccio al Gestore di rete locale, si potrà procedere direttamente alla realizzazione dell’impianto, e dopo averlo collegato alla rete elettrica ottenere il riconoscimento per 20 anni della tariffa incentivante in base al tipo di impianto realizzato. Vengono ovviamente incentivate tariffe su impianti che favoriscono l'accorpamento architettonico all'edificio per piccole produzioni. In questo modo si è certi di poter superare in breve tempo il gap di produzione elettrica in questo settore rispetto le altre nazioni europee. Un importante novità introdotta, confermata dopo alcune controverse interpretazioni dalla circolare N. 66/E del 06/12/2007, riguarda il fatto che contrariamente a quanto previsto per la vecchia normativa, ora la tariffa incentivante è applicata su tutta l'energia prodotta e non solamente a quella prodotta e consumata in loco. Il decreto Bersani o più propriamente il decreto legislativo n° 79 emanato il 16 marzo 1999, recepimento della direttiva comunitaria 96/92/CE del Parlamento e del Consiglio Europeo del 19 dicembre 1996, è il decreto che di fatto ha introdotto in Italia la liberalizzazione del settore elettrico. Tale decreto è noto agli operatori con il nome dell'allora ministro che lo propose, Pier Luigi Bersani. Gli effetti di questo decreto furono quelli di aprire un mercato elettrico che fin dalla nazionalizzazione del 1962 era di fatto monopolistico (i.e. con il solo operatore nazionale l'ENEL che poteva produrre e vendere energia elettrica agli utenti) ad altri operatori che diventano così concorrenti. Poiché di fatto il mercato (o filiera) elettrico nelle sue diverse componenti (generazione o produzione, trasmissione, dispacciamento, distribuzione e vendita di energia elettrica) era concentrato in un solo operatore integrato, l'ENEL che curava ogni fase del settore elettrico, il decreto ha disposto secondo opportune norme la separazione, societaria e proprietaria a seconda dei casi, di ciascuna di queste fasi. Ciascuna fase viene opportunamente regolamentata in modo da ottenere le migliori condizioni capaci di garantire l'effettiva realizzazione dell'apertura del mercato. Apertura che dovrebbe garantire l'ingresso di capitali privati e una concorrenza tra molteplici operatori con il fine ultimo di avere delle tariffe più basse rispetto ad una situazione di tipo monopolistica. Inoltre tale decreto istituisce particolari soggetti a carattere pubblico che hanno il compito di ottimizzare il funzionamento del mercato. Il primo passo di tale processo si è avuto nell'obbligo per l'ex monopolista di costituire società separate per lo svolgimento delle seguenti attività: Relativamente alla generazione di energia elettrica il decreto ha agito secondo due punti: In aggiunta a questo è stato reso possibile l'ingresso nel mercato della generazione elettrica di altri operatori che di fatto potevano, seguendo un opportuno iter autorizzativo, realizzare le loro centrali elettriche per rendere così tale settore della filiera elettrica un settore concorrenziale o aperto a più operatori. Il primo punto vuole di fatto realizzare lo "spazio" entro cui i nuovi operatori possono entrare nel settore, infatti il limite imposto all'ENEL garantisce a chiunque voglia operare nel settore che ci siano i margini per potersi riavere dell'investimento fatto riuscendo a vendere l'elettricità prodotta. Il secondo punto permette di realizzare il primo consentendo di fatto l'ingresso immediato di altri operatori nel nuovo mercato elettrico. Tale punto viene realizzato semplicemente tramite la creazione di tre società elettriche, denominate GenCo i.e. generation company, che hanno ciascuna un determinato numero di centrali elettriche fino a quel momento di proprietà dell'ENEL per una potenza complessiva di almeno 15.000 MW. Le tre società erano: Queste tre società sono state messe in vendita secondo opportune modalità a partire dal 2000 garantendo la riduzione della capacità produttiva dell'operatore dominante e la nascita di operatori concorrenti. La Genco 1, Eurogen, è stata acquistata nel maggio 2002 da un gruppo di investitori che hanno conferito tale capacità produttiva alla società Edipower S.p.A. La GenCo 2, Elettrogen è andata nel settembre 2001 ad un consorzio formato dalla società spagnola Endesa e dalla municipalizzata di Brescia ASM e da altri azionisti minori. La GenCo 3, Interpower, è stata acquistata nel novembre 2002 da una società formata da Acea, la società belga Electrabel e da altri investitori italiani che hanno quote di minoranza. Occorre ricordare che all'apertura del mercato elettrico oltre all'ENEL e a soggetti investitori privati il mercato vide anche l'ingresso delle municipalizzate di alcune grandi città italiane come Milano, Roma e Torino che dotate di propria capacità di generazione poterono vendere la propria elettricità proprio come gli altri produttori. L'elettricità prodotta nelle centrali elettriche va portata fino ai centri dove viene utilizzata, per fare questo esiste la trasmissione di energia elettrica che viene realizata in alta, media e bassa tensione. Le prime due fasi rientrano nella cosiddetta trasmissione di energia elettrica mentre la terza modalità rientra in una successiva fase della filiera elettrica denominata distribuzione. Il decreto ha sancito che la rete dovesse essere gestita in regime di monopolio, questo perché la replicabilità della rete da parte dei vari produttori elettrici sarebbe stata svantaggiosa economicamente, per questo ha disposto due azioni: Al tempo stesso l'esistenza di una società terza che gestisse la rete ad alta tensione garantiva tutti i produttori di energia elettrica di godere ciascuno degli stessi trattamenti riguardo all'accesso alla rete. Il 31 maggio 1999 secondo il decreto viene attuata una divisione societaria della rete di trasmissione nazionale posseduta dall'ENEL e nasce così una nuova società che gestisce esclusivamente tale tipo di infrastruttura denominata Terna. All'inizio l'ex monopolista controlla ancora la proprietà della rete dato che possiede la totalità delle azioni di questa nuova società, mentre la gestione operativa è affidata al GRTN che ha invece controllo pubblico. Terna diventerà pienamente indipendente a seguito della quotazione alla Borsa di Milano il 23 giugno 2004 del 50% del pacchetto azionario di Terna e con la successiva vendita da parte di ENEL di un'ulteriore 13,86% del capitale azionario in suo possesso di Terna ad investitori istituzionali. La piena indipendenza di Terna dall'ENEL ha fatto scomparire l'esigenza di una gestione terza della rete e di fatto le competenze del GRTN relative alla rete sono state riassorbite da Terna che di fatta è diventata concessionaria e gestore della rete. Dopo tale trasformazione, avvenuta nel 2005, il GRTN ha mutato il proprio compito diventando così Gestore Servizi Elettrici, GSE. Assieme alla gestione della Trasmissione di Energia Elettrica a Terna viene affidata anche la funzione di Dispacciamento, ovvero la gestione in tempo reale dei flussi di energia sulla rete elettrica in modo da garantire nell'unità di tempo che si verifichi l'uguaglianza tra energia immessa in rete e energia consumata, condizione irrinunciabile per il corretto funzionamento del sistema elettrico. Dato che tale business viene gestito attraverso un monopolio le tariffe che Terna impone per erogare il suo servizio sono determinate da norme emesse dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas, AEEG. La fase della distribuzione consiste nel trasporto e nella consegna (volendo usare un'analogia con beni materiali) dell'energia elettrica agli utenti a basse e medie tensioni. Il decreto ha conferito a tale fase la caratteristica di monopolio locale, i.e. relativamente ad un ambito geografico definito dal territorio di un comune esiste un solo distributore di energia elettrica che si occupa di svolgere tale servizio. In teoria qualsiasi società che ne possegga i requisiti potrebbe prendere tale servizio in concessione. Le tariffe di distribuzione sono determinate per legge. All'ENEL, alle municipalizzate e a tutte quelle società che oltre ad altri settori della filiera elettrica operano in questo settore è stato imposto di realizzare una divisione di tali proprie attività (unbundling societario) e conferirle ad un'apposita società (e.g. Enel Distribuzione). Il decreto ha aperto questo settore della filiera elettrica in modo graduale utilizzando come discriminante il consumo annuale di energia elettrica dei vari utenti. I clienti che consumavano (essenzialmente grosse utenze industriali come ad esempio acciaierie o cementifici) di più sono stati i primi a poter scegliere da chi acquistare energia elettrica poi via via si è progressivamente allargata il mercato a clienti che via consumavano di meno. La prima soglia è stata quantificata in 30 GWh/anno, che dal 1 gennaio 2000 è stata ridotta a 20 GWh per arrivare a soli 9 GWh a partire dal 1 gennaio 2002. Dal 1 luglio 2004 tale fascia si è ulteriormente allargata permettendo a tutti i possessori di Partite IVA di poter accedere al libero mercato. L'ultima barriera alla liberalizzazione è caduta il 1 luglio 2007 quando anche per le utenze domestiche è stato possibile acquistare energia elettrica sul libero mercato. Nel tempo intercorso tra il 1 gennaio 2000 e il 1 luglio 2007 evidentemente gli utenti di energia elettrica in Italia sono stati divisi in due grossi gruppi, che ovviamente cambiavano di consistenza con il procedere delle liberalizzazioni: i clienti idonei, quelli che cioè potevano acquistare energia elettrica sul libero mercato e i clienti vincolati che invece si trovano nella stessa condizione precedente alla liberalizzazione. Tuttavia non essendoci più un monopolista è stato necessario istituire una figura, più precisamente un ente a controllo pubblico che si occupasse di fornire elettricità ai clienti vincolati acquistandola dalla pluralità di operatori che la producevano, tale figura si chiama Acquirente Unico (AU). Il Decreto ha permesso che la vendita di energia elettrica si realizzi attraverso due modalità: I venditori sono o società elettriche che producono l'energia che vendono o società di trading che pur non avendo capacità di generazione rivendono energia che comprano da altri operatori o che importano dall'estero. I compratori sono tutti quelli che possono accedere al libero mercato. Al fine di favorire l'utilizzo di fonti rinnovabili nella generazione elettrica il Decreto introduce l'obbligo per produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili di immettere ogni anno in rete una percentuale di tale energia pari al 2% dell'energia prodotta o importata nell'anno precedente per la parte eccedente i 100 GWh. Tale valore percentuale è suscettibile di un incremento annuale pari allo 0,35%. In questo modo quei produttori e importatori di energia elettrica che non abbiano venduto la percentuale imposta di energia proveniente da fonti rinnovabili saranno obbligati a soddisfare questo obbligo comprando i certificati verdi che vengono riconosciuti dal GSE ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il decreto definisce specificatamente come fonti energetiche rinnovabili: Lo "status" di impianto che produce da fonte rinnovabile viene riconosciuto tramite opportuna certificazione rilasciata dal GSE. Il numero di certificati verdi che un produttore riceve dipende dalla quantità di energia elettrica prodotta nel corso di un anno di attività, infatti ogni certificato corrisponde ad un preciso numero di kWh di energia immessa in rete e dunque prodotta e consumata. Non c'è discriminazione tra energia prodotta da una fonte rinnovabile piuttosto che da un'altra (es. sole e vento). Il decreto attuativo per le fonti rinnovabili è il Decreto 11 novembre 1999.
Questa famiglia identifica quelle utenze elettriche isolate da altre fonti energetiche, come la rete nazionale in AC, che si riforniscono da un impianto fotovoltaico elettricamente isolato ed autosufficiente.
Questa famiglia identifica quelle utenze elettriche già servite dalla rete nazionale in AC, ma che iniettano in rete la produzione elettrica risultante dal loro impianto fotovoltaico, opportunamente convertita in corrente alternata e sincronizzata a quella della rete.
La potenza nominale di un impianto fotovoltaico si misura con la somma dei valori di potenza nominale di ciascun modulo fotovoltaico di cui è composto il suo campo, e l'unità di misura più usata è il chilowatt picco (simbolo: kWp).
Una menzione a parte va al cosiddetto BIPV, acronimo di Building Integrated PhotoVoltaics, ovvero Sistemi fotovoltaici architettonicamente integrati. L'integrazione architettonica si ottiene posizionando il campo fotovoltaico dell'impianto all'interno del profilo stesso dell'edificio che lo accoglie. Le tecniche sono principalmente 3:
Le stime del consumo elettrico italiano per il 2006 sono di 351,6 TWh (miliardi di kWh), con un Tasso di incremento medio annuo del 2,8 %[1] L'ex ministro delle Attività Produttive Claudio Scajola ha affermato nel 2006 come «siano oggi operativi impianti fotovoltaici per circa 30 MW e che, per effetto delle iniziative prese negli scorsi anni dal Ministero dell'Ambiente, altri 15-20 MW dovrebbero divenire operativi nel prossimo biennio» , aggiungendo che una estensione delle agevolazioni «potrebbe portare la realizzazione complessiva di impianti fino alla potenza di 500 MW.»
L’energia rinnovabile rappresenta un’esigenza per i paesi industrializzati in quanto garantiscono la diminuzione dell’emissione di gas di serra e la diminuzione dell’inquinamento atmosferico. Inoltre l’energia rinnovabile è importante anche sotto l’aspetto della diversificazione del mercato energetico e garantisce l’approvigionamento dell’energia. L’energia rinnovabile (l’energia solare, eolica, idraulica, fotovoltaica con pannelli solari fotovoltaici, biomasse), non è solo utile ai paesi industrializzati, ma anche ai paesi in via di sviluppo in quanto in questo caso, rappresenta un’opportunità di sviluppo sostenibile e una garanzia di accesso all’energia in aree remote.
In materia di utilizzo di energia rinnovabile, l’unione europea mira ad aumentare l’utilizzo di tali energie (l’energia solare, l’energia eolica, energia idraulica, fotovoltaica con pannelli solari fotovoltaici, e biomasse) e quindi diminuire l’utilizzo delle energie fossili, mirando a non incentivare l’insorgere dei problemi ambientali.
Per produrre energia rinnovabile è necessario l’impiego di alcune risorse, analizziamo qualche energia rinnovabile:
1. BIOMASSA: la biomassa è un tipo di energia rinnovabile che produce un tipo di energia chiamata bioenergia, utilizzata per fornire calore, produrre combustibili e generare elettricità. Ci sono tanti tipo di biomassa, ad esempio possono contenere residui dell’agricoltura e industria forestale, gas delle discariche, piante acquatiche e sprechi cittadini e aziendali. L’utilizzo di tale energia rinnovabile mira a ridurre le emissioni gassose nell’ambiente.
Come in Europa anche in Italia (Bari, Milano, Bologna, Torino, Napoli, Ancona, Genova, ecc ecc), sono utilizzate le energie rinnovabili (biomassa, energia eolica, energia fotovoltaica, celle a combustibile).
Ma cosa sono i PANNELLI SOLARI e come funzionano ?
Come ben sappiamo i pannelli solari utilizzano l'energia solare per trasformarla in energia utile e calore per le attività dell'uomo. I pannelli solari si dividono in due diverse categorie di prodotti a seconda dell'utilizzo, possiamo distinguerli in:
pannelli solari termici, finalizzati al riscaldamento dell'acqua sanitaria.
Ci soffermeremo sui pannelli solari termici per comprendere meglio quali vantaggi possono apportare a chi decide di installarli sul tetto della propria casa, rimandando agli altri approfondimenti già realizzati per i pannelli solari fotovoltaici.
In primo luogo, i pannelli solari termici permettono di riscaldare l'acqua sanitaria per l'uso quotidiano senza utilizzare gas o elettricità. Sono pertanto un sostituto dello scaldabagno elettrico e della caldaia a gas per ottenere acqua calda per lavare piatti, fare la doccia, il bagno ecc.
Le principali domande o dubbi sono basate sulla presenza o meno del sole del genere "quando piove?" "quando è nuvoloso?" "di notte?". In realtà la moderna tecnologia ha superato da tempo questi handicap di qualche anno fa. Non si spiegherebbe altrimenti perché molti paesi europei con un livello di insolazione inferiore all'Italia (es. Germania) abbiano già investito massicciamente nei pannelli solari termici ...molto più del nostro paese del sole.
I pannelli solari, o collettori termici, sono diventati una realtà di tutti i giorni. La crescita del mercato europeo del solare sta contribuendo a un rapido abbattimento dei prezzi d'acquisto dei panneli tramite la spinta della concorrenza tra imprese produttrici e installatrici. Dal lato tecnologico i rendimenti d'uso dei pannelli sono fortemente migliorati rispetto al passato per effetto dei crescenti investimenti dei produttori nella ricerca di innovazioni.
Installare i pannelli solari termici è una scelta privata. Ogni proprietario di un'immobile può valutare l'installazione dei collettori solari e farsi quattro calcoli sul vantaggio economico che ne conseguirà.
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