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8/16/2019 Incentivazioni Fotovoltaico 2015_16 II
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Fotovoltaico: Studio di
prefattibilità
Prof. Maurizio SASSO
Corso di Energetica / Tecnologie delleFonti Rinnovabili
AA 2015/16
UNIVERSITA’ DEGLI STUDI DEL SANNIO
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Studio di pre-fattibilità Analisi del fabbisogno di energia elettrica dell’utenza attraverso l’analisi dei
dati storici.
Analisi del sito di installazione: i moduli fotovoltaici possono essere collocati
sia in corrispondenza di un edificio (tetto, facciata, terrazzo, ecc…) sia sul
terreno.
La decisione deve essere presa in base all’esistenza sul sito d’installazione dei
seguenti requisiti:
• disponibilità di spazio necessario per installare i moduli;
• corretta esposizione ed inclinazione della superficie dei moduli.
Individuazione della taglia in base all’analisi economica attraverso l’utilizzo dei
principali indici economici (SPB, NPV, …)
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Valutazione dell’energia elettrica attesa annua
La produzione elettrica annua di un impianto fotovoltaico dipende da diversi
fattori:
• radiazione solare incidente sul sito d’installazione;
• orientamento ed inclinazione della superficie dei moduli;
• assenza/presenza di ombreggiamenti;
• temperatura;
• efficienza di conversione energetica dell’impianto che dipende dai suoi
(cella, modulo, inverter, dispositivi per l’inseguimento solare, batterie di
accumulo di energia elettrica, …);
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Mappa della radiazione solare annuale sul territorio Italiano
La valutazione della radiazione solare
incidente può essere effettuata a partire
dai dati di insolazione del territorio italianosu superficie orizzontale riportati nella
Norma UNI 10349: “Riscaldamento e
Raffrescamento degli edifici. Dati climatici”.
In figura viene riportata la radiazione
globale annua su superficie orizzontale,
espressa in kWh/m2anno, rappresentativadi quanto riportano sulla UNI 10349.
Ulteriori fonti di dati provengono dall’ENEA
o possono essere ottenuti utilizzando
strumenti in grado di misurare la radiazione
globale (piranometri).
Come era ipotizzabile questo valore
dipende fortemente dalla latitudine.
Le località dell’Italia meridionale risultano
essere quelle maggiormente avvantaggiate
nell’installazione dei moduli fotovoltaici.
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Per le località non incluse negli archivi UNI
(101 capoluoghi di provincia) o ENEA (1616
comuni) è possibile stimare i dati climatici
specifici tenendo conto della diversa
localizzazione rispetto a due località diriferimento individuate nel rispetto dei criteri di:
vicinanza (minima distanza);
appartenenza allo stesso versante
geografico.
Località non comprese nei dati UNI e ENEA
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La posizione della superficie dei moduli fotovoltaici rispetto al Sole influenza
notevolmente la quantità di energia captata e quindi sulla quantità di energia
elettrica “generata”. I parametri che direttamente influiscono sul fenomeno
sono:
angolo di inclinazione rispetto all’orizzontale (angolo di tilt, );
angolo di azimut, , che rappresenta la distanza angolare di un punto dalla
direzione del Sud.
Inclinazione dei moduli fotovoltaici 1/2
Superficie orizzontale
N
S
EO
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Angolo di tilt 1/2
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic
Verticale
60°
Orizzontale
30°
30°
0
5
10
15
20
[MJ/m2giorno]
Radiazione solare giornaliera media incidente su superfici con differenti angoli di
tilt ed orientate a Sud (azimut ). L’integrale alla curva rappresenta l’energia
solare incidente. Nel caso in figura (latitudine 40°) l’inclinazione della superficieche garantisce il valore più alto dell’integrale è quella indicata con =30°.
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L’influenza della radiazione incidente su una superficie dall’angolo di azimut è
minore rispetto a quella dovuta all’angolo di tilt. In un intervallo di angoli di
azimut compresi tra -45° e + 45° rispetto al Sud (angolo di azimut compreso tra
sud-est e sud-ovest) i valori della radiazione incidente non si discostano
significativamente dal valore massimo. Orientando infatti i sistemi fotovoltaici a
Sud-Est oppure a Sud-Ovest si avrebbe una perdita contenuta e stimata pari al5%.
Angolo di azimut
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Radiazione solare incidente
Attraverso opportuni fattori di correzione,forniti dalla Norma UNI 8477, legati
all’effettiva esposizione ed inclinazione dei
moduli fotovoltaici è possibile determinare
la “producibilità” annua sulla base del
rendimento dell’impianto.
La determinazione di questo valore può
essere effettuata attraverso specifici
software.
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Dati climatici località: Napoli
Dalla tabella si evince che l’energia annualmente disponibile su superficieunitaria di 1 m2 e per un’inclinazione di 30° è pari a:
E = 4,71*365 = 1719 kWh/m2 anno
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I diagrammi solari rappresentano la
posizione del Sole, per una
determinata località, durante tutto
l’anno nelle diverse ore del giorno:
in ascissa è riportato l'azimut, ,
ovvero l'angolo formato dai raggi
del Sole con la direzione sud;
in ordinata è riportata l'altezza (o
elevazione) solare, che rappresenta
l'angolo formato dai raggi del sole
con la superficie orizzontale.
Diagrammi solari
Diagramma solare di Benevento
Latitudine 41° 7' 49.80" N
Longitudine 14° 47' 13.20" E
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Ombreggiamento
La riduzione di radiazione incidente a causa della presenza
dell’ombreggiamento dipende dal luogo di installazione. L’ombreggiamento può
presentarsi in due modi: ombreggiamenti "clinometrici", dovuti alla presenza di colline, montagne,
alberi, edifici, posti a una distanza sufficientemente grande da ritenere che i loro
effetti siano uguali per ogni modulo che compone l'impianto;
ombreggiamenti locali sono dovuti alla presenza di alberi, edifici, pali, fili,
antenne, comignoli, …, posti a ridotta distanza dal campo fotovoltaico. In questo
caso l'ombreggiamento non è omogeneo ma va a concentrarsi su pochi moduli oparte di essi. Gli effetti possono essere maggiormente significativi rispetto a
quelli degli ombreggiamenti clinometrici.
Il calcolo della perdita
dell'efficienza dovuto alla
presenza diombreggiamento dipende
da molti fattori e può essere
determinato utilizzando
appositi software.
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L’Albedo
Tipo di superficie
L'albedo che viene attribuito a una superficie è la frazione della radiazione
incidente che viene riflessa (coefficiente di riflessione). Tipicamente si assume un
valore di 0,2; cioè il 20% della radiazione globale incidente su una superficie
orizzontale viene riflessa. L'esatto valore della frazione dipende, per lo stesso
materiale, dalla lunghezza d'onda della radiazione considerata. L’albedo può
variare fra 0 e 1; il valore massino si raggiunge quando tutta la radiazione solare
incidente viene riflessa. I valori tipici di tali coefficienti sono riportati sulla norma UNI
8477.
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Rendimenti di impianti fotovoltaici 1/3
L’efficienza di conversione energetica di un impianto fotovoltaico dipende
dall’efficienza dei suoi componenti:
rendimento della cella fotovoltaica;
rendimento del modulo fotovoltaico;
rendimento dell’inverter ;
presenza di batterie di accumulo (utenze isolate e non);
presenza di dispostivi per l’inseguimento solare;
riduzione dell’efficienza nel tempo: a causa del naturale affaticamento deimateriali, le prestazioni di un modulo fotovoltaico diminuiscono di circa
un punto percentuale su base annua. Per garantire la qualità dei
materiali impiegati, è prassi comune che i produttori coprano con
un’opportuna garanzia oltre ai difetti di fabbricazione anche il calo di
rendimento del pannello nel tempo. La garanzia oggi più comune è del
90% sul nominale per 10 anni e dell'80% sul nominale per 20 anni.
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Rendimenti di impianti fotovoltaici 2/3
Il rendimento delle celle fotovoltaiche dipende dal materiale e dalla modalità con
cui vengono prodotte; fra di esse ricordiamo quelle:
al silicio monocristallino: η≈14-21;
costo impianto 2,0÷2,2 €/Wp
al silicio policristallino: η≈13-18%;
costo impianto 1,8 ÷2 €/Wp
al silicio amorfo: η≈8-10%;
costo impianto 1,4 -1,6 €/Wp
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Rendimenti di impianti fotovoltaici 3/3
La radiazione solare permette di valutare l’energia elettrica che il modulo può
fornire in un determinato intervallo di tempo, in condizioni di irraggiamento
variabile e diverso da quello standard.
Tuttavia la potenza cambia anche con la temperatura delle celle, in genere
superiore al valore standard di 25°C. Se si fa riferimento a moduli in silicio
cristallino, la perdita di energia rispetto alle condizioni standard per effetto dellatemperatura varia dal 6% (zone fredde) all’11% (zone molto calde) e salvo casi
particolari si può assumere una perdita dell’8%.
Ciò nell’ipotesi che l’installazione permetta l’asportazione di energia termica
mediante convezione naturale dell’aria sul retro dei moduli. Nel caso di moduliintegrati nella struttura edilizia, dove non è possibile garantire un’adeguata
ventilazione alla superficie posteriore degli stessi, la perdita media può essere
stimata in circa il 12% con valori che possono superare il 15% in località molto
calde.
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Cella fotovoltaica
Caratteristica Elettrica (I-V) in funzione della Temperatura della cella
I [A]
V [V]
40°C 60°C
20°C
0°C
-20°C
-40°C
0.53 0.57 0.60 0.64 0.68 0.72
0.75
0.50
0.25
1.00
TENSIONE AVUOTO – V0 (I=0)
CORRENTE DI
CORTOCIRCUITO
ICC (V=0)
0.20 0.00
0.00
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Modulo fotovoltaico
Caratteristica Elettrica (I-V) in funzione della Radiazione Solare
I [A]
V [V]
500 W/m2
600 W/m2
700 W/m2 800 W/m2
900 W/m2
1000 W/m2
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 0.0
Caratteristica I-V di un modulocommerciale da 50Wp a 40° C
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Il Campo Fotovoltaico
CELLA
MODULO
Il campo fotovoltaico è un insieme di moduli fotovoltaici opportunamente collegati
in serie e in parallelo in modo da realizzare le desiderate condizioni operative. Il
rendimento del modulo fotovoltaico, il cui elemento base sono le celle, risultaessere inferiore a quello delle singole celle.
PANNELLO
MODULO
Modulo fotovoltaico
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Condizioni standard STC (StandardTest Conditions):
Irraggiamento 1000 W/m2
Temperatura 25 °C
Vento: 0 m/sec
Valori in condizioni standard STC:
VMP è la tensione nominale delmodulo nel punto di massima potenza
(MP=Maximum Power);
IMP è la corrente nominale delmodulo nel punto di massima potenza;
VMP x IMP è la potenza nominale del
modulo.
Modulo fotovoltaico
ISC
IMP
VMP x IMP
VMP VOC
AV
R
Legenda:
A = Amperometro; V = Voltmetro; R = Resistenza
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Modulo fotovoltaico: dati schede tecniche
Silicio policristallino Silicio monocristallino
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Funzionamento modulo fotovoltaico
0.60 V [V]
0.75
0.50
0.25
1.00
Punto di massimapotenza Pm= Vm Im
0.20 0.00
0.00
Caratteristica I-V di una Cella Solare ed andamento della Potenza
0.40 Vm
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
P [W]
Im
I [A]
Andamento dellapotenza P= V I
Caratteristica I-V Pm
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La tensione di circuito aperto Voc [V]
La corrente di corto circuito Icc [A]
L’efficienza del modulo e della cella [%]
Il coefficiente termico della Voc [%/°C]
Il coefficiente termico della Icc [%/°C]
La tensione massima ammissibile per il sistemain cui viene inserito il modulo Vmax [V]
La temperatura nominale di lavoro della cella
NOCT [°C] (Normal Operating Cell
Temperature):
• Valore di radiazione incidente: 800 W/m2
• Temperatura dell’aria: 20°C
• Vento: 1 m/sec
• Tipico valore NOCT: 45-50°C
AV
Tensione di circuito aperto
AV
Corrente di corto circuito
Modulo fotovoltaico
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Nei moduli fotovoltaici le celle elementari vengono connesse in serie per avere
una tensione accettabile, infatti la tensione fornita da una singola cella e' di
circa 0,5-0,6 V.
Quando si realizza un campo fotovoltaico di solito i pannelli vengono messi in
serie, sempre per incrementare la tensione (utilizzando cavi più sottili),
naturalmente fino ad un certo limite, e costituiscono quella che viene definita
stringa.
Oltre un certo limite di tensione si suddivide l’impianto in più stringhe e le si
connette in parallelo, anche la connessione in parallelo delle stringhe.
Campo Fotovoltaico 1/2
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Campo fotovoltaico 2/2
Collegamento in serie
I
Aumento della Tensione
1 Modulo 2 Moduli 4 Moduli
V
Collegamento in parallelo
I4 Moduli
Aumento della Corrente
2 Moduli
1 Modulo
V
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Inverter fotovoltaico
L’inverter fotovoltaico è un particolare tipo di inverter
progettato espressamente per convertire l'energia
elettrica prodotta sotto forma di corrente continua dalmodulo fotovoltaico in corrente alternata da utilizzare
presso l’utenza e/o per immetterla direttamente in rete.
Dati tecnici inverter
Rendimento inverter in funzione delcarico
Il rendimento dell’inverter può raggiungere il 95-98%.
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Inseguitore MPPT
Questi dispositivi che possono essere
integrati negli inverter fotovoltaici ne
estendono la funzione base mediante
l'impiego di particolari sistemi di controllo
software e hardware che consentono di
ottenere dai moduli fotovoltaici, la
massima potenza disponibile in qualsiasi
condizione meteorologica. Questa funzione
prende il nome di MPPT, un acronimo
inglese che sta per Maximum Power Point
Tracker.
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Funzionamento MPPT
I moduli fotovoltaici hanno una curva
caratteristica V-I tale che esiste un punto di
lavoro ottimale, rappresentato proprio dalMaximum Power Point. Questo punto della
caratteristica varia continuamente in funzione
della radiazione solare che colpisce la
superficie delle celle. Tutti i produttori di
inverter riescono ad ottenere grandeprecisione sull'MPPT(99-99,6% della massima
disponibile) ma solo in pochi riescono ad unire
precisione a velocità. E' infatti nelle giornate
con nuvolosità variabile che si verificano sbalzi
di potenza solare ampi e repentini, da 100W/m² a 1000-1200 W/m² in meno 2 secondi; in
queste condizioni, che sono molto frequenti, un
inverter con tempi di assestamento minori
di 5 secondi riesce a produrre fino al 15%÷
20% di energia in più di uno lento.
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Energia elettrica annua attesa
Prendendo come riferimento un impianto da 1 kW di potenza nominale, con
orientamento ed inclinazione ottimali ed assenza di ombreggiamento, non
dotato di dispositivo di “inseguimento” solare, è possibile stimare per l’Italia i
seguenti valori di energia elettrica annua attesa:
regioni settentrionali 1000 – 1200 kWh/anno;
regioni centrali 1200 – 1500 kWh/anno;
regioni meridionali 1500 – 1700 kWh/anno.
La produzione di energia elettrica dipende dalla collocazione dell’impianto: i
valori medi annuali caratteristici per impianti di taglia pari a 1 kW vanno dai 1200
kWhel a Milano, 1500 kWhel a Roma fino ai 1700 a Trapani.
Facendo riferimento soprattutto alle piccole applicazioni e a moduli di silicio
cristallino, un valore indicativo di occupazione di superficie è di circa 7-10 m2 per
kW di potenza nominale installata.
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Fonte: Solar Energy Report, 2014
Costi di un impianto fotovoltaico 1/2
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Costi di un impianto fotovoltaico 2/2
Costi di investimento: 1800÷2600 €/kWp
A) manodopera;
B) materiali:
• moduli fotovoltaici;
• inverter;
• struttura di supporto dei moduli;
• cavi di collegamento;• quadro elettrico;
• contatore energia elettrica;
• materiale di consumo.
C) studio di fattibilità e documentazione per l’attivazione del conto energia;
• presenza di inseguitori solari (i costi di impianto aumentano del 10-15%);• incremento dei costi di investimento nel caso di finanziamento da parte di
banche (3-5 % + tasso di inflazione).
Costi di manutenzione annui: 0,5÷1,5% del costo di investimento. In particolare
è possibile che dopo 12-15 anni sia necessario sostituire l’inverter.
Costi di assicurazione annui: 0,5÷1% del costo di investimento.
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Analisi energetica, economica e di impatto
ambientale di un impianto fotovoltaico
Utenza collocata nel Sud Italia: Napoli;
Rendimento medio di conversione dell’impianto fotovoltaico: ηPV=11,2%;
Potenza nominale: 2900 W;
Pannelli esposti a SUD con inclinazione del 30°;
Installazione: impianto fotovoltaico, istallazione su edificio;
Richiesta di energia elettrica superiore alla “producibilità” dell’impianto PV;
Periodo di istallazione: 2016, Detrazione IRPEF.
Sistema di riferimento:
Costo energia elettrica: 0,220 €/kWh
Rendimento centrale elettrica: ηPP = 41,6%;
Emissioni anidride carbonica equivalenti: α = 0,562 kg CO2/kWhel
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Energia elettrica mensile
Producibilità Teorica campoFV
0
100
200
300
400
500
600
700
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
mesi
KWh/mese
kWh - Piano orizzontale
kWh - Piano dei moduli
SistemaFV Fisso
I mesi più prolifici sono quelli estivi
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Costi di investimento
Moduli € 4072 54%
Inverter € 603 8%
Strutture di supporto € 603 8%
Cavi e quadri € 754 10%
Installazione e Progettazione € 1508 20%
Totale (compreso di IVA al 10%) € 7540 100%
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Risultati con tariffa con detrazione IRPEF 1/2
Impianto fotovoltaico su edificio da 2,9 kW a Napoli con detrazione IRPEF al 50%
Costo di investimento 7540 €
Energia elettrica totale annua prodotta 4307 kWh (=2584 kWh + 1723 kWh)
Energia ceduta alla rete 2584 kWh
Energia autoconsumata 1723 kWh
Compensazione economica SSP (2584 kWh/anno X 0,120 €/kWh) = 310 €
Risparmio annuale sul costo evitato dell’energia (1723 kWh/anno X 0,220 €/kWh) = 379 €
Vantaggio economico annuale 689 €
SPB 5,5 anni
L’analisi è stata effettuata senza considerare i costi di manutenzione, la riduzione di
efficienza dei moduli fotovoltaici nel tempo, l’incremento dei costi di acquisto dell’energia
elettrica, possibili finanziamenti da banche, ….. Si ipotizza l’adesione da parte dell’utente al
regime di scambio sul posto.
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Risultati con tariffa con detrazione IRPEF 2/2
Impianto fotovoltaico su edificio da 2,9 kW a Napoli con detrazione IRPEF al 50%
Costo di investimento 7540 €
Energia elettrica totale annua prodotta 4307 kWh (=2584 kWh + 1723 kWh)
Energia ceduta alla rete 2584 kWh
Energia autoconsumata 1723 kWh
Compensazione economica RiD (2584 kWh/anno X 0,049 €/kWh) = 127 €
Risparmio annuale sul costo evitato dell’energia (1723 kWh/anno X 0,220 €/kWh) = 379 €
Vantaggio economico annuale 506 €
SPB 7,4 anni
L’analisi è stata effettuata senza considerare i costi di manutenzione, la riduzione di
efficienza dei moduli fotovoltaici nel tempo, l’incremento dei costi di acquisto dell’energia
elettrica, possibili finanziamenti da banche, ….. Si ipotizza l’adesione da parte dell’utente al
ritiro dedicato.
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Risultati con tariffa con Certificati Bianchi 1/2
Impianto fotovoltaico su edificio da 19,99 kW a Napoli con Certificati Bianchi
Costo di investimento 40000 €
Energia elettrica totale annua prodotta 26689 kWh (=16013kWh + 10676kWh)
Energia ceduta alla rete 16013 kWh
Energia autoconsumata 10676 kWh
Compensazione economica SSP (16013 kWh/anno X 0,106 €/kWh) = 1697 € Risparmio annuale sul costo evitato dell’energia (10676 kWh/anno X 0,200 €/kWh) = 2135 €
Ricavo CB (per 5 anni) (21,5 tep/anno); (21,5 tep X 115 €/tep) = 2472 €
Vantaggio economico annuale 6286 € (per i primi 5 anni); 3814 € (dal 6° anno in poi)
SPB 7,2 anni
L’analisi è stata effettuata senza considerare i costi di manutenzione, la riduzione di
efficienza dei moduli fotovoltaici nel tempo, l’incremento dei costi di acquisto dell’energia
elettrica, possibili finanziamenti da banche, ….. Si ipotizza l’adesione da parte dell’utente al
regime di scambio sul posto.
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Risultati con tariffa con Certificati Bianchi 2/2
Impianto fotovoltaico su edificio da 19,99 kW a Napoli con Certificati Bianchi
Costo di investimento 40000 €
Energia elettrica totale annua prodotta 26689 kWh (=16013kWh + 10676kWh)
Energia ceduta alla rete 16013 kWh
Energia autoconsumata 10676 kWh
Compensazione economica Rid (16013 kWh/anno X 0,049 €/kWh) = 785 € Risparmio annuale sul costo evitato dell’energia (10676kWh/anno X 0,200 €/kWh) = 2135 €
Ricavo CB (per 5 anni) (21,5 tep/anno); (21,5tep X 115 €/tep) = 2472 €
Vantaggio economico annuale 5392 € (per i primi 5 anni); 2920 € (dal 6° anno in poi)
SPB 9,5 anni
L’analisi è stata effettuata senza considerare i costi di manutenzione, la riduzione di
efficienza dei moduli fotovoltaici nel tempo, l’incremento dei costi di acquisto dell’energia
elettrica, possibili finanziamenti da banche, ….. Si ipotizza l’adesione da parte dell’utente al
regime di ritiro dedicato.
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Risultati 3-E analysis impianto 2,9 kWp
SPB = 5,5 anni
Considerando la vita utile dell’impianto pari a 20 anni si ha, in base ai valori
tipici relativi al parco termoelettrico nazionale (ηPP=41,6%; α = 0,562 kg
CO2/kWhel) :
• Energia primaria non richiesta da sistemi tradizionali: 207 MWh;
• Emissioni evitate non utilizzando centrali convenzionali: 48,4 ton CO2.
Nel caso in cui venga considerata la BAT (Best Available Technology) per il
sistema di riferimento (ηPP=50,5%; α = 0,406 kg CO2/kWhel) si ha:
• Energia primaria non richiesta da sistemi tradizionali: 171 MWh;
• Emissioni evitate non utilizzando centrali convenzionali: 35,0 ton CO2.
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Analisi dell’impianto in funzione della località
Località Latitudine [°]Energia elettrica
[kWh/anno]
Energia elettrica
unitaria [kWh/kWp]
Milano 45,5 3369 1162
Benevento 41,1 3851 1328
Roma 41,9 4208 1451
Napoli 40,8 4307 1485
Trapani 38,0 4835 1667
8/16/2019 Incentivazioni Fotovoltaico 2015_16 II
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Milano Benevento Roma Napoli Trapani
Energia elettrica
totale annua [kWh]3369 3851 4208 4307 4835
SSP [ €] 243 277 302 310 348
Costo evitato [ €] 296 338 370 379 425
Vantaggio economico
annuale [ €] 539 616 673 689 774
SPB [anni] 6,99 6,12 5,6 5,47 4,87
Analisi dell’impianto al variare della località
Impianto fotovoltaico installato su edificio da 2,9 kW
Costo di investimento pari a 7540 € - Detrazione IRPEF 50% e SSP
Per ciascuna delle località è stata fatta l’ipotesi che dell’energia elettrica prodotta
il 40% fosse autoconsumato.
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Analisi energetica e di impatto ambientale
Milano Benevento Roma Napoli Trapani
Energia elettrica totale
annua [kWh]3369 3851 4208 4307 4835
Caso mix centrali (ηPP=0,416, α = 0,562 kg CO2/kWhel)
Energia primaria totale
non richiesta [MWh]162 185 202 207 232
Emissioni evitate totali
[t CO2]37,9 43,3 47,3 48,4 54,3
Caso BAT (ηPP=0,505, α = 0,406 kg CO2/kWhel)
Energia primaria totale
non richiesta [MWh]133 153 167 171 191
Emissioni evitate totali
[t CO2]27,4 31,3 34,2 35,0 39,3
I valori energetici e di impatto ambientale sono calcolati considerando un
funzionamento dell’impianto per 20 anni.