Gli impianti fotovoltaici - Munich Re · La cella fotovoltaica costituisce il cuore del sistema...

Gli impianti fotovoltaiciDescrizione, tecnologie, rischi e aspetti assicurativi

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inDice

Pagina

introDuzione 1

celle fotovoltaiche 2

pannelli fotovoltaici 4

StrinGhe, campo, impianto fotovoltaico 4

tipoloGie particolari Di pannelli fotovoltaici 5

Sistema fotovoltaico a concentrazione 5

Sistema fotovoltaico-termico 6

Pannelli semitrasparenti 6

telai Dei pannelli 6

inverter, traSformatori, apparecchiature Di controllo e GeStione 7

Strutture Di SoSteGno 7

Tipologie 7

Sistemi di tracking 8

irraGGiamento 8

performance Dell’impianto fotovoltaico 10

fattori Di riSchio, cauSe Di Danno e Di minor performance 11

Degrado progressivo da invecchiamento 11

Hot spot 12

Delaminazione 12

Contatti elettrici 12

Resistenza alla grandine 13

Resistenza al vento 13

Fulminazioni e sovratensioni 14

Guasti elettrici a inverter e trasformatori 14

Incendio 15

Alluvione 15

Terremoto 16

coperture aSSicurative per impianti fotovoltaici 16

Fase di montaggio 16

Fase di esercizio 18


1 MUNICH RE Gli impianti fotovoltaici

Impianto fotovoltaico di potenza pari a 1 MWp

introDuzione

Dopo l’introduzione nel 2007 del meccanismo delle tariffe incentivanti, in Italia il mercato del fotovoltaico sta crescendo rapidamente e ha superato a fine giugno del 2011 8,5 GW di potenza di picco complessivamente installati nei più di 240.000 impianti realizzati.

La proiezione nel prossimo futuro, malgrado le incertezze delle tariffe incentivanti, prevede un ulteriore sviluppo a cui è associato un rilevante investimento economico che è stimato intorno a 8–10 miliardi di euro complessivi nei prossimi cinque anni.

Le coperture assicurative per gli impianti fotovoltaici, sia per la loro fase costruttiva che per quella di esercizio, stanno quindi assumendo progressivamente importanza e rappresentano un potenziale fattore di crescita.

A oggi le esperienze degli assicuratori non possono considerarsi positive: gli eventi dannosi derivati da atti dolosi di terzi nonché quelli dovuti a fenomeni naturali hanno causato perdite importanti. Il miglioramento delle misure di prevenzione attuato nell’ultimo periodo ha permesso di mitigare tale andamento sfavorevole, ma altre nuove sfide devono essere opportunamente gestite.

La grande vulnerabilità di questa tipologia di impianti in caso di incendio del territorio, evento frequente proprio nelle regioni dove sono ubicati il maggior numero di impianti, unitamente ai danni da guasto alle macchine elettriche, problema ancora non pienamente percepito e non adeguatamente gestito, richiedono da parte dell’assicuratore grande attenzione nella sottoscri-zione dei rischi e nella gestione del portafoglio.



celle fotovoltaiche

La cella fotovoltaica costituisce il cuore del sistema fotovoltaico. Essa trasforma direttamente la luce solare, diretta, diffusa o riflessa, in energia elettrica.

La cella è costituita da un sottile wafer (0,20–0,35 mm) di materiale semiconduttore, in genere costituito da silicio opportunamente «drogato» con alcune sostanze, per esempio fosforo e boro, per renderlo adatto ed efficiente alla produzione dell’energia elettrica se esposto alla luce.

Oltre alle celle fotovoltaiche, per la produzione di energia fotovoltaica trova progressivamente maggior interesse anche l’utilizzo di «pannelli» sui quali è deposto del silicio amorfo (thin film). Questa tecnologia, pur prospettando minore rese per unità di superficie, ha costi di produzione inferiori rispetto alle celle a base di silicio e rende possibile la fabbricazione di pannelli con ampia libertà di forma, adatti alla realizzazione dei più diversi elementi architettonici.

Il rendimento delle celle fotovoltaiche, e cioè la percentuale di energia luminosa che viene tras-formata in energia elettrica, è funzione di una serie di parametri tra cui i più importanti sono:

–LasensibilitàallospettroluminosoLe varie fasce dello spettro luminoso sono caratterizzate da una diversa quantità di energia contenuta.

Micrometri Classificazione Percentualedell’energiarispetto altotaledellospettro0,2–0,38 ultravioletto 6,5%0,39–0,78 visibile 48%0,79–10,0 infrarosso 45,5%

Le celle fotovoltaiche a base di silicio cristallino hanno capacità di produrre energia elettrica, se colpite da uno spettro luminoso nel campo del visibile e dell’infrarosso, in base alle speci-fiche caratteristiche che sono funzione anche del «drogaggio» del wafer siliceo.

–Latemperatura La temperatura di esercizio della cella fotovoltaica ha una diretta influenza sulla produzione

di energia elettrica. La temperatura standard per i test è definita pari a 25 °C ma è facile intu-ire che le temperature reali di esercizio, salvo che nei periodi invernali, peraltro caratterizzati da bassa produzione per la minor quantità di irraggiamento, sono decisamente più elevate. In via indicativa può essere considerato che il rendimento si riduce dello 0,5% per ogni grado di temperatura oltre i 25 °C.

–Lariflessione Parte dei fotoni di luce vengono riflessi dalla superficie della cella fotovoltaica riducendo

quindi la produzione di elettricità.

–Resistenzeparassite Malgrado l’estrema attenzione posta durante la fabbricazione, la produzione di energia elet-

trica subisce una riduzione per effetto delle resistenze parassite generate nella zona soggetta al processo di lega per il collegamento elettrico tra cella e contatti metallici (in genere in allu-minio). Altre resistenze parassite si sviluppano anche tra i diversi grani di silicio, in particolare nelle celle fotovoltaiche policristalline e, in maniera ancor più rilevante, nel caso di pannelli amorfi.

Distribuzione dell’energia contenuta nello spettro luminoso



Nell’utilizzo operativo le condizioni ottimali non sono praticamente mai raggiunte e il rendi-mento effettivo della cella fotovoltaica è pari all’85%–90% del dato di targa indicato dalla casa produttrice.

Silicioamorfo Siliciomonocristallino Siliciopolicristallino7%–12% 14%–20% 12%–18%

La cella di silicio monocristallino viene ottenuta con la cristallizzazione di silicio allo stato liquido attorno a un nucleo di materiale purissimo. Viene prodotto un cilindro che dopo essere stato opportunamente drogato viene tagliato in wafer dello spessore tra i 200 e i 350 micro-metri.

La cella di silicio policristallino viene ottenuta dalla fusione e successiva ricristallizzazione di silicio, in genere lo scarto delle lavorazioni dell’industria elettronica, «drogato» e lavorato come nel caso delle celle monocristalline.

Il processo di produzione delle celle fotovoltaiche è oggetto di una intensa attività di ricerca e sviluppo volta a migliorarne le caratteristiche e a ridurne i costi.

Le attività di ricerca e sviluppo sono orientate sulle seguenti aree:– incremento dell’efficienza a parità di superficie captante e di intensità di radiazione luminosa;– riduzione della quantità di silicio utilizzata;– uso di materiali alternativi al silicio;– riduzione dei costi di produzione;– riduzione dei costi di smaltimento.

Rendimento dei pannelli fotovoltaici (a parità di superficie)



pannelli fotovoltaici

I pannelli sono realizzati unendo elettricamente in serie delle celle fotovoltaiche – comune-mente da 48 a 72 – incapsulate in un sandwich generalmente così composto: sul fronte da uno strato vetroso1 e da un foglio di EVA (Etilene Vinil Acetato), sul retro da un ulteriore foglio di EVA nonché da uno strato di materiale, vetroso o polimerico, adatto a conferire una adeguata solidità meccanica complessiva.

Tale sandwich viene riscaldato in forno per garantire la sigillatura dei diversi strati oltre che il passaggio dei fogli di EVA da traslucidi a trasparenti, con opportune modalità per assicurare l’eliminazione delle bolle d’aria eventualmente presenti tra i diversi strati.

Sono attualmente disponibili pannelli di varie dimensioni, con e senza telai di supporto, utilizza-bili come elementi a sé stanti o integrabili nelle coperture e nelle facciate degli edifici.

Le caratteristiche più rilevanti sono riportate nel seguito:

– Dimensioni delle celle· 10 x 10 cm· 12,5 x 12,5 cm· 15 x 15 cm· Rotonde con diametro 12,5 cm o 15 cm

– Tipo di pannello· Pannelli laminati in EVA, PIB, PVB, teflon· Pannelli metallici· Pannelli in vetro

– Materiale di incapsulamento· Film vetroso· Vetro float o stratificato· Film acrilico

Le misure dei pannelli e le tipologie dei materiali possono talvolta essere personalizzate, con un conseguente incremento dei costi e con allungamento dei tempi di consegna. Tali aspetti devono essere adeguatamente considerati nelle valutazioni assicurative, con riferimento sia al loro costo di sostituzione che al periodo di fuori servizio in caso di necessaria sostituzione a seguito di danno.

StrinGhe, campo, impianto fotovoltaico

Collegando in serie un gruppo di pannelli viene realizzata la cosiddetta «stringa», caratterizzata da parametri elettrici adeguatamente definiti. Il parametro base è la tensione di stringa, somma delle tensioni dei singoli pannelli, che deve essere compatibile con l’intervallo di tensione di alimentazione dell’inverter a cui è collegata la stringa stessa.

1 Lo strato trasparente deve essere caratterizzato da buona trasmittanza per favorire il passaggio della luce nonché da una buona resistenza meccanica per resistere all’azione di punzonamento dovuta alla grandine, agli urti, ecc.


Contatore GSE

organi di manovra

pannello

pannello

pannello

pannello

pannello

stringa

scaricatori

pannello

pannello

pannello

pannello

pannello

scaricatori

stringa

inverter

pannello

pannello

pannello

pannello

pannello

stringa

scaricatori

pannello

pannello

pannello

pannello

pannello

scaricatori

stringa

invertertrasformatore

organi di manovracampo

alla rete elettrica

campo

trasformatore


Più stringhe, collegate in parallelo, formano un campo fotovoltaico e alimentano un inverter.

Un impianto fotovoltaico può essere costituito da più campi.

tipoloGie particolari Di pannelli fotovoltaici

Sistema fotovoltaico a concentrazione

Questa tecnologia utilizza sistemi ottici, quali specchi o lenti, per concentrare la luce solare su celle fotovoltaiche di piccole dimensioni, ottenendo quindi un risparmio nei costi delle stesse. Oltre al risparmio di materiale, in questo modo si realizza un incremento di efficienza per effetto della maggior intensità della luce incidente sulla superficie fotovoltaica.

La maggior intensità di luce permette di applicare una tecnologia che prevede la sovrapposizi-one di tre strati di materiale semiconduttore fotovoltaico (GaInP e cioè materiare drogato con gallio, indio e fosforo, oppure GaInAs e cioè materiare drogato con gallio, indio e arsenico), ognuno dei quali è ottimizzato per un diverso intervallo dello spettro di luce, ottenendo quindi una efficienza circa doppia rispetto alle usuali celle fotovoltaiche, intorno al 35%–41%.

Usualmente questo tipo di celle sono assemblate in pannelli che vengono montati su strutture motorizzate su due assi (inclinazione sull’orizzontale e sul verticale) in modo da permettere un ottimale inseguimento del sole e, conseguentemente, una maggior produzione.La tecnologia a concentrazione non è efficiente in condizioni climatiche con prevalenza dell’irraggiamento diffuso, avendo invece una buona performance con l’irraggiamento diretto.

Schematizzazionediimpiantofotovoltaico



Sistema fotovoltaico-termicoQuesta tecnologia unisce in un unico pannello le celle fotovoltaiche per produrre energia elettrica e, posizionati dietro le celle stesse, i captatori di calore per la produzione di acqua calda.La tecnologia non è ancora adeguatamente sviluppata e non esistono al momento specifiche normative tecniche a definizione delle caratteristiche di tale sistema ibrido.

L’efficienza, sia per la parte fotovoltaica che per la parte termica, è inferiore rispetto ai pannelli standard e, ad oggi, viene utilizzata nei casi in cui la superficie disponibile è molto limitata e si voglia produrre entrambe le tipologie di energia rinnovabile.

pannelli semitrasparentiVengono prodotti pannelli trasparenti o semitrasparenti, spesso usati in modo integrato in alcuni sottosistemi degli edifici (facciate, tettoie, vetrate, frangisole, ecc.) applicando un sottilis-simo strato di materiale semiconduttore su supporti di vetro.

Le tipologie di materiali semiconduttori sono a oggi oggetto di intense ricerche ed è quindi da ritenersi probabile un prossimo rilevante sviluppo, sia in termini di efficienza – ad oggi inferiore alle celle fotovoltaiche realizzate con silicio monocristallino o policristallino – sia in termini di supporti utilizzabili.

Ad oggi i materiali semiconduttori più comuni sono:– silicio amorfo (a-Si);– un mix di silicio amorfo e silicio microcristallino (a-Si/µc-Si);– rame, indio e selenio (CIS);– cadmio tellurio (CdTe).

È da tenere in considerazione che, a causa della loro tossicità, alcuni di questi materiali sono oggetto di rilevanti problemi e di notevoli costi al momento del loro smaltimento.

telai Dei pannelli

I pannelli fotovoltaici non destinati ad essere integrati direttamente nell’edificio sono dotati di telaio, in genere in alluminio ma anche, seppur con minor frequenza in materiale ferroso o, recentemente, in materiale plastico. Quest’ultimo materiale, apparso come produzione di serie nel 2009, offre il grande vantaggio di assicurare un ottimo isolamento elettrico che rende superflua la messa a terra. Esiste ancora qualche dubbio sulla sua resistenza ai raggi UV e quindi a oggi viene protetto con opportune verniciature opache.

Il telaio ha lo scopo di rendere possibile il fissaggio del pannello ad apposite strutture di sostegno e deve quindi poter resistere alle sollecitazioni indotte dalle dilatazione termiche, dal vento, dalla neve e simili.

In genere ogni produttore indica le modalità e i punti di fissaggio in modo da garantire la sicu-rezza dell’impianto.

Particolare cura deve essere posta nella realizzazione dei particolari costruttivi del telaio in modo da eliminare eventuali proiezioni di ombre che andrebbero a ridurre la produzione, evitare ristagni di acqua o accumuli di umidità al fine di impedire danni da corrosione e soprattutto per evitare i danni da gelo.



inverter, traSformatori, apparecchiature Di controllo e GeStione

La corrente continua prodotta dai pannelli fotovoltaici deve essere trasformata in corrente alter-nata avente caratteristiche adatte per essere immessa in rete. Per la trasformazione della cor-rente continua in alternata viene utilizzato un dispositivo elettrico chiamato inverter.Ogni impianto fotovoltaico è dotato di uno o più inverter, in funzione del numero dei campi costituenti l’impianto stesso nonché della scelta progettuale a gestione del rischio di interruzi-one della produzione a seguito di guasto.

A bordo dell’inverter o, nel caso di impianto con due o più inverter, con specifica apparecchia-tura separata, deve essere prevista una unità di controllo delle caratteristiche dell’elettricità prodotta, quali la frequenza (50 Hz) e la tensione, in sintonia con la rete a cui è commesso l’impianto. Tale unità di controllo deve essere conforme a specifici standard (in genere lo stan-dard DK-5940 previsto da Enel) e deve rendere possibile l’automatico distacco dell’impianto fotovoltaico allorquando le caratteristiche dell’energia elettrica prodotta non siano adeguate per l’immissione in rete nonché in caso di assenza di tensione di rete. In quest’ultima evenienza infatti deve essere garantito che la rete non venga alimentata per evidenti esigenze di sicurezza del personale che eventualmente opera a riparazione di guasti o per manutenzione.

Salvo che per i piccoli impianti di tipo domestico, è in genere prevista l’installazione di uno o più trasformatori che adattano la tensione di output degli inverter alla tensione di rete.

In taluni casi, di minor potenza, il trasformatore è installato a bordo dell’inverter con lo scopo di ottimizzarne l’efficienza e di ottenere la separazione galvanica tra la rete e i pannelli fotovoltaici limitando il rischio di progressiva riduzione nel tempo della performance dei pannelli fotovol-taici.

Per impianti non di uso domestico, le esigenze del gestore della rete possono anche richiedere l’installazione di dispositivi adatti per la gestione in remoto della connessione dell’impianto fotovoltaico con la rete.

Strutture Di SoSteGno

tipologieI pannelli devono essere installati utilizzando adeguate strutture di sostegno, progettate e realizzate in funzione dell’ambito in cui viene realizzato l’impianto fotovoltaico.

Una prima classificazione delle tipologie di strutture di sostegno può essere individuata nella lista che segue:

– strutture fisse, a terra;– strutture a singolo asse mobile, a terra;– strutture a doppio asse mobile, a terra;– strutture integrate in facciate, tettoie, ombreggiamenti, tetti;– strutture semi-integrate con le strutture del tetto;– strutture non integrate con le strutture del tetto.



Il dimensionamento delle strutture deve tener conto, oltre che del peso proprio, dei carichi derivanti dal vento e dalla neve, in sintonia con le norme vigenti ma ferma ogni ulteriore conside-razione di eventuali situazioni di aggravamento. In particolare va sottolineata la necessaria attenzione per eventuali esposizioni a spinte del vento incrementate per effetto aerodinamico in generale o per puntuali concentrazioni di spinta causate da edifici o altri ostacoli limitrofi.

Ulteriore importante aspetto che deve essere considerato dal progettista è l’insieme delle pro-blematiche legate alla possibile corrosione, sia delle strutture che degli ancoraggi, oltre alla ovvia esigenza di manutenibilità e riparabilità dell’impianto fotovoltaico. L’impianto deve garan-tire una vita operativa intorno ai 25–30 anni e gli aspetti sopra accennati hanno una rilevante importanza.

Sistemi di trackingAl fine di ottenere maggiori produzioni, soprattutto nel caso di utilizzo dei costosi pannelli foto-voltaici ad alto rendimento, come sostegno dei pannelli è possibile utilizzare strutture mobili adatte a seguire il movimento del sole sia nel ciclo diurno che stagionale.

Una prima tipologia di strutture a singolo asse mobile, in genere non motorizzate e quindi di semplice ed economica gestione, rende possibile la variazione dell’angolo di tilt (sull’orizzontale) in modo da seguire in maniera ottimale il variare dell’altezza del sole sull’orizzonte al cambiare delle stagioni. In questo modo, con quattro o cinque riposizionamenti durante l’anno, è possibile incrementare del 4%–6% la produzione di energia elettrica.

Una seconda tipologia di strutture a singolo asse mobile, motorizzate e gestite con adeguati sensori di inseguimento solare automatico, prevede che la struttura di supporto dei pannelli fotovoltaici possa ruotare sull’asse verticale con orientamento ottimale est-ovest durante la giornata, in funzione del posizionamento del sole.

Il sistema di tracking più sofisticato prevede una struttura con mobilità sia sull’asse verticale che sull’asse orizzontale, entrambe motorizzate e gestite con sensori di inseguimento solare automatico, in modo da adeguare la posizione dei pannelli fotovoltaici e di ottenere la massima produzione possibile.

I sistemi di sensori necessari per la gestione automatica hanno un diverso grado di precisione, funzione anche del tipo di pannelli fotovoltaici presenti nell’impianto, e in genere sono ottimiz-zati per individuare la direzione di provenienza della maggior intensità di radiazione luminosa, combinando la radiazione solare diretta con la radiazione riflessa e quella diffusa. Per tale motivo, nel caso per esempio di elevata riflessione di radiazione dovuta alla presenza di cumuli nuvo-losi, talvolta i pannelli sono orientati in direzione che potrebbe sembrare innaturale ed errata.

irraGGiamento

L’intensità della radiazione solare al suolo dipende da una serie di fattori legati alla posizione geografica, alla meteorologia, alla stagionalità nonché alla giacitura della superficie captante.

L’irraggiamento globale da considerare per il fotovoltaico è la somma dell’irraggiamento diretto, diffuso e riflesso.

L’irraggiamento diretto è funzione della quantità di radiazione proveniente dal sole, sostanzial-mente costante salvo che per le fluttuazioni dovute all’ellitticità dell’orbita terrestre e ai feno-meni solari (p. es. macchie solari), nonché per l’effetto filtro causato dall’atmosfera terrestre.Per tener conto di quest’ultimo effetto si è definita la massa d’aria unitaria AM1 (Air Mass 1) e cioè lo spessore di atmosfera standard attraversato dalla radiazione solare in direzione perpen-dicolare alla superficie terrestre, al livello del mare. La prova standard per i moduli fotovoltaici prevede venga considerato un angolo di elevazione solare sull’orizzonte pari a 42 gradi a cui



consegue uno spessore dell’atmosfera pari a 1,5 volte la AM1 (quindi, in gergo, AM1,5). Oltre allo spessore d’aria attraversato devono essere considerati anche gli effetti delle polveri e dei liquidi contenuti nell’atmosfera nonché delle nuvole. L’irraggiamento diffuso, parte importante nella stagione invernale, è composto dalla componente di radiazione luminosa che permea l’ambiente in cui è posizionata la superficie captante.

L’irraggiamento riflesso è in larga parte costituito dalla componente di riflessione causata dalla presenza di corpi nuvolosi che per posizione non impediscono l’irraggiamento diretto della superficie captante ma che reindirizzano verso la stessa parte dell’irraggiamento ricevuto, non-ché dalla riflessione della luce causata da terreno, edifici e simili, presenti sul contorno della superficie captante. Questa seconda componente dell’irraggiamento riflesso viene definita dall’«albedo» che, come evidente dalla tabella che segue, varia notevolmente al cambiare delle condizioni al contorno.

Tipologiamaterialedicontorno CoefficientedialbedoErba 0,20–0,26Neve fresca 0,75Asfalto (asciutto) 0,09–0,15

Gli strumenti di misura dell’irraggiamento, chiamati solarimetri, sono sostanzialmente di due tipologie. Per una misura più precisa è necessario l’utilizzo di piranometri che funzionano misu-rando la differenza di tensione tra due termocoppie, la prima esposta verso l’atmosfera e la seconda, al buio, posizionata sul lato opposto. La precisione è dell’ordine di +/–1%–2% e il prezzo non è trascurabile. La seconda tipologia si basa su una piccola cella fotovoltaica, ha un costo inferiore ma ha una precisione di misura intorno a +/–5%–6%.

L’irraggiamento riferito a uno specifico sito può essere stimato utilizzando varie fonti, con diffe-renti livelli di precisione, per la sola radiazione solare o per la radiazione complessiva che com-prende anche la radiazione luminosa diffusa.



PVGIS (Photovoltaic Geografical Information System) copre l’intera Europa, l’Africa e parte dell’Asia, e offre indicazioni relative all’irraggiamento medio su base mensile con una risoluzione massima di singole aree di 1 km.

Satel-light (www.satel-light.com) fornisce dati relativi all’Europa utilizzando i satelliti Meteosat con risoluzione di singole aree con dimensioni 2,5 x 2,5 km e con indicazione dell’irraggiamento medio ogni 30 minuti.

Per i dati inerenti al territorio italiano sono anche disponibili le indicazioni elaborate da UNI e da ENEA, ricavate da misurazione di stazioni di rilevamento terrestri interpolate tra loro.

Le valutazioni da osservazioni satellitari hanno un’accuratezza in genere non elevata, con possi-bilità di errore fino al 10%–15% del valore misurato, a causa di copertura nuvolosa, riflessione del suolo e polverosità dell’aria. Le stazioni di misurazione a terra hanno una maggior precisione ma i valori stimati per i siti non adiacenti al punto di osservazione possono risentire notevol-mente dell’imprecisione del modello di interpolazione e delle specificità del microclima locale.

performance Dell’impianto fotovoltaico

La performance dell’impianto fotovoltaico viene valutata considerando le performance delle singole parti che lo compongono nonché della loro più o meno efficiente interrelazione.Tale valutazione viene utilizzata per la stima della produzione potenziale di energia elettrica in un periodo, in genere un anno, al punto di misura (contatore) installato dal gestore di rete.

I fattori più rilevanti sono i seguenti:

Irraggiamento +/–10%Mismatching (divergenza rispetto ai dati da 1,5% a 4,0% di targa per difetti di fabbricazione/difetti di montaggio/squilibrio di esposizione all’irraggiamento dei pannelli di una stessa stringa, ecc.)Sporcamento dei pannelli da 1,0% a 2,0% (con pulizia periodica)Degrado annuale dei pannelli da 0,5% a 1,0% per annoEfficienza dell’inverter da 2,5% a 4,5%Perdite linee in corrente continua da 0,8% a 1,2%Perdite linee in corrente alternata da 0,1% a 1,5%Consumo interno (ventilazione, tracking, ecc.) da 0,0% a 0,5%Perdite trasformatore da 1,2% a 1,5%



fattori Di riSchio, cauSe Di Danno e Di minor performance

Degrado progressivo da invecchiamento

La letteratura tecnica porta in evidenza che le tipologie di celle fotovoltaiche a oggi in produzione sono oggetto di un progressivo degrado. L’entità del degrado differisce tra le diverse tipolo-gie di materiali sia per andamento nel tempo che in termini quantitativi. Le celle in silicio monocristallino, e similmente quelle in silicio policristallino, sono caratterizzate da un degrado dell’efficienza iniziale, durante il primo anno di vita, intorno al 2%, stabilizzandosi poi su un livello a oggi stimato tra lo 0,3% e lo 0,9% per anno. Il silicio amorfo evidenzia un degrado più costante stimato tra lo 0,7% e lo 0,9% per anno.

Le valutazioni sono fortemente soggette a incertezza valutativa, sia per il relativamente breve periodo di osservazione sul campo, sia per la volatilità dell’efficienza iniziale. In merito a questo aspetto deve essere ricordato che in commercio esistono pannelli con diversi livelli di efficienza iniziale garantita, non solo per il valore assoluto ma anche per la relativa variabilità. Tale incertezza di valutazione impone la commercializzazione dei pannelli con evidenza di una possibile variazione della potenza di picco iniziale rispetto alla potenza nominale, in alcuni casi indicata tra 0 e +5%, in altri casi indicata tra –5% e +5%. Ciò contribuisce all’incertezza di misurazione e di valutazione del degrado dell’efficienza effettiva.

Da segnalare i risultati ottenuti dal centro sperimentale di ISPRA che ha rilevato, dopo 22 anni di funzionamento, una efficienza residua vicina al 90%, quindi con degrado annuo pari a circa lo 0,5%.

Il degrado dell’efficienza del pannello è anche legato ad alcuni effetti di invecchiamento dei materiali con i quali è realizzato il sandwich in cui sono incapsulate le celle fotovoltaiche. Nel caso di presenza di EVA (Etilene Vinil Acetato), molto frequentemente usato, è stato dimostrato sperimentalmente che il materiale subisce una decomposizione parziale per effetto dei raggi UV e, come conseguenza, deve essere considerata una progressiva sua opacizzazione.

Anche il tipo di inverter può incidere sul degrado della performance. Alcuni studi hanno dimostrato che l’uso di inverter privi di trasformatore, quindi non galvanicamente isolati, crea una riduzione di conduttività elettrica a causa dell’aumento del flusso degli ioni di sodio (spesso contenuto nelle parti vetrose), in particolare per pannelli basati su tecnologia thin film.

Anche il microclima locale è frequente causa di degrado. La presenza di polveri, prodotti ammo-niacali (frequenti in agricoltura), piogge acide, possono portare alla graduale opacizzazione dello strato esterno di protezione con conseguente progressivo degrado della performance.



hot spotI cosiddetti hot spot si formano quando piccole o grandi aree dei pannelli vengono coperti da materiale opaco, per esempio guano di uccelli, foglie, neve o simili, oppure a causa dell’opacizzazione del materiale di protezione della cella fotovoltaica. Una cella fotovoltaica par-zialmente o totalmente coperta si comporta come un interruttore aumentando la sua resistenza ohmica, ma essendo tale cella collegata in serie con altre celle, essa viene «forzata» e quindi riscaldata dalla corrente prodotta da tali altre celle esposte alla luce. Tale fenomeno può essere così potente da causare danni al pannello ed innescare incendi.

I moderni pannelli, per limitare tale rischio, sono dotati di due o più diodi che impedendo la cir-colazione di correnti inverse prevengono la formazione di hot spot.

DelaminazionePer delaminazione si intende il distacco di uno o più strati del sandwich costituente il pannello in cui sono incapsulate le celle fotovoltaiche. Tale fenomeno comporta una drastica riduzione della capacità di produzione del pannello e porta in genere alla necessaria sostituzione dello stesso.

Le origini di tale tipo di danno possono essere in genere attribuite a varie causali, chimiche o fisiche. Tra le più frequenti sono le autotensioni interne tra i diversi strati del sandwich che costituisce il pannello, dovute a difetti di fabbricazione, rottura di catene molecolari a causa di aggressivi chimici, elevate temperature di esercizio, ecc..

Fortunatamente, a seguito del miglioramento della qualità nella produzione dei pannelli e nei materiali utilizzati per la loro fabbricazione, tale fenomeno è in via di forte riduzione.

contatti elettriciUna parte molto importante, che incide in maniera significativa sull’efficienza nel tempo dei pannelli fotovoltaici, sono i cavi con i relativi connettori nonché le scatole contenenti i contatti elettrici.

Usualmente il circuito elettrico costituito dalle celle fotovoltaiche, inserite nel sandwich del pannello, viene connesso con la parte esterna dell’impianto tramite apposite scatole poste nella parte inferiore del pannello e quindi in una zona ragionevolmente protetta dagli stillicidi e dall’umidità.

È comunque da considerare come un importante fattore di rischio – sia per l’efficienza dell’impianto che per la sicurezza delle persone – la non corretta o non duratura sigillatura della foratura del pannello attraverso la quale il circuito elettrico interno viene messo in connessione con la parte esterna. Allo stesso modo sono da considerare potenzialmente critici i connettori dei cavi di collegamento tra i diversi pannelli di una stringa, che sono soggetti a sollecitazioni termiche, meccaniche e chimiche.

Per tutti i componenti deve essere previsto come minimo un livello di protezione IP54 mentre specificatamente per i connettori devono essere rispettate anche le seguenti regole:– esistenza di un blocco fisico da disattivare prima della disconnessione;– elevata resistenza meccanica, valida anche dopo ripetute manovre di connessione e

disconnessione;– elevata capacità di isolamento elettrico (si impone sostanzialmente il doppio isolamento);– non raggiungibilità della parte in tensione, anche in caso di connettore aperto;– elevata resistenza alle sollecitazioni derivate dall’ambiente, in particolare

· per i raggi UV;· per le temperature (–55 °C/+150 °C);· per umidità e/o pioggia.



resistenza alla grandineIn sintonia con le normative dei Paesi europei, i pannelli sono fabbricati con caratteristiche adatte a resistere alle normali sollecitazioni indotte dalla grandine, senza subire guasti, rotture o degrado accelerato (punzonamento).

I pannelli sono testati mediante il metodo di prova previsto dalla normativa europea EN IEC 61721, che prevede una prova di urto standard provocato da un pendolo a cui è attaccata una sfera di acciaio del diametro di 40 mm che cade da un metro di altezza.

resistenza al ventoLa sollecitazione del vento sulle strutture e sui pannelli deve essere considerata come uno degli aspetti a cui è associata una potenziale maggior vulnerabilità per gli impianti fotovoltaici.

La statistica riporta ormai in maniera chiara che, in caso di eventi ventosi di rilevante ma non ormai poco frequente intensità, gli impianti con strutture fisse e ancor più quelli con strutture mobili motorizzate sono soggetti a danni notevoli. Ciò anche nell’ipotesi che i sistemi di sicu-rezza normalmente installati negli impianti con strutture mobili motorizzate, che prevedono il posizionamento in orizzontale dei pannelli in caso di vento oltre una certa velocità, funzionino regolarmente.

Nel caso di impianti fotovoltaici installati su edifici – in modo integrato, semi-integrato o non integrato – o comunque realizzati in ambiti abitati, la capacità di resistere a eventi ventosi di rilevante intensità assume ancor più importanza a causa della ovvia necessità di sicurezza dovuta alla presenza di persone.

Nella valutazione, sia orientata al piano finanziario per l’ammortamento dell’investimento, sia dal punto di vista meramente assicurativo, deve essere considerata l’ipotesi che durante la vita operativa dell’impianto accadano uno o più eventi dannosi dovuti al vento, con grado di danno non trascurabile.

La necessità di garantire una adeguata resistenza al vento, anche in considerazione dell’incremento di frequenza di eventi estremi a causa del mutamento climatico in atto, deve spingere committenti e progettisti a definire nuovi e più performanti requisiti delle strutture a minimizzazione del rischio.

Effetti di un fulmine su un impianto fotovoltaico


rischio

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fulminazioni e sovratensioniGli impianti fotovoltaici sono potenzialmente soggetti a fulminazioni o sovratensioni a causa di:– azione diretta o indiretta del fulmine;– sovratensione causata da elettricità induttiva;– accensione di macchine elettriche.

La protezione contro l’effetto dei fulmini è realizzata normalmente, almeno nei siti esposti a tale rischio e in sintonia con la normativa, mediante appositi captatori collegati a terra.La protezione contro le sovratensioni, anche quelle indotte da un fulmine che si scarica entro un raggio di 800–1000 metri dall’impianto fotovoltaico, si realizza con una adeguata progettazione e realizzazione della parte di impianto in corrente continua, che deve prevedere anche l’installazione di scaricatori a protezione della corrente induttiva.

In linea generale, se l’impianto fotovoltaico è installato su un edificio per il quale la normativa prevede l’installazione di un parafulmine, deve essere verificato che anche l’impianto fotovol-taico ne sia protetto, evitandone accuratamente la connessione elettrica o l’eccessiva vicinanza.

Guasti elettrici a inverter e trasformatoriIl rateo di guasto degli inverter e dei trasformatori, come macchine elettriche, è da tempo valu-tato e statisticato da produttori e assicuratori. Pur essendo difficile dare una indicazione speci-fica a causa della notevole varietà e qualità degli inverter e dei trasformatori attualmente in commercio, del numero di ore di funzionamento, delle sollecitazioni indotte e del livello della manutenzione, l’indice di guasto varia da 0,09 guasti per anno a 0,2 guasti per anno. Conse- guentemente l’MTBF (Mean Time Between Failure) che può essere indicato, in generale, è tra i cinque e gli otto anni di esercizio e tendenzialmente esteso fino a 10 anni con la opportuna manutenzione. È quindi da sottolineare che l’assicuratore si deve attendere un ammontare dei danni da guasto non trascurabile rispetto all’ammontare totale dei danni.

Andamento del rischio di guasto alle macchine elettriche nei primi 10 anni di esercizio

Periodo di garanzia del fornitore

MTBF delle macchine elektriche

Andamento des rischio

Andamento des rischio in presenza della garanzia contra ttuale del fornitore



Le principali cause di guasto sono le seguenti:

– temperatura di esercizio troppo elevata (spesso a causa della non adeguata ventilazione dei locali in cui sono installati gli inverter ed i trasformatori);

– non adeguato isolamento elettrico;– utilizzo sistematico in regime elettrico vicino ai limiti massimi ammissibili;– accumulo di polvere, anche per effetto elettrostatico;– corrosione elettrolitica;– condense causate da variazioni di umidità e temperatura.

La valutazione assicurativa, con riferimento ad analoghe macchine utilizzati in altri campi industriali, deve anche tener conto dell’aggravamento di rischio legato ai frequenti transitori di funzionamento causati dalla notevole variabilità dell’irraggiamento solare e quindi della produ-zione.

incendioPer gli impianti fotovoltaici installati sulla copertura di edifici, la valutazione del rischio incendio deve tener in conto delle loro caratteristiche di resistenza al fuoco, sia per quanto riferibile alle strutture verticali che a quelle orizzontali, e dell’esposizione al rischio dovuta ai diversi tipi di attività produttive svolte all’interno degli edifici stessi. Ciò in aggiunta al rischio incendio pro-prio dell’impianto e in particolare delle sue macchine elettriche e delle cause esogene.

Per gli impianti fotovoltaici installati a terra, la valutazione del rischio deve considerare la possi-bilità di coinvolgimento in eventuali incendi boschivi e del territorio. È sufficiente il fronte di fuoco causato dalla combustione di erbacce, frequentemente presenti sul terreno del campo fotovoltaico, per degradare in modo rilevante le caratteristiche di isolamento delle componenti elettriche posizionate sotto i pannelli, con conseguente danno totale degli stessi.

È da rilevare che le opere di spegnimento comportano particolari difficoltà in quanto la parte dell’impianto a monte dell’inverter (pannelli, cavi di collegamenti e quadri in corrente continua) durante le ore diurne rimane in tensione, con conseguente difficoltà di intervento con mezzi estinguenti normali. Tale aspetto deve essere considerato anche come aggravamento del rischio per l’edificio sul tetto del quale è posizionato l’impianto fotovoltaico.

alluvioneGli impianti fotovoltaici sono esposti al rischio alluvione, soprattutto per quanto riferibile a mac-chine elettriche, inverter e trasformatori, oltre che a componentistica elettromeccanica ed elettronica di controllo.

Fulminazione di un quadro elettrico a seguito di una sovracorrente



Altro fattore di rischio è individuabile nella possibilità che materiale fangoso trasportato dalle acque invada le canaline portacavi, con conseguenti notevoli oneri per i lavori di pulizia degli stessi, pulizia che spesso comporta lo sflilamento dei cavi con conseguente interruzione della produzione e potenziale danneggiamento dell’isolamento dei cavi stessi.

È buona norma di prevenzione collocare le macchine elettriche e i quadri di controllo in posizi-one rialzata rispetto al terreno, nonché riportare la parte terminale delle canaline a una altezza adeguata, fissandola sulla struttura delle stringhe. La chiusura dei pozzetti e simili deve essere adeguata per impedire l’allagamento interno.

terremotoGli impianti fotovoltaici posizionati a terra non sono particolarmente esposti al rischio di terremoto, data la semplicità delle strutture utilizzate per il posizionamento dei pannelli. Le macchine elettriche, normalmente collocate in semplici fabbricati, sono soggette a un livello di rischio legato alle caratteristiche antisismiche di tali costruzioni.

Per gli impianti posizionati sulla copertura di un edificio l’esposizione al rischio terremoto è invece più elevata, diretta funzione delle caratteristiche antisismiche delle strutture dell’edificio stesso. Particolare attenzione va posta alla valutazione delle modalità e tempistiche di riparazione dei danni alle strutture. In taluni casi potrebbe essere necessario lo smontaggio dell’im-pianto fotovoltaico, per consentire l’esecuzione di tali lavori di riparazione, e il suo rimontaggio al termine degli stessi. Ciò è ancor più rilevante in caso di completa integrazione dei pannelli fotovoltaici nella copertura o negli elementi di facciata. In quest’ultimo caso lo smontaggio e il rimontaggio, o almeno la messa fuori servizio dell’impianto, potrebbero rendersi necessari anche nel caso di limitate lesioni alle pareti esterne dell’edificio.

Questi aspetti, oltre che essere adeguatamente indagati e valutati, devono essere in genere gestiti con opportune normative di polizza per l’eventuale ammissibilità a indennizzo (o esclusi-one) di tali spese, con maggior rilievo per quanto inerente il danno indiretto.

In considerazione della la sismicità del territorio italiano, in particolare delle aree con maggior densità di impianti fotovoltaici, un ulteriore aspetto da considerare e gestire è il cumulo di rischio in caso di sisma.

coperture aSSicurative per impianti fotovoltaici

fase di montaggio

PolizzaEAR

– Illustrazione della copertura assicurativa

La copertura assicurativa per i danni materiali che possono verificarsi durante la fase di montaggio di un impianto fotovoltaico non si differenzia sostanzialmente dalla formulazione standard. È buona prassi strutturare la polizza con modalità adatte per una gestione separata delle garanzie a copertura dei danni da atti dolosi di terzi, con adeguata normativa a gestione delle necessarie misure di prevenzione.



– Lista di controllo minima per la valutazione del rischio

· Fenomeni naturali

Terremoto (su edificio/zona sismica/caratteristiche antisismiche edificio)

Alluvione (a terra/morfologia terreno/posizionamento stoccaggi materiali/posizionamento macchine elettriche)

Vento (a terra/fisso/mobile/attivazione protezione – su edificio – /tipologia posizionamento) Grandine

· Atti dolosi di terzi

Valore materiali a piè d’opera

Misure di prevenzione effettivamente attivate

Ubicazione/contesto sociale

· Incendio

Su edificio (tipologia edificio/attività produttiva)

A terra (stagionalità/contorno territorio/misure di prevenzione – strisce tagliafuoco)

· Esperienza/organizzazione appaltatore e subappaltatori

· Maggiori costi per smaltimento pannelli danneggiati

· Esposizione RCT (su edificio: ambito urbanizzato)

PolizzaAlop


La copertura assicurativa per i danni indiretti da ritardo nell’inizio dell’attività di produzione si differenzia dalla polizza Alop o DSU standard a causa della ciclicità della capacità di produzione legata all’andamento stagionale dell’irraggiamento solare. Viene fatto riferimento:

· alla capacità produttiva dell’impianto nel periodo immediatamente seguente la data prevista per il termine dei lavori di montaggio, in quanto la differenza tra la massima e la minima pro-ducibilità per effetto del ciclo stagionale è particolarmente rilevante;

· alla tariffa incentivante riconosciuta allo specifico impianto e, nel caso di autoconsumatori, dei costi di acquisto di energia da fornitori esterni.

In genere viene escluso il danno da ritardo causato dalla non disponibilità di pannelli fotovol-taici o altri materiali necessari per la riparazione/ricostruzione.

– Lista di controllo per l’esposizione al rischio

· Nel caso di auto-consumatori, regime contrattuale (contratto definito o da definire) e costi di acquisto energia da fonti esterne

· Cronologia delle operazioni di montaggio

· Tempo di consegna di pannelli, inverter, trasformatori a seguito di sinistro (a magazzino dell’appaltatore/a magazzino del fornitore in Italia, da produrre/importare)



fase di esercizio

PolizzaDanniMaterialiall’impianto,conGuastoMacchine


La formulazione della polizza a copertura dei danni materiali all’impianto fotovoltaico può essere strutturata in diverse forme, in funzione della tipologia degli impianti a cui la copertura è finalizzata oltre che a diverse valutazioni di marketing.

Per gli impianti di dimensioni medio-grandi lo standard di mercato si riferisce a una polizza strutturata su base All Risks, con garanzie definite separatamente per la copertura Guasti Macchine, Atti dolosi di terzi, RCT.

La garanzia Guasti Macchine deve essere formulata con l’opportuno clausolario per la gestione della manutenzione delle macchine ed il loro progressivo degrado (MTBF a 5–7 anni).


· Fenomeni naturali Terremoto (su edificio/zona sismica/caratteristiche antisismiche edificio)

Alluvione (a terra/morfologia terreno/posizionamento macchine elettriche/posizionamento parti terminali delle canaline portacavi)

Vento (a terra – su edificio/tipologia posizionamento)

Grandine

· Atti dolosi di terzi Misure di prevenzione effettivamente attivate

Ubicazione/contesto sociale

· Incendio Su edificio (tipologia edificio ed attività produttiva)

A terra (stagionalità/contorno territorio/misure di prevenzione – strisce tagliafuoco)

· Gasti Macchine Tipologia di macchine/ore di funzionamento/MTBF stimato

Esistenza e tipologia del contratto di manutenzione

· Maggiori costi per smaltimento pannelli danneggiati

· Esposizione RCT (su edificio/ambito urbanizzato)

PolizzaDanniindirettiaseguitodidannomateriale


La copertura assicurativa per i danni indiretti si differenzia rispetto allo standard a causa della ciclicità della produzione legata all’andamento stagionale. Viene fatto riferimento:

· alla capacità produttiva dell’impianto nel periodo di interruzione della produzione, funzione dell’andamento ciclico stagionale dell’irraggiamento solare;

· alla tariffa incentivante riconosciuta allo specifico impianto e, nel caso di auto-consumatori, dei costi di acquisto di energia da fornitori esterni.



In alcuni casi viene escluso il danno conseguente ad atti dolosi di terzi.

– Lista di controllo per l’esposizione al rischio · Nel caso di auto consumatori: regime contrattuale (contratto definito o da definire) e costi di

acquisto energia da fonti esterne · Se su edificio: tempo di ricostruzione per incendio, terremoto e simili · Tempo di consegna di pannelli, inverter, trasformatori a seguito di sinistro (a magazzino del

fornitore in Italia, da produrre/importare)

PolizzaDanniIndirettidaminorirraggiamentosolareperavversoandamentoclimatico


La copertura assicurativa per i danni indiretti a seguito di minor irraggiamento solare è una copertura assicurativa di nuova e specifica formulazione per gli impianti fotovoltaici, ed è par-ticolarmente utile a sostegno delle garanzie di pagamento delle rate di finanziamenti utilizzati per la realizzazione dell’impianto assicurato, oppure a garanzia del suo rendimento finan-ziario.

Il pagamento dell’eventuale indennizzo viene previsto al termine di ogni annualità assicura-

tiva, ferma la possibilità di definire contrattualmente le modalità di assicurazione della minor produzione riferibile a un periodo più lungo, fino a cinque o più anni.


· Ubicazione dell’impianto (andamento climatico rispetto alla media della zona)

· Qualità della valutazione della producibilità (irraggiamento di progetto/produzione attesa)

· Valutazioni della due diligence tecnica

· Qualità degli strumenti di misura (piranometri/celle di riferimento/misurazioni satellitari)

SilvanoBonelli


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