Incentivazioni Fotovoltaico 2015_16 II

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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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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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%


Energia elettrica totale annua prodotta 4307 kWh (=2584 kWh + 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




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


Energia elettrica totale annua prodotta 26689 kWh (=16013kWh + 10676kWh)



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




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


Energia elettrica totale annua prodotta 26689 kWh (=16013kWh + 10676kWh)



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




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


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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.

A li i ti di i tt bi t l


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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.

Incentivazioni Fotovoltaico 2015_16 II

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