Un impianto fotovoltaico è un impianto elettrico costituito essenzialmente da più moduli fotovoltaici, i quali sfruttano l’energia solare per produrre energia elettrica mediante effetto fotovoltaico.

Gli impianti fotovoltaici sono generalmente suddivisi in due grandi famiglie:

• impianti “grid-connect”: sono impianti connessi ad una rete di distribuzione esistente e gestita da terzi;
• impianti “ad isola” (detti anche “stand-alone”): non sono connessi a alcuna una rete di distribuzione, per cui sfruttano direttamente sul posto l’energia elettrica prodotta.

Impianti fotovoltaici a isola

Un esempio di piccolo impianto a isola formato da due soli moduli

Questa famiglia identifica quelle utenze elettriche isolate da altre fonti energetiche, come la rete nazionale in C.A., che si riforniscono da un impianto fotovoltaico elettricamente isolato ed autosufficiente.

I principali componenti di un impianto fotovoltaico a isola sono generalmente:

• Campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;
• Regolatore di carica, deputato a stabilizzare l’energia raccolta e a gestirla all’interno del sistema;
• Batteria di accumulo, costituita da una o più batterie ricaricabili opportunamente connesse (serie/parallelo) deputata/e a conservare la carica elettrica fornita dai moduli in presenza di sufficiente irraggiamento solare per permetterne un utilizzo differito da parte degli apparecchi elettrici utilizzatori.
• Inverter altrimenti detto convertitore C.C./C.A., deputato a convertire la tensione continua (DC) in uscita dal pannello (solitamente 12 o 24 volt) in una tensione alternata (AC) più alta (in genere 110 o 230 volt per impianti fino a qualche kW, a 400 volt per impianti con potenze oltre i 5 kW)

Il campo fotovoltaico in genere impiegato per gli impianti ad isola è ottimizzato per una specifica tensione di sistema, valutata in fase di progettazione. Le tensioni più utilizzate sono 12 o 24 V. Conseguentemente, dato che la maggior parte dei moduli fotovoltaici utilizzati in questa tipologia di impianti ha tensioni in uscita pari a 12 o 24 V, le cosiddette stringhe elettriche che formano il campo sono costituite da pochissimi moduli, fino al limite del singolo modulo per stringa. In quest’ultimo caso, in pratica, il campo fotovoltaico è costituito da semplici paralleli elettrici tra moduli, dotati di diodi di stringa per la protezione dalle cosiddette correnti inverse di cui tratteremo più oltre.

Il regolatore di carica è un dispositivo elettronico che possiede le seguenti funzionalità minime:

• sezionamento automatico del campo fotovoltaico (inteso come insieme di tutti i moduli) dalla batteria di accumulatori nel caso in cui la tensione erogata dai moduli sia inferiore a quella minima di ricarica degli accumulatori (cielo molto coperto, notte, guasti, interruzioni per manutenzioni ecc.) in questo caso i moduli si comporterebbero come dei carichi scaricando gli accumulatori;
• sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di ricarica completa ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori;
• sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di scarica totale di questi ultimi (batteria ormai esaurita) ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori;

L’accumulatore è in genere costituito da monoblocchi, o elementi singoli specificamente progettati per cariche e scariche profonde e cicliche. Negli impianti che devono garantire continuità di servizio anche alle più severe condizioni non sono, in genere impiegati accumulatori per uso automobilistico, che pur funzionando a dovere hanno bassa “vita utile” ossia tollerano un minor numero di cicli di carica e scarica rispetto ad accumulatori progettati e costruiti appositamente per questa tipologia di impiego. Nel caso di installazioni degli accumulatori su palo o in altezza (per es. pubblica illuminazione) non possono essere utilizzati accumulatori per uso automobilistico in quanto eventuali perdite di elettrolita (che è costituito da una soluzione altamente corrosiva) persone, animali e cose potrebbero riportare seri danni. In queste installazioni si utilizzano appositi accumulatori nel quale l’elettrolita liquido è sostituito da uno speciale gel.

Impianti fotovoltaici connessi alla rete

Radiazione Solare Italia

Questa famiglia identifica quelle utenze elettriche già servite dalla rete nazionale in AC, ma che immettono in rete la produzione elettrica risultante dal loro impianto fotovoltaico, opportunamente convertita in corrente alternata e sincronizzata a quella della rete.

I principali componenti di un impianto fotovoltaico connesso alla rete sono:

• campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;
• inverter, deputato a stabilizzare l’energia raccolta, a convertirla in corrente alternata e ad iniettarla in rete;
• quadristica di protezione e controllo, da situare in base alle normative vigenti tra l’inverter e la rete che questo alimenta.
• componente spesso sottovalutata, i cavi di connessione, che devono presentare un’adeguata resistenza ai raggi UV ed alle temperature.

Caratteristiche dell’impianto

Celle solari di un impianto fotovoltaico

La potenza nominale di un impianto fotovoltaico si misura con la somma dei valori di potenza nominale di ciascun modulo fotovoltaico di cui è composto il suo campo, e l’unità di misura è il chilowatt (simbolo: kW).

La superficie occupata da un impianto fotovoltaico è in genere poco maggiore rispetto a quella occupata dai soli moduli fotovoltaici, che richiedono, per la tecnologia policristallino e monocristallino, circa 8 m² / kW (se esposti a Sud) ai quali vanno aggiunte eventuali superfici occupate dai coni d’ombra prodotte da ostacoli tipo (camini antenne TV ecc.),se montati in modo complanare alle superficie, invece se montati in modo non complanare si deve tenere conto dell’ombra che gli stessi pannelli producono e quindi la superficie impiegata è di circa 20 m²/kW. Da osservare che ogni tipologia di cella ha un tipico “consumo” in termini di superficie, con le tecnologie a silicio amorfo oltre i 20 m² / kW e 9 m² / kW per la tecnologia CIS. Negli impianti su terreno o tetto piano, è prassi comune distribuire geometricamente il campo su più file, opportunamente sollevate singolarmente verso il sole, in modo da massimizzare l’irraggiamento captato dai moduli. Queste file vengono stabilite per esigenze geometriche del sito di installazione e possono o meno corrispondere alle stringhe.

In entrambe le configurazioni di impianto, ad isola o connesso, l’unico componente disposto in esterni è il campo fotovoltaico, mentre regolatore, inverter e batteria sono tipicamente disposti in locali tecnici predisposti.

Inoltre per massimizzare la captazione dell’irraggiamento solare si progettano e si realizzano sempre più moduli fotovoltaici ad ‘inseguimento’ solare che adattano cioè l’inclinazione del pannello ricevente all’inclinazione dei raggi solari durante il giorno e la stagione.

La prassi vuole che gli impianti fotovoltaici vengano suddivisi per dimensione in 3 grandi famiglie, con un occhio di riguardo soprattutto a quelli connessi alla rete:

• Piccoli impianti: con potenza nominale inferiore a 20 kW;
• Medi impianti: con potenza nominale compresa tra 20 kW e 50 kW;
• Grandi impianti: con potenza nominale maggiore di 50 kW.

Questa classificazione è stata in parte dettata dalla stessa normativa italiana del Conto energia, tuttavia il 2° Conto Energia (febbraio 2007) definisce tre nuove tariffe incentivanti: da 1 a 3 kW, da 3 a 20 kW e oltre i 20 kW. Con l’entrata in vigore del 4° Conto Energia (maggio 2011) vi è stato un’ennesima modifica alla normativa: la tariffa corrispondente per il 2012 è divisa per fasce di potenza, impianti su edifici od altri impianti e per semestre, es. nel I° semestre per impianti su edificio fino a 3 kW avremo una tariffa pari a € 0,274. Le nuove fasce per gli impianti su edificio sono: da 1 a 3 kW, da 3 a 20 kW, da 20 a 200 kW (limite Scambio Sul Posto), da 200 kW a 1MW (limite piccoli), da 1 a 5MW e oltre i 5MW.

L’Stmg e il Testo Unico della Produzione Elettrica definisco i criteri di allacciamento per impianti fotovoltaici superiori a 1 kWp fino ad impianti di grandi dimensioni.

BIPV

Un impianto BIPV a facciata

Una menzione a parte va al cosiddetto BIPV, acronimo di Building Integrated PhotoVoltaics, ovvero Sistemi fotovoltaici architettonicamente integrati. L’integrazione architettonica si ottiene posizionando il campo fotovoltaico dell’impianto all’interno del profilo stesso dell’edificio che lo accoglie. Le tecniche sono principalmente 3:

• Sostituzione locale del manto di copertura (es. tegole o coppi) con un rivestimento idoneo a cui si sovrappone il campo fotovoltaico, in modo che questo risulti affogato nel manto di copertura;
• Impiego di tecnologie idonee all’integrazione, come i film sottili;
• Impiego di moduli fotovoltaici strutturali, ovvero che integrano la funzione di infisso, con o senza vetrocamera.

I costi per ottenere un impianto BIPV sono più alti rispetto a quello tradizionale, ma il risultato estetico è talmente pregevole che la normativa stessa del Conto energia li tutela e valorizza, riconoscendo una tariffa incentivante sensibilmente più elevata.

Fattibilità su larga scala

Una centrale fotovoltaica da 500 kWp

Le stime del consumo elettrico italiano per il 2008 sono di 339,5 TWh (miliardi di kWh)

Nel 2008 in Italia sono stati prodotti circa 58 TWh da fonti rinnovabili, la maggior parte dei quali (41,6 TWh) da fonte idroelettrica, in seconda battuta (5,96 TWh) da biomassa e rifiuti, da fonte geotermica (5,52 TWh), e da centrali eoliche (4,86 TWh). Per il fotovoltaico, al termine del 2010, risultava installata una potenza di picco pari a 3470 MW, con una produzione di 1,9 TWh, valore quasi triplicato rispetto ai 0,67 TWh prodotti nel 2009.^[3] Al 27 maggio 2011, secondo AtlaSole risultano operativi circa 5600 MWp di cui oltre 900 MWp in Puglia.^[4]

Il principale ostacolo all’installazione di questo tipo di impianti è stato, per lungo tempo, l’alto costo degli impianti stessi e di conseguenza dell’energia prodotta. Tali limiti sono stati largamente compensati negli ultimi anni dalla produzione in più larga scala, conseguenza diretta dell’incentivazione offerta alla produzione di energia solare che ha portato ad un sostanziale abbattimento dei costi.

La ricerca sul silicio amorfo ha dato risultati inferiori alle aspettative, mentre risultati migliori sono stati ottenuti, in via sperimentale su diversi altri materiali (diseleniuro di indio e rame CiS, tellururo di cadmio, ecc.) che però pongono problemi sulla loro disponibilità in termini di materie prime su larga scala.^{[senza fonte]} Secondo altri studi (effettuati nel 2004), per coprire il consumo energetico elettrico italiano sarebbero necessari 1.861 km²^[5] pari allo 0,62% del territorio italiano (supponendo 1500 ore di insolazione all’anno che generi la potenza di picco e 8 m² per kWp).

Molte speranze si possono ragionevolmente riporre nel fotovoltaico, se integrato con gli altri sistemi di energia rinnovabile, (energia eolica, energia delle maree e energia da biomassa) nella sostituzione graduale delle energie fossili, in via di esaurimento. Segnali di questo tipo provengono da diverse esperienze europee. In Germania in particolare, leader mondiale del settore, sono state avviate molte centrali elettriche fotovoltaiche utilizzando zone dismesse o tetti di grandi complessi industriali. Più discussa è viceversa l’installazione su aree agricole e collinari, che può avere un impatto negativo sul paesaggio.

Quando la Commissione Europea pubblicò nel 2002 il rapporto “European Photovoltaics Projects: 1999-2002”, la capacità fotovoltaica installata nel continente era pari a circa 400 MW, ma l’obiettivo del Libro Bianco europeo punta al raggiungimento di una capacità installata di almeno 3 GW entro il 2010, con un incremento annuo del 30% (1GW può fornire energia per circa 350.000 utenze domestiche nel momento di massimo utilizzo).

Problema o limite intrinseco del fotovoltaico (e in genere di buona parte delle tecnologie energetiche solari), è la sua ‘incostanza’ di produzione di energia dovuta alla sensibile variabilità dell’irradiazione solare sia in presenza di cielo nuvoloso sia soprattutto per la sua totale assenza di notte che ne declassano in parte l’efficacia come fonte di energia alternativa e allo stesso tempo ne rendono necessaria l’integrazione con altre forme di energia alternativa e/o rinnovabile. Nonostante il consumo complessivo di energia elettrica registri dei minimi proprio di notte, compensando in parte il problema, anche nei momenti di minimo la domanda energetica rimane consistente (circa il 50% del massimo), e bisogna inoltre considerare l’improduttività dovuta alla nuvolosità e alla minore insolazione invernale.

Il problema dei materiali

Una delle questioni che riguardano un possibile utilizzo su vasta scala dell’energia fotovoltaica è relativa alla produzione di grandi quantità di moduli fotovoltaici, che comporterebbe la necessità di reperire materiali rari e il dover lavorare, in fase di fabbricazione, anche grossi quantitativi di sostanze tossiche. Ad esempio, se si volesse produrre tutta l’energia elettrica di cui l’Italia necessita, per quanto riguarda le principali sostanze tossiche necessarie alla produzione di silicio di grado solare, si dovrebbero utilizzare circa 10.400.000 tonnellate di acido cloridrico e circa 186.000 tonnellate di tetraclorosilano, mentre per quanto riguarda l’utilizzo di alcuni materiali rari, come ad esempio l’argento, si avrebbe bisogno di circa 18.600 tonnellate di pasta d’argento e circa 130.000 tonnellate di pasta Ag/Al (5,59 kg/m² di HCl, 0,10 kg/m² di SiCl4, 0,01 kg/m² di pasta d’argento, 0,07 kg/m² di pasta Ag/Al); non vengono considerati in tale calcolo i materiali necessari alla costruzione degli inverter, all’adeguamento della rete elettrica a causa della produzione non programmabile e alla costruzione delle infrastrutture necessarie per lo stoccaggio dell’energia elettrica in eccesso non immediatamente consumata (come ad esempio bacini idroelettrici di accumulo).