ANALISI TECNICO-ECONOMICA DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI DOTATI DI DISPOSITIVI AD INSEGUIMENTO SOLARE F. Asdrubali, G. Baldinelli, A. Presciutti Università degli Studi di Perugia - Dipartimento di Ingegneria Industriale, Via G. Duranti 67, Perugia.
SOMMARIO Con il D.M. del 19 Febbraio 2007 sono stati definiti i finanziamenti del cosiddetto “Conto Energia” per la produzione di energia elettrica da sistemi fotovoltaci. Tale tipologia di finanziamento ha aumentato l’interesse del mercato nazionale verso sistemi che permettono una maggiore produzione di energia elettrica a parità di superficie installata come i sistemi ad inseguimento solare. Il presente lavoro ha avuto, pertanto, quale obiettivo quello di verificare la reale convenienza economica della scelta di realizzazione di un impianto fotovoltaico di piccola taglia tra un sistema mobile (inseguitore) e uno fisso. Le valutazioni effettuate, in base ad analisi della radiazione solare incidente con metodi di tipo statistico– detrministico, hanno permesso di eseguire un confronto di natura tecnicoeconomica sulla reale convenienza di scelta tra i due sistemi installati nel centro Italia. Nella memoria è riportata sinteticamente la metodologia di analisi statistica condotta per la determinazione della radiazione solare oraria media giornaliera incidente su un piano comunque orientato e le conclusioni di carattere tecnico-economico raggiunte.
INTRODUZIONE Negli ultimi anni il mercato italiano del settore fotovoltaico ha avuto una forte spinta grazie agli incentivi promossi dal Decreto Ministeriale del 28 Luglio 2005 e successivi del 6 Febbraio 2006 e 19 Febbraio 2007 (“Conto Energia”). Tali Decreti, infatti, riconoscono un incentivo che va da 0,36 Euro a kWh prodotto da impianti fotovoltaici non integrati di potenza superiore a 20 kWp fino ai 0,46 Euro/kWh per impianti integrati di potenza inferiore ai 3 kWp. Si comprende, pertanto, come i soggetti beneficiari di tali incentivi siano stati spinti a richiedere sistemi fotovoltaici sempre più efficienti o dispositivi che permettano di aumentare la produzione di energia elettrica per unità di superficie captante, come gli inseguitori solari. Tali inseguitori, comunemente definiti “Girasole”, insieme ai sistemi fotovoltaici a concentrazione, la cui tecnologia è tuttora, ancora, allo stadio precompetitivo, sono attualmente i soli dispositivi in grado di raggiungere tale obiettivo. Il presente lavoro, quindi, si pone come fine, quello di analizzare la reale convenienza tecnico-economica dei sistemi ad inseguimento, rispetto a sistemi fissi. A tal fine si è effettuato, infatti, uno screening dei sistemi ad inseguimento disponibili nel mercato e, quindi, si è determinata, mediante differenti analisi di tipo statistico– deterministico, l’energia elettrica prodotta in relazione alla radiazione solare media oraria incidente nel comune di Perugia e la si è confrontata con quella prodotta da un sistema fisso. I valori ottenuti hanno permesso, infine, di poter determinare il relativo ritorno economico grazie agli incentivi economici menzionati e, quindi, valutare il periodo di ammortamento dell’investimento sostenuto.
I SISTEMI AD INSEGUIMENTO Il mercato internazionale presenta oggi una vasta scelta di sistemi ad inseguimento solare. Una prima distinzione può essere effettuata in base al numero di assi di rotazione. I sistemi monoassiali permettono di far muovere la superficie captante seguendo esclusivamente il moto stagionale del sole agendo sull’angolo di inclinazione del pannello. Per un inseguimento totale del disco solare nella volta celeste è necessario, invece, l’impiego di un sistema biassiale che permette anche la rotazione della superficie captante da Est ad Ovest. Una seconda classificazione viene effettuata in base alla tecnologia impiegata per il movimento. Si definiscono inseguitori attivi quelli dotati di appositi circuiti elettrici che modificano il posizionamento del pannello in base a delle coordinate preimpostate o mediante la presenza di sensori fotosensibili. I sistemi ad inseguimento passivo, invece, hanno al loro interno dei fluidi che, sottoposti alla radiazione solare, si surriscaldano e, generando pressioni differenziali, modificano l’orientamento della superficie captante. Oltre a tali classificazioni, gli inseguitori solari si distinguono per numerosi altri accorgimenti di tipo tecnologico che permettono agli stessi di essere bilanciati, di non produrre sovratensioni e resistere all’azione del vento. Sono, pertanto, differenti le strutture dei diversi sistemi; ad esempio, infatti, possono essere ad asse orizzontale o verticale, con uno o tre pali di sostegno, con uno o due motori. Nell’analisi tecnico-economica effettuata, si sono analizzate le caratteristiche dei principali sistemi ad inseguimento biassiali presenti nel mercato, individuando quello che, a parità di superficie captante avesse un costo inferiore, senza essere deficitario in termini di affidabilità e durevolezza.
DETERMINAZIONE DELLA RADIANZA SOLARE ORARIA MEDIA MENSILE. Al fine di poter effettuare un’analisi comparata dell’energia producibile da un sistema ad inseguimento biassiale rispetto ad uno fisso è stato necessario dover procedere alla determinazione della radianza oraria media mensile su un piano comunque orientato nello spazio. I dati disponibili in letteratura permettono, infatti, di risalire esclusivamente ai valori di irraggiamento giornaliero medio mensile per determinate giaciture della superficie captante. Tali valori non sono, quindi, adatti allo specifico scopo, se non esclusivamente come dati di input di modelli statistici per la determinazione dei valori orari medi mensili. In particolare, tali modelli, nelle versioni più semplificate sono impiegati in diversi codici di calcolo per determinare la radiazione solare su un piano specificatamente orientato nello spazio. Nel presente lavoro, si è proceduto, invece, a determinare tali valori con metodi statistici più rigorosi e, pertanto, più complessi. Nello specifico, per eliminare il legame deterministico tra l’irraggiamento sulla superficie terrestre, l’irraggiamento extraterrestre e la relativa posizione istantanea del sole, la variabile statistica utilizzata nella costruzione del modello è l’indice di soleggiamento reale K (o indice di chiarezza): K = Hh/Hho
Per ogni mese dell’anno, noti i valori di Hh e Hho giornalieri medi mensili in funzione della latitudine del sito e del mese considerato, si ricava in relazione alla UNI 8477, il relatrivo valore medio mensile Ktm Infine, mediante un metodo statistico autoregressivo del primo ordine, si è generata la rispettiva serie di valori giornalieri (Ktg).
rad.orizz. metodo statistico
UNI 8477
7
6
5
4
3
2
1
0 gen
mar
mag
lug
P(Xg) = A*Xg n (1-Xg/Xmax)
(2)
con: n= -2,5 + 0,5 √(9+8/σXg2) Xmax=
n+3 n +1
σXg = 0,1926 per Ktm ≤ 0,2 = max [0,01; (0,269-0,328 Ktm )] per Ktm > 0,2. A = ( n + 1) ⋅
.
( n + 2) n +1 X max
(1)
Hh = irraggiamento globale orizzontale giornaliero medio mensile [kWh/m2g] Hho = irraggiamento orizzontale extratmosferico giornaliero medio mensile [kWh/m2g]
8
Poiché le caratteristiche di correlazione tra la serie di valori giornalieri sono incognite, il coefficiente di correlazione del primo ordine, utilizzato nella costruzione del modello, rappresenta un “parametro” che, secondo analisi metereologiche condotte da Gordon e Reddy ([1],1988), risulta che possa variare tra 0 e 0,6, a seconda della località; tuttavia nella maggior parte dei casi utilizzare un coefficiente di correlazione pari a 0,3 con buona approssimazione. Gli stessi Gordon & Reddy hanno dimostrato come la funzione di probabilità che meglio descrive la distribuzione dei valori giornalieri Ktg intorno al valor medio mensile è dalla funzione empirica riportata in Eq.2.
set t
nov
media annua
Fig.1: Confronto tra i valori mensili di irraggiamento globale stimati al suolo su piano orizzontale e i valori UNI.
La trasformazione della serie di variabili normalmente distribuite Zg in una serie di variabili casuali Xg aventi distribuzione non gaussiana, è denominata “Gaussian mapping”. Dopo aver calcolato la distribuzione di probabilità cumulata F(Zg) delle variabili gaussiane tramite Eq. 3, uguagliando il valore F(Zg) alla distribuzione di probabilità cumulata delle variabili casuali non gaussiane F(Xg), si ottiene l’equazione implicita in Xg (Eq.4)
F (Z g ) =
2 ⎛ − 2Z g 1 ⎛ ⋅ ⎜⎜ 1 ± 1 − exp ⎜⎜ π 2 ⎝ ⎝
A ⋅ X gn +1 =
F (Z g ) Xg 1 − n + 1 (n + 2) ⋅ X max
⎞ ⎟⎟ ⎠
⎞ ⎟⎟ ⎠
(3)
(4)
Risolvendo l’equazione implicita in modo iterativo, si ottiene una serie di valori Xg, che moltiplicati per l’indice di soleggiamento reale medio mensile Ktm, forniscono per ogni mese una serie di valori giornalieri Ktg distribuiti secondo una funzione di probabilità non gaussiana P(Ktg) intorno al valore medio mensile Ktm.. Successive analisi, sempre di tipo statistico, hanno permesso di risalire da valori medi giornalieri (Ktg) a una serie di valori orari dell’indice di soleggiamento reale (Kth). Le analisi dei valori di irraggiamento effettuate su lunghi periodi mostrano che esistono significative correlazioni solo tra i valori di radianza di ore consecutive, quindi anche in questa fase è stato utilizzato un modello autoregressivo del primo ordine.
rad.orizz. metodo statistico
staz.metereologica (P.E.A. Pg)
diversi modelli: 1. 2.
8
Modello di LIU-JORDAN (1960) [3] Modello di PEREZ (1987) [4]
7
Nella presente analisi si è impiegato il secondo modello. Il primo modello considera, infatti, la componente diffusa e riflessa della radiazione distribuite isotropicamente, mentre nel modello di Perez, in maniera più rigorosa, la componente di radiazione diffusa viene ulteriormente suddivisa in tre componenti:
H [kWh/m 2/g]
6 5 4 3
Hiso Radiazione diffusa isotropicamente distribuita; Hcir Circumsolar irradiance, (componente legata allo scattering degli aerosol); Hhor Horizon brightening (componente legata allo scattering della massa d’atmosfera vicino all’orizzonte):
2 1 0 gen
mar
mag
lug
sett
nov
media annua
Fig.2: Confronto valori mensili di radiazione stimati con metodo statistico con valori stazione di monitoraggio di Perugia su piano orizzontale. A tale proposito è stata effettuato un confronto tra i dati di radiazione ottenuta con il metodo statistico autoregressivo e i dati trentennali riportati dalla stazione di monitoraggio di Perugia (Fig.2) per un piano orizzontale. A differenza dei valori giornalieri Ktg, i valori orari dell’indice di chiarezza Kth seguono una distribuzione normale intorno al valore medio giornaliero. Quindi, ottenuta la serie dei valori orari Kth, in base all’Eq.1, impiegando la relazione empirica di DuffieBecKmann [2] per la determinazione dei valori di Hho sono stati determinati i rispettivi valori di Hh,. Determinazione della radiazione oraria incidente sul piano dell’inseguitore L’ulteriore passaggio analitico, relativo alla determinazione della radiazione oraria media giornaliera incidente su un piano ortogonale alla direzione dei raggi solari (radiazione incidente sul piano di un inseguitore solare biassiale) è stato quello di risalire alle singole componenti della radiazione stessa in termini di:radiazione:diretta (Hbh), diffusa (Hdh)e riflessa. L’unico parametro noto è la radiazione globale Hh, dato che la radiazione oraria al suolo è stata ricavata con una procedura statistica. Tuttavia, la componente diffusa può essere messa in diretta correlazione con l’indice di soleggiamento orario Kth; infatti, una correlazione empirica per la determinazione della componente di radiazione diffusa orizzontale a partire da quella globale è stata ricavata da ERBS (Earth Radiation Budget Satellite 1982, per quindici località in Nord America, Europa e Australia). Pertanto, nota la radiazione globale e diffusa, per differenza, si può determinare quella diretta (trascurando in prima approssimazione la componente riflessa della radiazione). Note, infine, le singole componenti di radiazione oraria diretta e diffusa incidenti su un piano orizzontale, la radiazione oraria incidente su una superficie in ogni istante ortogonale ai raggi del sole (inseguitore) si può calcolare utilizzando due
Una volta calcolata la radiazione oraria diffusa totale Hdh come somma delle tre sotto-componenti (Eq. 5 e 6) Hiso, Hcir e Hhor, (Fig. 3) si procede a calcolare (Eq.7) la radiazione oraria globale incidente sul piano dell’inseguitore Hh┴ (Figura 4). Hdh(PEREZ) = ( Hiso + Hcir + Hhor) Hdh= Hdh
⋅ (1 − F1 ) ⋅
1 + cos β + 2
Hdh⋅ F1 ⋅
cos ψ cos θ
+ Hdh⋅ F2⋅ senβ
Hh┴ = Hbh (cos ψ / cos θ)+ Hdh+ Hh * ρ *(1-cos β)/2
(5) (6) (7)
Ψ = angolo di incidenza; β = angolo di tilt (β = θ nel caso dell’inseguitore); θ = angolo zenitale. ρ = albedo; F1 e F2 = coefficienti empirici ricavati da misure effettuate per differenti condizioni di limpidezza del cielo; sono parametrizzati in funzione dell’angolo zenitale, di un indice ε e di un coefficiente Δ così definiti:
F1 = f11 + f12 ⋅ Δ + F2 = f 21 + f 22 ⋅ Δ + con:
1+
ε= Δ=
π ⋅θ 180
π ⋅θ 180
⋅ f13
(8)
⋅ f 23
(9)
H ⊥ bh + 5,535 ⋅ 10 − 6 ⋅ θ 3 H dh ; 1 + 5,535 ⋅ 10 − 6 ⋅ θ 3
m ⋅ H dh ; H⊥
Hbh┴ = Hbh * (cos ψ / cos θ) = componente diretta della radiazione sul piano ortogonale; m = “air mass” =
1 ; cos θ
H┴ = radiazione extratmosferica incidente su una superficie
irragg.globale ortogonale (inseguitore)
Irragg.globale su un piano inclinato 30 gradi
gen
lug
10
ortogonale.
9
diffusa isotropica
diffusa circumsolar
diretta ortogonale
riflessa ortogonale
diffusa horizon
8 7 H [ k W h /m 2 /g ]
I coefficienti f11, f12, f13 f21, f22, e f23 sono stimati mediante apposite tabelle riportate in letteratura in funzione di ε [4].
6 5 4 3 2
10
1
H g m [ k W h /m 2 /g ]
8
0 mar
mag
sett
nov
6
media annua
Fig.5: Irraggiamento medio mensile su superficie inseguitore e su superficie fissa inclinata di 30° a Perugia.
4 2
ANALISI TECNICO ECONOMICA
0 gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
sett
ott
nov
dic
-2
Fig.3: Ripartizione della radiazione incidente sul piano dell'inseguitore in Hiso Hcir Hho (Perez.). Passando dalla radiazione oraria incidente sul piano dell’inseguitore [W/m2], all’irraggiamento medio giornaliero [kWh/m2g] e, conseguentemente, all’irraggiamento giornaliero medio mensile, e confrontando per ogni mese dell’anno il valore ottenuto con l’irraggiamento giornaliero medio mensile su piano orizzontale del rispettivo mese, emerge che l’incremento medio annuo di energia captata dall’inseguitore rispetto a un pannello fisso orizzontale è pari al 40% per valori di latitudine di circa 43° (latitudine di Perugia, Fig.4). rad.orizz. metodo statistico
irragg.globale ortogonale (inseguitore)
10 9 H [ k W h /m 2 /g ]
Alla luce di quanto ottenuto dall’analisi statistica effettuata si possono riportare differenti considerazioni tecniche per stabilire la maggiore o minore convenienza economica nella scelta di istallazione di un impianto fotovoltaico fisso o ad inseguimento. Tuttavia, per un’analisi completa di tale aspetto è necessario comprendere quale siano i singoli costi di istallazione dei due sistemi; se, infatti, per la messa in opera di un sistema fisso non occorre altro che delle apposite staffe opportunamente zavorrate o dei semplici elementi di ancoraggio, per un sistema ad inseguimento solare occorre realizzare un’adeguata opera di fondazione, dimensionata opportunamente per ripartire i carichi di esercizio sia di tipo statico che dinamico. Occorre, infatti, precisare come tali sistemi ad inseguimento diventino delle proprie vele sottoposte alla forza del vento.
Costi di Installazione Per una analisi comparativa reale si è impiegato quale sistema ad inseguimento biassiale quello che a parità di superficie avesse un costo inferiore. Tale analisi è ricaduta su un inseguitore biassiale con una superficie installabile di 40 m2 il cui costo si aggirata i 6.000 e i 6.500 Euro (trasporto incluso).
8 7 6 5 4 3 2
Impianto fisso (30°)
1 0 gen
mar
mag
lug
sett
nov
media annua
Fig.4: Irraggiamento globale giornaliero medio mensile sul piano orizzontale e sul piano dell'inseguitore a Perugia. Confrontando l’irraggiamento medio annuo sul piano dell’inseguitore con l’irraggiamento medio annuo sul pannello fisso inclinato 30º (Figura 5), emerge, invece, che l’inseguitore apporta un incremento in termini di energia captata del 25% circa.
27 moduli 3 inverter DIA staffature Costo tot. IVA (10%)
Inseguitore solare
€ 45.360 27 moduli € 7.608 3 inverter € 100 inseguitore attivo € 1.134 DIA+ perizia geolog. Fondazioni € 54.202 Costo tot. € 59.622 IVA (10%)
€ 45.360 € 7.608 € 6.200 € 550 € 1.100 € 60.818 € 66.899
Tab.1: Confronto economico tra un’installazione fissa (30°) e un inseguitore con 27 moduli fotovoltaici (5,67 kWp).
In base ai costi riportati da Prezzario Regionale della Regione Umbria, per realizzare un’adeguata fondazione (cassaforme, calcestruzzo, ferri, e relativa DIA) si ha un costo variabile tra i 900 e 1.100,00 Euro. Pertanto, come si evince dalla tabella 1, nella quale è riportata un’analisi qualitativa dei costi (valori medi di mercato), l’inseguitore ha un costo iniziale maggiorato rispetto ad un sistema fisso di circa 7.300 Euro. Il quesito fondamentale e punto focale del presente lavoro, quindi, diventa quello di comprendere se tale maggior costo è giustificato da un maggiore introito economico dovuto alla maggiore energia elettrica prodotta.
Ricavo economico Su una superficie di 40 m2 (superficie disponibile sull’inseguitore) è possibile istallare una potenza complessiva di circa 6 kWp (5,67 kWp), grazie all’impiego di pannelli fotovoltaici di struttura monocristallina ad elevata efficienza. Tale potenza installata, dai dati determinati di radiazione solare incidente per una latitudine prossima a quella della città di Perugia, permette di produrre rispettivamente, mediante impiego dell’inseguitore, circa 9.298 kWh, mentre per un sistema fisso inclinato a 30°, circa 7.455 kWh. (nel calcolo è stato considerato un rendimento del BOS di 0,85). Tale produzione permette di ricavare annualmente, tramite la tariffa incentivante del “Conto Energia” (0,38 Euro/kWh, in quanto impianto non integrato e con potenza compresa tra i 3 e i 20 kWp) un ammontare pari rispettivamente a circa 3.526 Euro e 2.833 Euro. Contemporaneamente, il risparmio annuo ottenuto dal consumo dell’energia prodotta e non acquistata dalla rete (costo medio per un’utenza residenziale pari a 0,17 €/kWh) è di Euro 1.577 contro i 1.297 Euro del sistema fisso. Sommando i due contributi si ottiene un ricavo annuo totale rispettivamente di 5.104 Euro per il sistema ad inseguimento e di 4.100 Euro per il sistema fisso inclinato di 30°. Tali cifre, pertanto, permettono di stimare un tempo di ammortamento dell’investimento sostenuto pari a 14,5 anni per un sistema ad installazione fissa (inclinato di 30°) e pari a 13 anni per il sistema ad inseguimento solare. Il confronto di tali due valori evidenziano come, per siti ubicati nel centro Italia, la scelta di installazione di un sistema ad inseguimento non è giustificata da un tempo di ritorno significativamente minore. E’ evidente, tuttavia, che, poiché gli incentivi del “Conto Energia” sono di durata ventennale, nel caso di un inseguitore solare vi sono 7 anni, dopo il completo ammortamento dell’investimento iniziale, durante i quali si usufruisce di maggiore produzione di energia e quindi di maggiori ricavi. Infine, si deve sottolineare come nelle analisi economiche effettuate non siano stati considerati i costi di manutenzione ordinaria e straordinaria i quali sono da considerare inequivocabilmente maggiori per un sistema mobile rispetto ad uno fisso (tipicamente in letteratura tecnica si considera un costo di manutenzione ordinaria per un impianto fisso pari all’1% del costo dei moduli, mentre, per sistemi ad inseguimento non sono riportati ancora dati statisticamente significativi ma presumibilmente compresi tra l’1,5 e il 2% del costo dei moduli).
CONCLUSIONI Con il D.M. del 19 febbraio 2007 sono stati definiti dei finanziamenti in “Conto Energia” per la produzione di kWh elettrici prodotti da sistemi fotovoltaci. Tale tipologia di finanziamento ha aumentato l’interesse del mercato nazionale verso sistemi che permettono una maggiore produzione di energia elettrica a parità di superficie installata come i sistemi di inseguimento solare. Il presente lavoro si ha avuto quale obiettivo quello di verificare la reale convenienza economica della scelta di realizzazione di un impianto fotovoltaico di piccola taglia su un sistema mobile (inseguitore) o su uno fisso. L’analisi effettuata in base a valutazioni di natura statistico–deterministica ha evidenziato come, per latitudini corrispondenti a quelle del centro Italia, il tempo di ritorno economico di investimento di uno stesso impianto fotovoltaico collocato su un supporto fisso o su un inseguitore solare è pressoché similare, e ponendo, pertanto, un interrogativo sulla reale convenienza nell’adottare tali ultimi sistemi, vista anche il loro maggiore impatto visivo. La prosecuzione del presente lavoro si strutturerà in due parti, una sempre di carattere teorico, volta ad effettuare le medesime analisi tecnicoeconomiche per differenti località italiane; una seconda di carattere sperimentale, volta ad effettuare un confronto diretto tra i dati di irraggiamento stimati statisticamente e quelli direttamente misurati su un inseguitore solare di prossima installazione.
ABSTRACT Italian Ministerial Decree of February 19th 2007 finances electrical production generated by photovoltaic systems. Such kind of financing has been increasing the interest of the national market for systems that allow to produce a greater electric power for a specific surface, such as solar tracker systems. The present paper has the aim to verify the real economic convenience of a installation of a photovoltaic device on a mobile system (tracker) or on a fixed one. The statistical analysis of average radiation for latitudes of central Italy hightlights as the investment pay back periods for a photovoltaic fixed system and for a tracker are almost the same.
NOMENCLATURA H Irraggiamento K Indice di soleggiamento m massa d’aria β θ Ψ ρ
angolo di tilt ; angolo zenitale; angolo di incidenza; albedo.
Pedici b d g h m o t
diretta diffusa giornaliero; orario; mensile; orizzontale; periodo temporale.
[kWh/m2g]; [-]; [-];
BIBLIOGRAFIA [1] Stationary Statistics and Sequential Properties of Normal Beam Solar Radiation on Tilted Surfaces", J. M. Gordon and T. A. Reddy, Solar Energy,(Pergamon Press), Vol.42, No.1, pp.35-44, 1989. [2] J.A. Duffie and W.A Beckmann, Solar engineering of thermal processes, Jhon Wiley and Sons, New York (1980); [3] Evaluationoff Models to Predict Insolation on Tilted Surfaces, Thomas M. Klucher, National Aeronauticsand Space AdministrationLewis Research Center LCleveland, Ohic March 1978, U,S. Department Of Energy, Division Of Solar EnergyUnder Interagency Agreement E(49-26)102.2. [4] Solar Radiance Conversion Model, R.Perez , R. Stewart ASRC, Solar Cell 18 (1986) 213 -222.
