Tesi di laurea triennale in Ingegneria per l’Ambiente e il Territorio

IL SISTEMA FOTOVOLTAICO

Attraverso l’effetto fotovoltaico la luce del sole viene direttamente convertita in energia elettrica. Per rendere possibile questa trasformazione occorrono dei semiconduttori come, ad esempio, silicio, arseniuro di gallio, telluriuro di cadmio, diseleniuro di indio e rame. Il silicio cristallino è il semiconduttore più comunemente utilizzato. Il silicio è un elemento chimico molto diffuso sulla terra (nella sabbia), ed è considerato pressochè inesauribile.

I semiconduttori utilizzati per realizzare le celle fotovoltaiche devono essere estremamente puri , e pertanto, storicamente, i produttori di moduli si sono orientati sull’utilizzo degli scarti dell’industria elettronica. Seppure caratterizzati da una purezza (e, di conseguenza, da un costo) ben superiore a quella necessaria per il silicio di grado solare, infatti, gli scarti dell’industria elettronica (ben consolidata e diffusa) costituiscono ancora la fonte privilegiata dal punto di vista tecnico economico.

L’effetto fotovoltaico

Ogni atomo di silicio dispone di quattro elettroni nell’orbitale più esterno (elettroni di valenza) attraverso i quali forma quattro legami covalenti con altri quattro atomi di silicio. Il reticolo cristallino che ne deriva è molto stabile. Fornendo agli elettroni di valenza una certa quantità di energia sotto forma di luce o di calore essi sono in grado di “saltare” dalla banda di valenza alla banda di conduzione, lasciando uno spazio vuoto nel reticolo cristallino detto lacuna.

Il risultato di questo fenomeno (privo di una direzione privilegiata per il movimento delle cariche) è un flusso sia di elettroni che di lacune (in realtà la lacuna non si muove, ma viene occupata dall’elettrone più esterno di un atomo adiacente che a sua volta lascia una lacuna nello spazio da esso precedentemente occupato, come se la lacuna si fosse spostata). In condizioni normali questo movimento disordinato di cariche di segno opposto è ostacolato da continui fenomeno di ricombinazione tra elettroni e lacune, ed ha come unico effetto la produzione di calore. Per limitare nel cristallo di silicio i fenomeni di ricombinazione degli elettroni e per produrre un effetto utile dal punto di vista elettrico che sia in grado di dare un orientamento preferenziale al movimento degli elettroni si può ottenere un campo permanente sovrapponendo due strati di silicio “drogati” con altri elementi chimici. In particolare, arricchendo uno dei due strati con atomi di fosforo, che hanno cinque elettroni di valenza, si determina un eccesso di elettroni debolmente legati all’atomo perché non coinvolti in legami di valenza. Aggiungendo poi alcuni atomi di boro (con tre elettroni di valenza), si crea una zona con lacune in eccesso.

Se ora questi due strati, detti rispettivamente N e P, vengono sovrapposti (ottenendo cosi una giunzione p-n), si genera un movimento di elettroni verso la zona P, che all’equilibrio crea una situazione di non neutralità elettrica. Nella zona P infatti si concentrano più elettroni e, nella regione di contatto dove è avvenuto il flusso, lo strato presenta una carica negativa; la zona N risulta, invece, carica positivamente. Si è così ottenuto un campo elettrico di bassa entità, ma stabile, all’interno del cristallo di materiale semiconduttore.

Quando una cella di silicio drogato viene esposta ai raggi solari, gli elettroni di valenza, assorbendo i fotoni acquistano l’energia necessaria per saltare nella banda di conduzione e migrare nella zona N: parallelamente, le lacune si “muovono” verso la zona P. Questo fenomeno è detto EFFETTO FOTOVOLTAICO.

La cella è caratterizzata dalla presenza su entrambe le superfici, posteriore ed anteriore, di contatti metallici con la funzione di raccogliere il flusso di elettroni, e convogliarli all’estremità superiore della cella stessa, dove viene misurata la tensione. Se il circuito è aperto, ovvero la cella non è collegata ad alcun carico elettrico, quella che si misura è la tensione di circuito aperto (V_ca): diversamente, se il circuito è chiuso può circolare la corrente elettrica I.

In alcuni casi, gli elettroni non riescono a raggiungere i contatti metallici, e si dirigono direttamente verso una lacuna di segno opposto, colmandola (fenomeni di ricombinazione).

Si definisce allora distanza di diffusione il tratto che deve essere percorso all’interno del reticolo cristallino da un elettrone per potersi legare ad un atomo.

All’aumentare di questa distanza, aumenta la probabilità che le cariche che circolano liberamente nella banda di conduzione raggiungano i contatti metallici e diano luogo ad un effetto utile.

Questa distanza dipende dalla composizione della cella: per un semiconduttore drogato con un atomo diverso ogni 10 miliardi di atomi di silicio, tale grandezza è di circa 0,5 mm.

Nelle immediate vicinanze della giunzione, la probabilità che le cariche si mantengano separate e contribuiscano quindi ad incrementare il flusso di corrente elettrica è sufficientemente alta: al di fuori di questa area, la probabilità di successo diminuisce all’aumentare della distanza da tale zona.

Struttura e funzionamento di una cella fotovoltaica

Una cella è costituita da due diversi strati di materiale drogato: lo strato rivolto verso l’esterno è drogato con fosforo ( presenza di elettroni debolmente legati), mentre lo strato posteriore è drogato con boro (presenza di lacune nella struttura cristallina). Attraverso la migrazione di cariche che si ottiene alla giunzione, tra i due strati si genera un campo elettrico che orienta il flusso di elettroni eccitati dalla luce del sole.

Per raccogliere il flusso elettrico vengono realizzati dei contatti metallici sui lati anteriore e posteriore della cella; mentre il contatto sul lato posteriore viene esteso a tutta la cella, quello sul lato frontale, esposto alla luce, viene disposto a forma di griglia o con delle sottili ramificazioni, come compromesso tra la necessità di minimizzare le resistenze elettrice e quella di garantire una sufficiente trasparenza dello strato anteriore alla luce.

I fenomeni di riflessione vengono ridotti applicando sulla superficie anteriore un sottile strato anti-riflesso a base di nitruro di silicio o diossido di titanio.

La radiazione solare induce una separazione di cariche ed eventualmente una corrente elettrica che va ad alimentare una determinata utenza. Fenomeni di ricombinazione, di riflessione e la presenza dei contatti metallici sulla superficie anteriore posso incidere negativamente sull’efficienza della cella. Inoltre, buona parte della radiazione solare (ad onde corte e ad onde lunghe) non può essere utilizzata ai fini dell’effetto fotovoltaico. Una parte di questa radiazione viene infine dissipata sotto forma di calore.

Di seguito si riporta una schematizzazione del bilancio energetico di cella fotovoltaica:

100% irraggiamento solare

- 3% fenomeni di riflessione e presenza dei contatti metallici

-23% fotoni troppo poco energetici

-32% fotoni troppo energetici

-8,5 % fenomeni di ricombinazione

-20% gradiente elettrico all’interno della cella

-0,5% perdite termiche dovute alla resistenza nei contatti

= 13% energia elettrica utilizzabile

Tipologia di celle fotovoltaiche

Il mercato delle celle fotovoltaiche è senza dubbio dominato dai semiconduttori in silicio. Il motivo di quest’ampia diffusione è dovuto essenzialmente alla grande disponibilità di silicio sul nostro pianeta. Inoltre, lo sviluppo dell’industria elettronica, che utilizza massicciamente questo elemento, ha incentivato il progressivo miglioramento dei metodi di trattamento e lavorazione del materiale e ha contemporaneamente reso disponibili scarti di produzione che possono essere riutilizzati con profitto nell’industria del fotovoltaico.

Per ottenere silicio in forma pura la sabbia deve essere fusa insieme a polverino di carbone. Mediante questo processo è possibile ottenere silicio con un grado di purezza del 98%. Il silicio viene, quindi, ulteriormente raffinato mediante un processo chimico durante il quale viene dapprima ridotto, finemente macinato e, successivamente, trattato in un forno con acido idrocloridrico.

Il prodotto di questo trattamento è un liquido a base di idrogeno e tricloro-silano, avente una temperatura di ebollizione pari a 31°C.

Le impurità vengono separate dal silicio attraverso un processo di distillazione per fasi successive. Quando il grado di purezza raggiunge quello desiderato, il tricloro-silano viene ridotto a silicio in presenza di idrogeno ad una temperatura di 1000°C.

A questo punto il silicio può essere sottoposto a diversi trattamenti per conseguire le celle.

I diversi tipi di celle fotovoltaiche differiscono per i processi di produzione. In generale la tipica cella fotovoltaica è costituita da un sottile wafer di spessore pari a 0,25-0,30 mm circa di silicio monocristallino o policristallino. Essa è di forma quadrata e di superficie pari a circa 100 cm² (fino a 225 cm² ) e si comporta come una minuscola batteria producendo, nelle condizioni standard di irraggiamento una corrente di 3 ampère (A) con una tensione di circa 0,5 volt (V). Esistono diversi tipi di celle fotovoltaiche.

CELLE IN SILICIO MONOCRISTALLINO

Il metodo Czochralski è quello maggiormente utilizzato per produrre celle in silicio monocristallino destinate alle applicazioni più comuni. Questo processo prevede la fusione dei cristalli di silicio, opportunamente orientati, ad una temperatura di 1420°C: una volta estratto dal bagno di fusione (all’interno di un crogiolo di grafite), il silicio viene sottoposto a raffreddamento controllato (al fine di ottenere la formazione di un unico cristallo) ed assume una forma cilindrica. I cilindri così ottenuti hanno diametro di 30 cm, e sono lunghi diversi metri. Prima di essere tagliati a fette sottili (wafers), con spessore pari a 0,3 mm, vengono ulteriormente sagomati al fine di ottenere delle celle di forma più simile a quella quadrata (in modo da riempire meglio lo spazio utile del modulo che costituiranno). A questo punto si passa al drogaggio dei wafers: viene dapprima realizzato lo strato P (drogaggio con boro), quindi lo strato N mediante la diffusione di atomi di fosforo ad una temperatura compresa tra 800-1000°C.

Dopo aver apposto i contatti sulla superficie posteriore del wafer, e fissate le connessioni elettriche, la cella viene trattata superficialmente con uno strato anti-riflesso.

Il processo cosiddetto “float-zone” è invece un processo di lavorazione che consente di ottenere silicio con gradi di purezza superiore, e celle fotovoltaiche più efficienti (incremento dell’1-2%); tuttavia, questo procedimento è molto costoso. Il silicio, avvolto in una bobina, viene fuso dal basso verso l’alto mediante un campo ad alta frequenza. A partire dai nuclei di silicio posti all’estremità superiore della barra viene prodotto silicio monocristallino puro, attraverso un processo di raffreddamento. Le impurità, in questo caso, si separano depositandosi nel bagno di fusione.

L’efficienza di tali celle è del 15-18%.

CELLE IN SILICIO POLICRISTALLINO

Il casting è la tecnica maggiormente utilizzata.

Il silicio impuro è riscaldato fino a temperatura di 1500°C, quindi, viene raffreddato fino ad una temperatura di circa 800°. In questo modo vengono creati dei blocchi di silicio con dimensioni di 40x40 cm e spessore 0,3 mm. Anche in questo caso parte del silicio viene perso durante la fase di taglio.

Al termine del processo di drogaggio vengono inseriti sulla superficie posteriore della cella i contatti. Le connessioni elettriche sono, quindi, fissate sulla superficie anteriore, a sua volta trattata con un processo anti-riflesso.

L’efficienza è del 13-15%.

CELLE IN SILICIO AMORFO

Per il processo produttivo, differiscono in maniera sostanziale dai prodotti in cristallino. La tecnologia dei film sottili di silicio amorfo è più recente di quelle precedenti ma ha raggiunto ormai una discreta diffusione. Differisce poichè il materiale attivo è disponibile in forma di gas e viene depositato su diversi tipi di superfici di sostegno. La pellicola che si deposita raggiunge uno spessore di pochi micron, a differenza dei 250-350 μm delle celle in cristallo. Una tecnologia di questo genere consente interessanti applicazioni potendosi integrare laddove i più tradizionali pannelli soffrono dei vincoli dovuti alla loro struttura rigida; tuttavia la tecnologia del film sottile non offre le stesse garanzie di stabilità nel tempo del rendimento delle celle. I rendimenti specifici delle celle mostrano una crescita significativa negli ultimi anni; i costi per kW_p risultano piuttosto alti se paragonati a quelli dei moduli in silicio cristallino, ma occorre

considerare che i moduli in silicio amorfo presentano spesso caratteristiche che ne consentono usi specifici quali l’installazione su strutture flessibili, la composizione in strutture di forma particolare o la costruzione di pannelli srotolabili.

I laboratori di tutto il mondo hanno svolto un’intensa attività di ricerca nel campo dei nuovi materiali, allo scopo di ottenere prodotti adatti all’impiego per la produzione di energia elettrica da effetto fotovoltaico con costi ridotti e buone efficienze. Nel corso dell’ultimo decennio, sono stati proposti e studiati diversi nuovi materiali per la realizzazione di celle fotovoltaiche, ma solo alcuni di essi sono usciti dalla fase di sperimentazione in laboratorio.

Campo fotovoltaico in silicio amorfo

Nuove tecnologie

CELLE A FILM SOTTILE

Sono composte da strati di materiale semiconduttore (non sempre è presente il silicio), depositati generalmente come miscela di gas su supporti a basso costo (vetro, polimeri, alluminio) che danno consistenza fisica alla miscela. La deposizione di un gas consente l’utilizzo di una ridotta quantità di materiale attivo. I processi produttivi per la commercializzazione dei film sottili inoltre possono essere fortemente automatizzati.

Tra queste tecnologie si sono affermate, oltre alla tecnologia di produzione delle cella tradizionale in silicio amorfo, quelle per la produzione di celle a film sottile in CDTE (telloruro di cadmio), di celle in GaAs (arseniuro di gallio-rendimento di laboratorio 35%) e di celle in CIS (diseleniuro doppio di rame ed iridio). Queste tecnologie consentono il deposito del materiale attivo in strati molto sottili (5-10 μm) e presentano alcune peculiarità, tra cui la possibilità ad esempio di realizzare celle in CIS con deposito su superfici flessibili.

Quando gli strati di deposizione del materiale attivo sono più d’uno, si parla di celle multigiunzione. Al fine infatti di migliorare l’efficienza delle celle si utilizzano celle composte, costituite da diversi materiali semiconduttori disposti a strati, uno sull’altro, che permettono di sfruttare le differenti porzioni dello spettro solare convertendole in elettricità. Questa configurazione, che permette di aumentare l’efficienza complessiva della cella, viene anche definita come Split Spectrum Cell o VMJ (Vertical Multijunction Cell).

La ricerca attualmente è mirata anche ad esplorare metodi utili ad abbassare il costo delle celle a film sottili prodotte con materiali innovativi, attraverso la produzione di supporti-pellicola meno costosi, lo sviluppo di sistemi per il recupero dei semiconduttori a fine vita delle celle, la realizzazione di film di semiconduttori più sottili.

FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE

Il componente alla base delle tecnologie e dei sistemi solari a concentrazione è un "collettore concentratore", vale a dire un dispositivo in grado di raccogliere e convogliare la radiazione solare verso un ricevitore. Il ricevitore può essere di tipo termico, FV o termo-FV. In relazione alla geometria e alla disposizione del

concentratore rispetto al ricevitore si hanno i concentratori parabolici lineari, a torre con ricevitore centrale e i concentratori parabolici puntuali o a disco. Soprattutto negli ultimi 5-10 anni, i sistemi solari a concentrazione sono stati oggetto di profonde innovazioni che ne hanno migliorato le prospettive, rendendo superati quei luoghi comuni secondo i quali tali sistemi risulterebbero inadatti alle alte latitudini o inaffidabili a causa dei complicati sistemi di inseguimento del sole.

I più recenti sistemi solari a concentrazione sono molto diversi da quelli prodotti appena qualche anno fa. L'affidabilità sta aumentando e concentrazioni elevate della radiazione solare possono essere ottenute anche con sistemi completamente statici.

L'applicazione dell'ottica senza immagini ha svolto un ruolo determinante nel migliorare la qualità delle tecnologie utilizzate. Questa disciplina scientifica ha aperto la strada alla realizzazione di sistemi a concentrazione sempre più versatili, più economici e più

efficienti (fino a 3 o 4 volte) di quelli progettati e costruiti sulla base della più nota e tradizionale ottica con immagini. Con l'applicazione combinata dell'ottica con immagini e dell'ottica senza immagini, la radiazione solare può essere, attraverso fasi successive, intensificata fino e oltre a 10.000 soli anche in sistemi molto compatti. Anche la

recente disponibilità di nuovi materiali (alcuni utilizzati finora solo nell'industria spaziale) ha consentito di migliorare le prestazioni dei sistemi a concentrazione: rivestimenti a film sottile, nuovi materiali riflettenti, metalli ultraleggeri, materiali resistenti alle elevate temperature (questi ultimi importanti per la costruzione di ricevitori capaci di operare a temperature dell'ordine di 1.000- 2.000 °C e di alimentare sistemi per la produzione di energia elettrica e reattori chimici). Infine, innovazioni di rilievo riguardano le architetture degli impianti, studiate per ridurre al minimo le complicazioni impiantistiche e massimizzare le efficienze dei vari componenti.

Queste innovazioni sono, in alcuni casi, in una fase di avanzato sviluppo, in altri sono applicate in impianti che possono considerarsi quasi commerciali, rendendo particolarmente vivo in tutto il mondo l'interesse per gli impianti solari a concentrazione, come si è potuto constatare nel corso del seminario internazionale "New Advances in

Concentrating Solar Power" tenutosi a Verona in occasione di Solarexpo2000.

In Italia il tema del solare a concentrazione, dopo circa 15 anni, è tornato ad essere di grande attualità a seguito di un finanziamento di 100 milioni di euro assegnato all'ENEA per un Piano strategico di sviluppo del solare termoelettrico su larga scala.

Concentratore solare

I sistemi FV a concentrazione sono stati oggetto di interesse sin dalle prime applicazioni terrestri del FV per la possibilità che essi offrono di ridurre la superficie di celle necessaria sostituendola con una superficie di raccolta dell'energia del sole composta da specchi, in

genere meno costosi. Programmi di sviluppo di questa tecnologia furono stimolati dalla primi crisi petrolifera (1973), soprattutto negli Stati Uniti. Si stima che dal 1975 al 1992 siano stati spesi a livello mondiale oltre 40 milioni di dollari per lo sviluppo di questi sistemi, senza tuttavia cogliere un concreto successo commerciale. Tale impegno economico ha comunque rappresentato una piccola frazione rispetto a quello che si è investito per lo sviluppo dei moduli piani, tecnologia ormai affermatasi commercialmente per le piccole applicazioni remote. Negli anni '90 la ricerca sul FV a concentrazione è comunque continuata, portando ad importanti sviluppi tecnologici

che sembrano promettere un'applicazione su larga scala di questi sistemi, partendo da taglie da 100 kW, per arrivare, nel tempo, alla realizzazione di centrali da centinaia di MW. Le celle FV a concentrazione in silicio oggi disponibili sono progettate per operare fino ed oltre 500 soli ed hanno efficienze che superano anche il 26%. La radiazione concentrata può inoltre essere filtrata rimuovendone una parte della componente termica con incrementi di efficienza dell'ordine del 30%.

I dati sulla radiazione solare diretta, la sola in genere utilizzata nei sistemi solari a concentrazione, sono oggi molto più accurati rispetto al passato ed hanno consentito di riscontrare che anche alle alte latitudini un sistema a concentrazione riceve l'80% della

radiazione solare annuale di un pannello solare piano. In aggiunta agli sviluppi tecnologici, varie altre considerazioni di carattere generale stanno rendendo attraente questa tipologia di PV.

Il silicio di grado solare proviene dagli scarti del silicio per uso elettronico, la cui produzione annuale, ora di 16.000 t, non dovrebbe subire incrementi significativi nei prossimi 10-20 anni. Questa dipendenza del silicio solare da quello elettronico pone un serio limite alla ulteriore crescita dei moduli PV piani. D'altro canto la produzione

diretta di silicio solare non è, ad oggi, fattibile sul piano economico ed altri tipi di celle, come quelle GaAr (Gallio-Arseniuro), anche se sperimentate con successo, sono ben lontane dalla maturità commerciale.

Il FV a concentrazione richiede celle molto più sofisticate e quindi più costose (la spesa, tuttavia, è ampiamente compensata dal minor costo degli specchi) ma non porrebbe limiti alla disponibilità di silicio, in quanto le quantità richieste si ridurrebbero di un fattore 1000.

LE CELLE SOLARI “DYE-SENSITIZED”

Il principio di funzionamento di queste celle, individuato già nel 1990 dal chimico svizzero Michael Graetzel, si basa su un processo simile a quello della fotosintesi. Mentre in una cella convenzionale il silicio svolge tutte e tre le funzioni necessarie al funzionamento del sistema assorbendo la luce solare, resistendo al campo elettrico necessario a separare gli elettroni dalle lacune e conducendo le cariche libere (elettroni e lacune) ai collettori delle celle, nella celle Dye-sensitized ciascuna delle tre funzioni è assegnata ad una sostanza diversa.

La cella Dye-sensitized utilizza un colorante organico (in pratica un fotosensibilizzatore) per assorbire la luce creando una coppia elettrone-lacuna.

Uno strato di ossido metallico nanoporoso ad elevata area superficiale viene utilizzato quale conduttore di elettroni mentre si utilizza un elettrolita liquido come conduttore delle lacune. Ulteriori sviluppi di queste celle prevedono la sostituzione dell’elettrolita liquido generalmente usato per la funzione del trasporto delle lacune con polimeri conduttori. Ciò potrebbe consentire un’ulteriore riduzione dei costi e quindi un importante passo verso la competitività dell’elettricità solare fotovoltaica. Infatti, l’obbligo di assolvere a tutte e tre le funzioni contemporaneamente comporta, nelle celle tradizionali, la necessità di disporre di semiconduttori estremamente puri con un costo di conseguenza molto elevato. Il team Ricerca e Sviluppo della STMicroeletectronics, società italo-francese leader nella produzione di semiconduttori, è impegnato nello sviluppo degli approcci di ricerca del professor Graetzel. L’azienda ritiene sia possibile produrre sistemi fotovoltaici con semiconduttori organico-polimerici ad un costo di 200 € al kW_p pari a circa 20 volte meno dei sistemi attuali al silicio, l’efficienza dovrebbe essere del 5-10% e quindi per avere 1 kW_p di picco servono dai 20 ai 10 m² di superficie fotovoltaica.

Proprietà elettriche delle celle

In letteratura si indica come curva caratteristica di una cella fotovoltaica la curva che interessa il quarto quadrante del sistema cartesiano del quale vengono diagrammate corrente e tensione.

L’effetto provocato dall’irraggiamento può essere rilevato misurando la tensione ai due morsetti di una cella fotovoltaica (tensione di circuito aperto V_ca). Se il circuito viene chiuso su un amperometro è possibile misurare la corrente di corto circuito. Per costruire l’intera curva caratteristica di una cella occorrono un resistore variabile (shunt), un voltmetro ed un amperometro.

Per confrontare il comportamento di celle diverse è necessario definire univocamente le condizioni rispetto alle quali devono essere eseguite le misurazioni.

In base alle norme IEC 60904/ DIN EN 60904 tali valori di riferimento (STC) sono:

· Irraggiamento: 1000 W/m²

· Temperatura di esercizio della cella: 25°C con uno scarto di 2°C

· Distribuzione spettrale della radiazione solare conforme alle IEC 60904-3 e massa d’aria AM= 1,5

La curva di potenza è caratterizzata dai seguenti tre punti:

- Punto di massima potenza o MPP ( Maximum Power Point): è il punto in corrispondenza del quale la cella eroga la massima potenza. Le variabili che descrivono questo punto sono la potenza P_mp , la tensione V_mp, e la corrente I_mp di massima potenza. La potenza, in questo caso, è espressa in “watt di picco” (W_p) per indicare che è stata misurata in condizioni standard (STC);

- La corrente di corto circuito I_cc, che per celle in silicio monocristallino ( 10cm x 10cm) è circa 3A (maggiore della I_mp di circa il 15%);

- La tensione di circuito aperto V_ca, che per celle in silicio monocristallino (10cm x 10cm) è circa compresa tra 0,5V e 0,6V, mentre celle amorfe delle stesse dimensioni hanno una V_ca di 0,6V e 0,9V.

La curva caratteristica delle celle amorfe differisce da quella delle celle in silicio cristallino considerevolmente: il punto di massima potenza si ha in corrispondenza a circa 0,4V ed, in generale, l’intera curva è più piatta (minore efficienza significa infatti anche minore corrente).

Per ottenere la medesima potenza conseguibile con una cella di dimensioni standard in silicio cristallino occorre, una superficie amorfa maggiore. Anche l’inverter e l’inseguitore del Punto di Massima Potenza devono avere caratteristiche diverse da quelli impiegati per le celle cristalline.

E’ importante sottolineare che la curva caratteristica di una certa cella fotovoltaica si modifica al variare di due parametri: l’irraggiamento e la temperatura di esercizio della cella stessa.

In particolare, al crescere dell’irraggiamento, la I_cc aumenta proporzionalmente mentre la V_ca rimane pressochè costante. In caso di diminuzione dell’irraggiamento al di sotto di valori vicini ai 100-200 W/m² , anche la tensione diminuisce, secondo una relazione di tipo logaritmico (con una conseguente perdita di efficienza per basso irraggiamento).

Un altro parametro importante ai fini della valutazione delle prestazioni della cella è il “Fill Factor” o “Fattore di Forma” (FF) dato dal rapporto tra la potenza della corrente di corto circuito per la tensione di circuito aperto.

Il fattore di forma FF indica quindi quanto l’area sottesa dalla curva caratteristica si discosta da un rettangolo di area I_cc x V_ca.

FF= (I_mp x V_mp) / (I_cc x V_ca)

Valori tipici del fill factor per celle in silicio cristallino sono compresi tra 0,75 e 0,85, mentre per il silicio amorfo il FF è pari a 0,5-0,7.

SENSIBILITA’ ALLO SPETTRO SOLARE

A seconda del tipo di silicio e della tecnologia impiegati, le celle sono caratterizzate da una diversa sensibilità alla distribuzione spettrale tipica della radiazione solare, che ha un picco di potenza nel campo del visibile (0,38µm <λ< 0,78µm). In particolare, le celle in silicio cristallino sono più sensibili alla radiazione nella banda delle onde lunghe (ordine del micron), mentre le celle a film sottile reagiscono in modo più efficiente alla radiazione nel campo del visibile. Le celle in silicio amorfo rispondono invece in modo ottimale alla radiazione nella banda delle onde corte. Nelle celle a giunzione multipla, tipicamente le celle a film sottile con strati sovrapposti di silicio amorfo caratterizzati da una diversa sensibilità allo spettro solare, viene coperta in modo ottimale la gran parte della distribuzione spettrale. Inoltre, questo tipo di celle si comporta in modo molto efficiente in condizioni di scarsa insolazione.

In una cella a tripla giunzione, ad esempio, lo strato superficiale assorbe la luce di colore blu lasciando passare le altre componenti della radiazione. Lo strato intermedio assorbe la luce di colore giallo-verde mentre, in ultima istanza, il terzo strato è fotosensibile alla luce di colore rosso.

EFFICIENZA DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE

L’efficienza di una cella fotovoltaica è calcolata come rapporto tra la potenza di picco (P_p) e la potenza irraggiata dal sole, ed è pertanto uguale a:

η= P_p/ (E x A)

Dove:

E è l’irraggiamento solare espresso in W/m²

A è l’area della cella (nel caso di un modulo, è l’area del modulo espressa in m²)

L’efficienza riportata nelle schede tecniche dei moduli fotovoltaici è sempre riferita alle condizioni standard (STC).

E’ importante osservare che l’efficienza di una cella varia con l’irraggiamento e con la temperatura di esercizio della cella.

In casi diversi dalle condizioni standard, il valore dell’efficienza è dato come differenza tra l’efficienza nominale (η_stc) e la variazione di rendimento (Δη) che si ha a seguito di una variazione delle condizioni di prova:

η= η_stc- Δη

Il fattore S è espresso come rapporto tra l’irraggiamento effettivo e l’irraggiamento che si avrebbe in condizioni standard (1000 W/m²). Tramite il fattore S così definito, è possibile valutare il valore approssimato dello scostamento dell’efficienza dal suo valore nominale, a temperatura costante, utilizzando la seguente formula approssimata:

Δη= -0,04 x η_stc x S

Con un irraggiamento di 500 W/m², S assume un valore di 0,5: pertanto considerando, a titolo di esempio, una cella in silicio cristallino con η_stc pari al 15,4%, si ha che la corrispondente diminuzione di efficienza è approssimativamente pari a

Δη= -0,04 x 0,154 x 0,5 = 0,004

Il nuovo valore dell’efficienza sarà, quindi, all’incirca del 15%.

Un risultato diverso è conseguibile utilizzando celle a tripla giunzione, la cui efficienza aumenta anche del 30% rispetto al valore nominale in condizioni di scarso irraggiamento.

Come accennato in precedenza, il rendimento della cella è sensibile anche alla temperatura di esercizio della cella. Le celle in silicio cristallino raggiungono la massima efficienza a basse temperature (all’aumentare della temperatura l’efficienza, invece, diminuisce rispetto al valore nominale). La risposta delle celle alla variazione di temperatura cambia, tuttavia a seconda del tipo di cella e del materiale impiegato.

In prima approssimazione, nel caso di celle cristalline si stima una variazione percentuale del rendimento pari allo 0,45% per °C (fattore di temperatura).

La variazione di rendimento registrabile a temperature diverse da quella standard (25°C), con irraggiamento costante, può quindi essere stimata mediante al seguente espressione approssimata:

Δη= -0,45% x (25°C- ΔT) x η_stc

Il fattore di temperatura (variazione dell’efficienza per °C) dipende a sua volta dal grado di irraggiamento: con bassi valori dell’irraggiamento, nelle celle cristalline, l’effetto temperatura è piuttosto contenuto ( con E= 1000 W/m² il fattore di temperatura è pari a -0,15% per °C)

Diversamente, il fattore di temperatura delle celle in silicio amorfo in condizioni di scarso irraggiamento ha segno positivo e può arrivare fino a +1,4% per °C

Materiali e ricerca, vantaggi e svantaggi

Le differenti tecnologie per la produzione delle celle fotovoltaiche e le diverse celle che di conseguenza i produttori sono in grado di offrire, presentano pregi e difetti specifici.

In termini generali, si può affermare che i rendimenti migliori appartengono ai pannelli in silicio monocristallino seguiti a breve da quello policristallino, sebbene alcuni nuovi materiali abbiamo mostrato in laboratorio rendimenti estremamente promettenti. Il calo del rendimento avviene generalmente a fronte di una diminuzione, in verità non proporzionale, dei costi del prodotto. I pannelli monocristallini inoltre sono quelli che garantiscono la miglior prestazione nel tempo in termini di durata, affidabilità e costanza nei rendimenti. Il processo produttivo che porta alla creazione di tali celle è tuttavia complesso e alquanto energivoro, ragioni queste del costo elevato del prodotto.

La nuova tecnologia del silicio amorfo è caratterizzata da una marcata versatilità d’impiego. La possibilità di depositare il materiale attivo su substrati di diverso tipo da usare anche quali elementi strutturali nelle facciate degli edifici rappresenta un’opportunità considerevole per la diffusione di questo tipo di celle. L’integrazione del pannello negli edifici costituisce inoltre un passo avanti verso la loro indipendenza energetica e la produzione di energia da fonte solare su larga scala. Resta tuttavia da superare l’ostacolo costituito dal basso rendimento di queste celle e dal degrado delle prestazioni che i pannelli in amorfo mostrano già dopo 10 anni.

Anche l’ingegnerizzazione degli stessi moduli di silicio ha subito, negli ultimi anni, modifiche sostanziali con l’introduzione della tecnologia laser a contatti sepolti (LGBG) per le celle fotovoltaiche al silicio. La tecnologia attualmente più usata per la realizzazione delle celle al silicio prevede che i contatti metallici vengano saldati sulla superficie della cella, comportando alcuni svantaggi fra cui una riduzione dell’area captante. La tecnologia LGBG si basa invece sulla possibilità di “nascondere” i contatti all’interno della cella. Un laser viene utilizzato per creare dei solchi sulla superficie della cella all’interno dei quali viene poi fuso il metallo a base di rame che fungerà da conduttore per l’elettricità prodotta. Tale processo, inventato da Martin Green e Stuart Wenham nel 1984, è stato poi applicato per la realizzazione di celle commerciali dal 1992. Attualmente le celle LGBG raggiungono un’efficienza del 17%, ma gli esperti prevedono di raggiungere a breve il 20%. Un discorso a parte deve essere fatto per i nuovi film sottili, per i quali non sono disponibili dati di rilevanza statistica che consentano di trarre delle conclusioni generali. I nuovi prodotti rappresentano tuttavia una promessa per il futuro in termini di riduzione dei costi e aumento delle prestazioni del sistema. La divisione di Scienze dei Materiali (MSD) del Lawrence Berkeley National Laboratory, in collaborazione con alcuni gruppi della Cornell University e dell’Università Ritsumeikan del Giappone, ha scoperto che il valore del gap di banda di un particolare semiconduttore, il nitruro di indio (InN), non è pari a 2 elettronvolt (eV) come si riteneva finora, ma è molto più basso e dell’ordine dei 0,7 eV. Questa scoperta permetterebbe la costruzione di un singolo sistema di semiconduttori con leghe di indio, gallio e azoto, virtualmente in grado di convertire l’intero spettro della luce solare (dall’infrarosso all’ultravioletto) in corrente elettrica. La limitazione principale infatti dell’efficienza delle celle, siano esse realizzate in silicio o con materiali diversi, è causata dall’intervallo, o gap, fra le bande di energia del semiconduttore, che non è in grado di assorbire i fotoni di bassa energia. Il nitruro di indio e gallio dovrebbe, in teoria, permettere di coprire l’intero spettro della luce solare. Finora, questo materiale non era stato preso in considerazione anche perché i suoi cristalli presentano numerose irregolarità. D’altro canto, i vantaggi sono molti: dal costo non eccessivo all’elevata capacità termica e dalla resistenza alla radiazione, proprietà ideali per una cella solare

Il quadro fin qui presentato è riassunto sinteticamente nella tabella seguente che espone i punti di forza e le principali debolezze dei diversi tipi di celle fotovoltaiche attualmente disponibili sul mercato, ovvero ancora in fase di prototipo di laboratorio.

CARATTERISTICHE RIASSUNTIVE DELLE TECNOLOGIE DI PRODUZIONE DEI PANNELLI

SILICIO MONO

SILICIO POLI

SILICIO AMORFO

GaAs

CIS

Dimensioni lato cella

8-10 cm

12-15 cm

Variabili

(standard comm. 30 cm)

Variabili

Spessore cella

250-350 μm

pochi μm

5-10 μm

Rendimento cella

14-17%

10-14%

4-6% singolo

7-10% tandem

25%

8-10%

Vantaggi

- Alto rendimento

- Stabilità

- Tecnologia affidabile

- Costo minore

- Fabbricazione più semplice

- Migliore occupazione dello spazio

- Buon rendimento in caso di irragg. diffuso

- Adatto a supporti flessibili

- Alta resistenza alle alte temperature

- Adatto ad applicazioni aeronautiche

- Molto stabile

- Utilizzabile su substrati flessibili

Svantaggi

- Costo

- Energia grigia

- Elevata quantità di materiale necessario

- Complessità di produzione

- Minor rendimento

- Sensibilità alle impurità

- Basso rendimento complessivo

- Degrado iniziale delle prestazioni

- Scarsa stabilità negli anni

- Tossicità

- Scarsa disponibilità del materiale

- Costi estremamente elevati

- Tossicità

COSTI MEDI per kWp

5,4

4,5

3,6

n.d.

6,5

Componenti e schema d’impianto

Le configurazioni tipiche che possono essere realizzate con il fotovoltaico sono:

1) Sistemi autonomi isolati dalla rete (stand-alone o isolati)
2) Sistemi connessi alla rete elettrica (grid-connected)
3) Sistemi ibridi

1) I sistemi autonomi sono impianti completamente indipendenti dalla rete elettrica che si affidano esclusivamente all’energia solare per assolvere alla richiesta di energia di

qualsiasi portata e qualsiasi grandezza.
Sono realizzati particolarmente in zone remote dove potrebbe risultare difficile collegarsi alla rete o dove l’allacciamento ad essa risulterebbe troppo costoso.
L'elettricità generata dai sistemi autonomi semplici può essere usata in vari modi, principalmente in sistemi in corrente continua (DC) senza le batterie. In questo caso l’energia prodotta dai moduli viene direttamente utilizzata dal carico: come per esempio in un sistema di pompaggio delle acque. La pompa solare sommersa lavora nelle ore

diurne riempiendo i serbatoi e smette al tramonto. I sistemi autonomi possono essere anche installati con batterie al fine di accumulare l’energia prodotta dai moduli ed avere un sistema completamente funzionante anche nelle ore notturne o in periodi di cattivo tempo. Con questo sistema si possono illuminare strade e case, far funzionare ventilatori e molte altri vari apparecchi in corrente continua già presenti in commercio.
Nel caso di utilizzo di apparecchiature in corrente alternata (AC) bisognerà aggiungere al sistema un inverter, che, posto tra le batterie ed il carico, trasforma la tensione da continua in alternata consumando solo una piccola parte di corrente per il suo funzionamento.
I sistemi stand-alone con batterie funzionano collegando i moduli fotovoltaici alla batteria e la batteria al carico attraverso un regolatore di carica, che permette un controllo dell’intero impianto mantenendo sempre efficiente la carica stessa degli accumulatori. I moduli fotovoltaici caricano la batteria durante il giorno che poi

alimenta il carico in base al fabbisogno.

Questi sistemi possono essere usati anche come back-up in caso di black-out.

Principali vantaggi dei sistemi autonomi :

- l’energia è prodotta dove e quando è necessaria e come back-up durante la notte o nei

giorni di cattivo tempo
- sono facili da trasportare, installare ed utilizzare
- tutti i moduli fotovoltaici richiedono soltanto un controllo e una pulizia occasionale
- sono silenziosi e non inquinano

2) I sistemi connessi alla rete sono impianti fotovoltaici collegati direttamente alla comune rete elettrica attraverso un particolare inverter appositamente studiato per queste connessioni.
Il loro funzionamento è molto semplice: il sistema produce nelle ore diurne la quantità di energia in base alla richiesta dell’utente (non ci sono limiti di potenza per le installazioni, ma generalmente gli impianti per abitazioni possono partire dal minimo di 1kW_p fino al 3-5kW_p, e per attività commerciali 20-30kW_p fino a 100kW_p). Questa energia è però disponibile solo nelle ore diurne. Nel caso la produzione del campo fotovoltaico non venga utilizzata completamente, l’elettricità fornita dai moduli viene immessa nella rete elettrica e rivenduta alla società fornitrice.
Al contrario se l’elettricità fornita dai moduli non è sufficiente in momenti di maggiore utilizzo, la differenza viene automaticamente fornita dalla rete.
In questo modo i sistemi connessi alla rete riducono il consumo di elettricità della rete e permettono quindi di avere un rimborso direttamente dalla società fornitrice nella bolletta.

3) I sistemi ibridi consistono in una combinazione di moduli fotovoltaici con altre fonti di energia elettrica (ad esempio generatori eolici, generatori idroelettrici, ecc..) per caricare batterie e soddisfare il fabbisogno energetico, considerando le caratteristiche e altri dettagli del luogo di installazione.
I sistemi ibridi, che non sono collegati alla rete elettrica principale, sono sistemi autonomi e funzionano in modo indipendente ed affidabile.
Le migliori applicazioni per questi sistemi sono in aree remote, come ad esempio, villaggi rurali, stazioni di telecomunicazioni, ecc…

Il sistema fotovoltaico è composto da alcuni elementi fondamentali: il generatore, i sistemi di condizionamento e di controllo della potenza, l’inverter, le strutture di sostegno e, nel caso degli impianti isolati, gli accumulatori.

Il generatore è composto da un insieme di moduli fotovoltaici collegati in serie ed in parallelo, in modo da ottenere i valori di tensione e corrente desiderati. Il generatore è generalmente suddiviso in stringhe di pannelli. Il trasferimento dell’energia dall’impianto all’utenza avviene attraverso ulteriori dispositivi necessari per la trasformazione della corrente continua in corrente alternata e per la regolazione della potenza in uscita. Poiché l’impianto fotovoltaico produce solo nelle ore di luce, se si vuole garantire una completa autonomia ad un’utenza isolata dalla rete, il sistema deve essere in grado di accumulare l’energia in surplus prodotta durante le ore di maggiore insolazione, per poi utilizzarla a richiesta dell’utenza. Lo stoccaggio dell’energia viene realizzato mediante accumulatori che devono soddisfare parametri specifici.

GENERATORE

La singola cella fotovoltaica costituisce il componente elementare dell’impianto ma, per essere in grado di fornire una potenza elettrica significativa, essa deve essere collegata in serie ad altre celle fino a formare il modulo fotovoltaico, di potenza media compresa tra i 50 e i 200 W_p. Per aumentare ancora la potenza elettrica è necessario collegare tra loro più moduli, in serie o in parallelo. Più moduli collegati in una struttura comune vengono indicati con il termine di pannello, mentre un insieme di pannelli collegati elettricamente in serie costituisce una stringa. Infine, il collegamento in parallelo di più stringhe, fino a raggiungere la potenza elettrica desiderata, costituisce il generatore.

L’impianto fotovoltaico nel suo complesso non è costituito dal solo generatore, ma necessita di una serie di componenti ausiliari di connessione alle utenze e/o alla rete di distribuzione, di accumulo energetico e di trasformazione. Ciascuno dei dispositivi posti a valle del generatore ha una sua specifica efficienza che condiziona la resa complessiva del sistema..

Fig.

a) Cella; b) Modulo; c) Stringa; d) Campo fotovoltaico.

Come già detto, le celle di silicio cristallino, che assorbono il 60% circa del mercato dei pannelli fotovoltaici, sono costituite da sottili fettine di semiconduttore opportunamente drogato con uno spessore di qualche centinaio di micron e lato di circa 12 cm. Per formare il modulo fotovoltaico le celle devono essere collegate elettricamente e assemblate l’una a fianco dell’altra. A questo scopo, le celle vengono posate su un supporto rigido, costituito da vetro o da materiali plastici adatti (EVA) e protetto da un vetro anteriore. È necessario infatti ricordare che i cristalli costituenti la cella sono molto fragili e non sopportano sollecitazioni meccaniche o deformazioni senza danni.

Sono commercializzate anche soluzioni a doppio vetro, che consentono trasparenze talvolta essenziali per l’integrazione architettonica dei pannelli, o pannelli con bassa trasmittanza termica e quindi buone proprietà isolanti, che ne consentono l’utilizzo quali elementi di tamponamento.

Le celle realizzate in silicio amorfo consentono invece la deposizione del semiconduttore su diversi materiali e supporti fino a realizzare prodotti leggeri e deformabili. Non è necessario l’utilizzo del substrato di EVA e il modulo ha un aspetto molto gradevole, presentandosi come una superficie uniforme con riflessi anche colorati. Un’altra soluzione particolarmente interessante dal punto di vista architettonico è rappresentata dalle tegole fotovoltaiche costituite da strisce già formate in tegole preaccostate su una struttura di supporto.

Tutti i moduli fotovoltaici si configurano esternamente come componenti a due terminali caratterizzati da uno specifico valore di tensione e di corrente. Il collegamento tra le celle viene realizzato a mezzo di sottili bandelle metalliche elettrosaldate; quelle terminali vengono generalmente fatte uscire dal retro forando il supporto posteriore in corrispondenza della cassetta di terminazione, che si presenta come un contenitore plastico fissato sul retro del modulo contenente la morsettiera che rende disponibili le due polarità.

I moduli sono poi generalmente completati con una cornice esterna in alluminio anodizzato che facilita le operazioni di montaggio e consente di distribuire gli sforzi dovuti al serraggio dei dadi o ad altre sollecitazioni. Il modulo risulta inoltre protetto da infiltrazioni poiché la cornice viene fissata con collanti siliconici.

Alcune soluzioni commerciali prevedono la fornitura di moduli senza cornice esterna; l’aspetto della struttura risulta più snello e questi pannelli meglio si prestano ad integrazioni architettoniche, anche se presentano alcuni problemi di montaggio e di isolamento.

CARATTERISTICHE DEI MODULI COMMERCIALI

Superficie: 0,5 – 1 m²

Potenza: 50 – 180 W

SISTEMI DI ACCUMULO

Laddove sia necessario immagazzinare l’energia prodotta dal sistema fotovoltaico per renderla disponibile nelle ore di basso o nullo irraggiamento, l’impianto deve essere completato con una batteria di accumulatori di opportuna capacità che consentano anche di far fronte ai carichi di punta richiesti dall’utenza senza dover sovradimensionare il generatore. A prescindere dal tipo di accumulatore scelto, questa integrazione rappresenta sempre un elemento critico del sistema poiché richiede un’accurata manutenzione per evitare un decadimento veloce delle prestazioni. I requisiti principali degli accumulatori adatti all’accoppiamento con i generatori fotovoltaici possono essere riassunti come segue:

● buone capacità di assorbimento e cessione di energia in piccole e grandi quantità;

● elevata intensità di corrente in uscita;

● lunga durata;

● ridotta manutenzione;

● ridotta autoscarica.

Tra le batterie disponibili sul mercato le più idonee risultano quelle al piombo acido che hanno registrato negli ultimi anni un incremento di prestazioni ed affidabilità dovuto soprattutto al largo impiego di una tecnologia analoga adottata nell’industria automobilistica.

Batteria al piombo acido

Infatti, sebbene le caratteristiche peculiari delle batterie per impiego nel settore del fotovoltaico le differenzino, per specifiche costruttive e per prestazioni elettriche, da quelle utilizzate nel settore dell’autotrazione, le due tecnologie condividono alcune scelte costruttive.

In termini di prezzo, è necessario evidenziare che le batterie risultano, più ancora dei moduli fotovoltaici, i componenti più costosi dell’impianto; richiedono infatti una sostituzione al termine della loro vita utile che risulta generalmente di 6 ÷ 8 anni, contro una vita utile dei pannelli di 30 anni. È necessaria inoltre una periodica manutenzione.

Oltre alle batterie al piombo acido, il mercato offre, per l’impiego nei sistemi fotovoltaici, le batterie al nichel/cadmio che però risentono ancora dell’effetto memoria, hanno una maggiore autoscarica e presentano il problema dello smaltimento finale del cadmio, ma offrono una vita utile più lunga.

In ogni caso, qualunque sia la scelta in merito al tipo di accumulatore, particolare attenzione deve essere riservata all’alloggiamento dello stesso. È da preferire, qualora sia possibile, la collocazione all’interno di locali esenti da umidità, polveri sospese e fumi, con temperature comprese tra i +5 e i +50°C. Le pareti devono possibilmente essere rivestite con materiali antiacido, così come le strutture sulle quali vengono posati gli accumulatori in modo da mantenerli su un piano orizzontale. In particolare, i circuiti elettrici presenti nel locale devono ottemperare alle specifiche previste dalle norme CEI (CEI 31-33 locali a rischio di esplosione ed incendio) per questo tipo di impianti.

È molto importante anche l’aerazione del locale, dato che il processo di carica e scarica sviluppa una miscela esplosiva di ossigeno ed idrogeno che può essere portata, mediante opportuna ventilazione, al di sotto del limite di esplosività.

Si riportano nella tabella a seguire i costi indicativi di alcuni accumulatori al piombo, ricordando che il costo dell’accumulatore risulta proporzionale alla sua capacità, intesa come carica espressa in amperora [Ah] erogati alla temperatura di 20°C, in un tempo di scarica che è normalmente di 10 ore. Tale capacità diminuisce al diminuire della temperatura e del tempo di carica, che pone un limite alla corrente massima erogabile.

Tipo	Capacità [AH a 10 ore]	Tensione (V)	Costo al pubblico [€]
Piombo ermetico	65	12	100
Piombo acido	67	12	170
Gel	65	12	150

REGOLATORE DI CARICA

Per evitare scariche troppo profonde degli accumulatori così come cariche eccessive, si impiegano opportuni regolatori di carica .

Nei sistemi stand-alone la tensione nominale del generatore FV deve essere più alta di quella di ricarica delle batterie per far si che la tensione di MPP ( Maximum Power Point), alle alte temperature, sia sufficiente per la ricarica considerando anche le cadute di tensione nei cavi e nei diodi di stringa pari circa all’1-2% del totale. In questo caso,, il regolatore di carica misura la tensione della batteria e la protegge da fenomeni di sovraccarica attraverso una delle seguenti azioni:

-scollegando il generatore FV quando si supera la tensione di soglia della batteria

corto circuitando il generatore con un regolatore di shunt

-regolando la tensione con un regolatore dotato di MPPT

Regolatore di carica Regolatore di carica

con display per carichi di piccola potenza (max 40W)

elevati (20A).

Per evitare che nei periodi di bassa insolazione la batteria si scarichi alimentando il generatore FV si usa un diodo che blocca le correnti inverse, e che solitamente è integrato nel regolatore di carica.

Per ottimizzare le operazioni degli accumulatori ed aumentarne sensibilmente la vita, sono necessari dei regolatori di carica molto flessibili che siano in grado di adattarsi alle diverse condizioni di carica e di temperatura delle batterie.

Le principali mansioni di un moderno regolatore di carica sono:

- ottimizzazione della carica dell’accumulatore

- prevenzione da sovraccarica

- prevenzione da fenomeni di scarica indesiderati

- protezione da scarica profonda

- informazioni sullo stato di carica

Inoltre un buon regolatore deve offrire:

• Affidabilità.

• Semplicità costruttiva: per correnti inferiori a 30–40° (tensioni 12/24V) il mercato offre regolatori compatti e totalmente elettronici, mentre per generatori di taglia maggiore si ricorre a regolatori a controllo elettronico con attuazione elettromeccanica.

• Regolazione ON-OFF: consiste nella completa connessione o sconnessione del generatore fotovoltaico dalla batteria quando la tensione della stessa oltrepassa una prestabilita soglia.

• Regolazione con MPPT.

INVERTER

I convertitori sono apparecchi elettronici in grado di convertire le grandezze elettriche tensione e corrente di un circuito in valore e/o forma. Fra le varie tipologie di convertitori statici di potenza, quelli in grado di convertire la corrente continua in corrente alternata vengono, in genere, identificati con la dizione tecnica inverter.

Negli impianti collegati alla rete, la tensione continua da convertire in alternata è quella del generatore FV mentre, in quelli stand-alone, è quella presente al nodo generatore-batteria di accumulatori. Per gli impianti grid-connected, l’inverter deve essere in grado di immettere energia nella rete di distribuzione collegata al sistema elettrico nazionale.

Le funzioni svolte dalle principali sezioni in cui è logicamente possibile suddividere un inverter sono le seguenti:

• Maximum Power Point Tracker (MPPT). Questo dispositivo ha lo scopo di individuare istante per istante quel particolare punto sulla caratteristica I-V del generatore PV per cui risulta massimo il trasferimento di potenza verso il carico posto a valle. Il MPPT si rende necessario perché, come abbiamo in precedenza visto, la curva caratteristica I-V di una cella FV, non rimane costante ma varia istantaneamente al modificarsi delle condizioni di irraggiamento solare e col variare della temperatura: queste continue variazioni provocano continuamente lo spostamento del punto di massima potenza.

• Ponte di connessione. E’ il cuore dell’inverter e permette di passare dalla corrente continua alla corrente alternata facendo uso di dispositivi semiconduttori (transitori, tiristori, ecc) pilotati con sequenze di impulsi di comando controllati.

• Trasformatore. Le funzioni del trasformatore sono due: la prima di adeguamento del livello di tensione di circuito primario con il valore richiesto dal carico e la seconda la separazione galvanica (o metallica) tra generazione FV e utenza. Nei casi in cui non

sia richiesta la separazione galvanica tra i circuiti a monte e a valle del trasformatore, la presenza di quest’ultimo non è strettamente necessaria in quanto l’innalzamento o la diminuzione della tensione del generatore ai valori richiesti dal carico può essere realizzata elettronicamente.

• Protezione di massima corrente. Provvede a sezionare l’uscita dei circuiti di potenza quando viene superata una determinata soglia di corrente. In genere ogni macchina è dotata anche di un dispositivo di protezione con intervento magnetotermico

utilizzato come rincalzo a salvaguardia dell’inverter stesso.

• Protezioni di interfaccia con la rete elettrica. Gli impianti grid-connected devono essere in grado di disconnettersi automaticamente in caso di malfunzionamento di quest’ultima come, ad esempio, quando avviene una interruzione della fornitura di energia elettrica.

Inverter

Al giorno d’oggi appartiene all’equipaggiamento standard degli inverter disponibili sul mercato anche un’interfaccia per PC oppure un display interno che rilevi tutti i dati notevoli di funzionamento dell’inverter. Per la connessione in rete esistono inverter che presentano diversi schemi di connessione, raggruppabili essenzialmente in tre categorie:

• Inverter centrale, per moduli o per stringa .

• Inverter con o senza trasformatore (interruzione galvanica).

• Inverter con controllo trifase della rete o ENS (dispositivo di interruzione dell’ erogazione da parte dell’inverter, inaccessibile ai gestori della rete).

Gli inverter senza trasformatori hanno in linea di principio un rendimento più alto dal momento che si evitano le dispersioni relative al trasformatore. Questo tipo di apparecchiature lavorano con tensioni di ingresso più alte anche se questo comporta maggiori provvedimenti per la sicurezza. Importante, per la definizione delle misure di sicurezza da applicare per il circuito a corrente continua, è la presenza o meno di

un’interruzione galvanica tra ingresso e uscita dell’inverter.

Per la protezione da un contatto indiretto (contatto con una parte conduttiva che per errore è sotto tensione) all’interno del circuito di corrente continua si possono usare materiali isolanti della classe II. Se i moduli non posseggono la classe II per la protezione dai contatti indiretti è necessario che la tensione a vuoto del generatore PV non superi mai 120 V_CC e l’inverter utilizzato deve avere un'interruzione sicura tra l’ingresso a corrente continua e la tensione alternata della rete; l’inverter deve anche avere la capacità di lavorare con tensioni di input adeguate a tensioni di sistema molto più basse. La maggior parte degli inverter disponibili sul mercato hanno un sistema di controllo dell’isolamento che verifica lo stato dei cavi in corrente continua.

La produzione annuale di energia di un impianto FV è definita tra l’altro anche dal grado di efficienza dell’inverter scelto e dalla sua capacità di adeguamento alla potenza del generatore FV. In generale gli inverter possono essere sottodimensionati. L’adeguamento di potenza tra l’inverter e il generatore, cioè il rapporto tra la potenza

nominale dell’inverter e quella del generatore deve essere scelta in modo che l’inverter ottenga un grado di efficienza massimo sul funzionamento annuale. Un sovradimensionamento del generatore presenta il vantaggio che l’inverter lavora più spesso in campi di carico parziale e quindi con maggiore grado di rendimento di

trasformazione. Il rapporto ottimale di adeguamento dipende fra l’altro anche dal

sito e dall’orientamento del generatore FV (frequenza dell’intensità di irraggiamento) e dall’andamento della curva del grado di efficienza del rendimento dell‘inverter in questione. Nel caso di un generatore dall’orientamento ottimale la potenza nominale di CC dell’inverter dovrebbe essere dall’80 al 100% della potenza nominale del

generatore.

Sono tre i diversi sistemi per l’erogazione di energia all’interno del gruppo degli impianti connessi in rete:

• Inverter centrale con connessione in serie e parallela dei moduli PV dalla parte del circuito in continua. La raccolta dell’energia avviene esclusivamente dalla parte della corrente continua.

Fig. Diversi tipi di inverter

• Inverter a stringa (inverter orientato ai moduli) con connessione in serie dei moduli PV dalla parte della continua e connessione in parallelo dalla parte dell’inverter. In alcuni inverter di questo tipo si possono collegare anche due o più stringhe.

• Inverter integrati nei moduli per singoli moduli PV con connessione in parallelo dell’inverter dalla parte dell’inverter. La raccolta dell’energia avviene esclusivamente dalla parte dell’inverter.

Lo schema a inverter centrale è il più utilizzato perché contiene i costi. Negli impianti con inverter centrale il generatore FV è composto da diverse stringhe in parallelo, ognuna composta da moduli connessi in serie. Le stringhe vengono raccolte nella scatola di connessione del generatore e collegate mediante una linea principale all’inverter. La connessione in parallelo di più inverter di minore potenza in combinazione master-slave fa aumentare il grado di efficienza a carico parziale ma porta a un aumento dei costi di investimento.

Negli impianti con inverter a stringhe non è necessaria la scatola di connessione, poiché le stringhe si collegano direttamente all’inverter. Questo riduce il tempo di installazione dalla parte del circuito in continua.

Gli inverter integrati nei moduli sono di piccola taglia, con potenze da 100W a 500W. Questi vengono montati direttamente sul retro del modulo o nelle sue immediate vicinanze. In questo modo si evita tutta la parte delle connessioni in corrente continua. Il costo specifico di un inverter centrale è in parte molto inferiore a quello degli inverter integrati nel modulo e inoltre gli inverter di bassa potenza hanno un grado di efficienza inferiore. Dall’altra parte un sistema con inverter centrale richiede una maggiore quantità di installazioni dalla parte del circuito in corrente continua, che a confronto con la tecnologia di installazione in alternata presenta costi maggiori. Gli inverter integrati nei moduli rendono superflua la presenza della scatola di connessione (compresi tutti gli altri relativi dispositivi necessari) e inoltre i circuiti di continua vengono in parte o completamente sostituiti da circuiti in alternata, meno costosi. L’impiego di inverter a stringhe oppure integrati nei moduli rende necessario un sistema di rilevamento e di controllo dei dati e può rendere la manutenzione più onerosa. D’altro canto la regolazione "individuale" del punto di massima potenza MPPT può aumentare il grado di rendimento di tutto il sistema, soprattutto quando si parla di integrazione nell’edificio, poiché ogni elemento può funzionare al massimo indipendentemente dagli altri che in quel momento si trovano sottoposti per esempio ad altre condizioni di irraggiamento. Risulta anche più facile in questo modo realizzare un ampliamento dell’impianto per fasi.

ANALISI DELLA SOSTENIBILITA’ ECONOMICA ED AMBIENTALE

Un nuovo modello di generazione energetica

Negli ultimi 50 anni la generazione energetica centralizzata è stata considerata il mezzo più efficiente per produrre e distribuire elettricità ad un ampio numero di consumatori. In effetti il contributo offerto dall’economia di scala alla produzione di energia da centrali a combustibili fossili (e ad energia nucleare) permette di ridurre i costi di produzione, anche alla luce della relativa disponibilità di combustibili fossili a basso costo e dei sostegni per lo sviluppo delle infrastrutture per la distribuzione dell’energia.

Tuttavia lo sfruttamento dei combustibili fossili per la produzione energetica non potrà continuare a lungo sia a causa della progressiva riduzione della disponibilità dei combustibili stessi sia per l’aumentata consapevolezza in merito all’impatto ambientale associato allo sfruttamento delle fonti non rinnovabili ed ai processi di combustione. Il modello attuale di generazione energetica, basato appunto sulle grandi centrali a combustibili fossili, richiede inoltre una rete di distribuzione energetica che copra l’intero territorio. I costi di questa sovrastruttura sono elevati in termini di investimento e di spesa di manutenzione. Anche la rete degli elettrodotti presenta inoltre alcune problematiche ambientali che ultimamente sono state oggetto di attenzione pure da parte dell’opinione pubblica.

Quanto sopra esposto fa supporre che nell’ottica di uno sviluppo sostenibile della nostra società, il modello energetico dovrà in futuro essere orientato verso la generazione distribuita sul territorio. La produzione dovrà essere affidata anche agli impianti di piccola-media taglia che potranno soddisfare la richieste delle utenze poste nelle vicinanze dell’impianto energetico riducendo la loro dipendenza dalle grosse reti di distribuzione ed evitando il trasporto dell’energia sulle lunghe distanze e le perdite associate.

La generazione elettrica a piccola scala, connessa alla rete elettrica di distribuzione, viene detta generazione (o microgenerazione) distribuita. Questo tipo di produzione, e quella degli impianti fotovoltaici in particolare, presenta alcuni aspetti che giustificano una produzione della tecnologia su larga scala.

Il modello proposto dalla generazione elettrica distribuita consente di ridurre i costi imputabili alle infrastrutture, dovuti al sempre crescente carico elettrico che la rete è chiamata a sopportare, soprattutto alla luce dei picchi di carico; ne derivano alcuni disservizi quali la sospensione della fornitura di energia a partire dagli utenti industriali fino a quelli civili.

La generazione distribuita in un quadro di ampio sviluppo può permettere di ritardare, se non di evitare, eccessivi aumenti nel dimensionamento della rete. La decentralizzazione permette inoltre di evitare le perdite di carico dovute alla rete che, nel caso dell’elettrificazione di utenze e territori rurali, raggiungono valori prossimi al 25%.

In questo nuovo modello di generazione energetica sul territorio si inseriscono a pieno titolo anche gli impianti fotovoltaici. Lo sfruttamento ottimale della fonte energetica solare per la produzione di energia elettrica prevede l’installazione di numerosi impianti di dimensioni medio-piccole in grado di sfruttare le potenzialità dei diversi siti. La dimensione ridotta ben si adatta agli impianti fotovoltaici; per tale ragione non ha senso considerare l’economia di scala relativa alla taglia d’impianto. Eventuali riduzioni di costo e vantaggi economici si avranno solo se aumenteranno i volumi di produzione dei pannelli piuttosto che le taglie degli impianti. Oltre ad inserirsi a pieno titolo tra le tecnologie adatte alla microgenerazione, il sistema fotovoltaico offre numerosi aspetti positivi che si concretizzano in altrettanti vantaggi associati all’uso della “risorsa sole”.

Nel seguito si analizzano brevemente tali aspetti e si danno degli spunti di riflessione, con la speranza che l’inquadramento della tecnologia anche al di fuori delle sue caratteristiche tecniche possa fornire un quadro più ampio e consentire un’esatta valutazione complessiva delle potenzialità del sistema.

LA MODULARITA’

Parlando in termini generali e senza alcun riferimento a specifiche situazioni che andranno valutate singolarmente, è possibile variare la taglia di un impianto fotovoltaico aggiungendo o rimuovendo alcuni moduli o alcune stringhe di pannelli. La dimensione del sistema può quindi essere adeguata alle esigenze dell’utenza e ai suoi fabbisogni energetici.

L’adeguamento non è così semplice se si utilizzano altre tecnologie quali i gruppi elettrogeni diesel.

La modularità e la capacità di rispondere a richieste diverse in termini di produzione energetica rendono la tecnologia fotovoltaica uno strumento estremamente versatile che può essere facilmente impiegato per soddisfare la richiesta energetica di una calcolatrice tascabile così come di un capannone industriale.

Inoltre la tecnologia fotovoltaica, in virtù della sua modularità, può essere impiegata con ottimi risultati nel settore dell’arredo urbano.

LA GENERAZIONE DECENTRATA

In sintesi, si può sottolineare nuovamente che il fotovoltaico consente di generare corrente laddove questa deve essere impiegata; si riducono in tal modo le perdite dovute al trasporto e alla trasformazione. Il fotovoltaico è quindi uno degli strumenti migliori per la generazione diffusa di energia e consente la riduzione dei carichi sulla rete.

L’AFFIDABILITA’ E LA DURATA

Gli impianti fotovoltaici sono di facile manutenzione, i costi relativi sono di molto inferiori a quelli che competono alle altre tecnologie di produzione energetica, sia da fonti rinnovabili sia da fonti non rinnovabili.

La tecnologia si basa su una proprietà intrinseca del silicio e il processo di trasformazione energetica è semplice, non richiede né l’utilizzo di parti in movimento, né la disponibilità di serbatoi di stoccaggio del combustibile.

La vita utile dell’impianto è superiore a 30 anni e le sue prestazioni rimangono inalterate anche dopo 20 anni di attività. Le norme tecniche a tutela e a garanzia della qualità assicurano la rispondenza dei prodotti agli standard richiesti.

L’AUMENTO DELL’OCCUPAZIONE

Come ogni altra tecnologia altamente specializzata, quella del settore fotovoltaico crea una domanda di personale qualificato e apre nuovi settori di produzione tecnologica. È difficile stimare quali saranno i volumi di questa domanda di manodopera che seguirà da vicino le variazioni del mercato. Un’incentivazione del settore si tradurrà quindi in un aumento della richiesta di manodopera e di occupazione.

LA SCELTA E IL CONTROLLO

La taglia dell’impianto in grado di soddisfare le richieste di una famiglia o di una piccola comunità non è di certo confrontabile con quella delle grandi centrali termoelettriche. È però più facile per l’utente operare delle scelte personali di gestione dell’impianto favorendo il risparmio energetico. Tali scelte si rifletteranno infatti direttamente in un ritorno economico. Con l’impianto fotovoltaico l’utente diventa anche produttore e la gestione dell’energia diventa più consapevole, consentendo di evitare alcuni sprechi.

IL RECUPERO DEL TERRITORIO

Molto spesso, nella gestione del territorio, si assiste al difficile ripristino di spazi urbani che derivano dalla dismissione di particolari strutture a carattere industriale o di siti che erano stati precedentemente destinati ad attività specifiche quali il deposito di rifiuti da discarica o simili. Proprio le discariche controllate, ad esempio, non possono essere sede di nuove costruzioni. È possibile recuperare questi spazi in vari modi; tra le opportunità di recupero si deve ricordare anche quella di utilizzare lo spazio per l’installazione dei pannelli fotovoltaici a mezzo di strutture facilmente smontabili che consentano la manutenzione ottimale della discarica. Esperienze in tal senso sono state fatte negli Stati Uniti con notevoli successi. I generatori fotovoltaici sono facilmente rimovibili ed esercitano un basso carico sul terreno senza creare particolari problemi alla gestione della discarica stessa ma consentendo invece un recupero secondario del territorio. Un altro esempio di recupero degli spazi urbani marginali mediante l’impiego della tecnologia fotovoltaica è quello degli impianti installati al di sotto delle linee di corrente ad alta tensione, dove non solo non è possibile edificare, ma non è neppure possibile utilizzare in sicurezza macchine operatrici che superino restrittivi limiti d’altezza.

A parte i due casi particolari descritti sopra, anche lo sfruttamento di tetti, tettoie e pensiline per la posa dei pannelli rappresenta un esempio di recupero e valorizzazione del territorio urbano. Per dirlo con uno slogan, insomma, “il fotovoltaico si accontenta degli spazi marginali”.

LA RISPONDENZA AI CARICHI

Le richieste di energia elettrica di una generica utenza possono essere descritte in maniera accurata ed esaustiva quando si disponga della curva di carico associata. La curva di carico mostra il consumo di energia elettrica dell’utente nell’arco della giornata (ovvero nell’arco del mese o dell’anno, in funzione del livello di dettaglio scelto).

Analogamente l’impianto fotovoltaico è caratterizzato da una curva di produzione che evidenzia l’energia prodotta dal generatore nell’arco della giornata al variare dell’insolazione.

In molti casi è possibile ottenere una buona sovrapposizione tra la curva di carico giornaliera e la curva di produzione dell’impianto; anche tra le curve mensili è possibile una buona sovrapposizione in determinati tipi di applicazioni. L’impianto produce energia quando ce n’è più bisogno; è questo il caso tipico degli impianti di climatizzazione. I condizionatori consumano più energia quanto più la radiazione solare scalda gli ambienti; parallelamente, l’impianto fotovoltaico produce più energia quanto più la radiazione solare è intensa.

L’ELETTRIFICAZIONE NEI PVS (PAESI IN VIA DI SVILUPPO)

Il fotovoltaico consente l’elettrificazione delle utenze isolate nei confronti delle quali rappresenta talvolta l’unica opzione, soprattutto quando si tengano in considerazione anche gli aspetti ambientali. È già stato sottolineato infatti come in alcune situazioni, laddove ad esempio sussistano vincoli paesaggistici o ambientali che non consentono la realizzazione di elettrodotti aerei o interrati per il trasporto dell’energia, la generazione elettrica a mezzo della tecnologia fotovoltaica offre soluzioni ben integrabili nell’ambiente e certamente affidabili. Inoltre, in queste situazioni spesso l’impianto fotovoltaico ha anche forti implicazioni sociali. Ad esempio, l’illuminazione di una scuola in una zona rurale permette un’educazione serale e attività comunitarie; l’alimentazione di un frigorifero aiuta l’efficacia dei programmi di immunizzazione alle malattie endemiche.

Due miliardi di persone al mondo non dispongono di energia elettrica: per i Paesi in Via di Sviluppo (PVS) la tecnologia fotovoltaica rappresenta una valida risposta. La bassa densità dell’utenza caratteristica di questi territori non giustifica infatti l’elettrificazione del territorio a mezzo di infrastrutture stabili di distribuzione energetica.

LA QUALITA’ DELL’ENERGIA

L’energia prodotta in prossimità del sito di utilizzazione ha un valore maggiore di quello dell’energia fornita dalle centrali tradizionali e trasportata a mezzo elettrodotto fino all’utente. Vengono infatti evitate le perdite di trasporto. La produzione di energia elettrica nelle ore di insolazione permette di ridurre la domanda alla rete durante il giorno proprio quando si registra la maggiore richiesta. L’obiettivo, sebbene ambizioso e certamente di lungo periodo, è quello di “livellare” i picchi giornalieri delle curve di domanda, ai quali solitamente corrispondono le produzioni energetiche più costose. Il fotovoltaico è quindi un’alternativa interessante, in particolare alla luce della crescente diffusione dei sistemi di condizionamento negli edifici residenziali e commerciali.

I COSTI EVITATI

Dal costo di installazione dell’impianto fotovoltaico, nel caso la soluzione adottata sia quella di un’integrazione dei pannelli nella copertura dell’edificio o in facciata, si possono correttamente detrarre i costi dei materiali edili che i pannelli vanno a sostituire. Ad esempio, nel caso della copertura, la superficie coperta dai pannelli non necessiterà di tegole o di altri tipi di copertura a finitura del tetto. Analoghe considerazioni possono essere fatte per i vetri delle facciate.

Impatto ambientale

L’impiego del sistema fotovoltaico per la produzione energetica presenta notevoli vantaggi di carattere ambientale, legati principalmente alla riduzione delle emissioni inquinanti in atmosfera.

Il tema risulta di particolare rilevanza sia per gli aspetti relativi alla salute umana, legati ad alcuni agenti inquinanti che agiscono prevalentemente a livello locale, sia per la salute dell’intero pianeta minacciata dal progressivo aumento della concentrazione di anidride carbonica in atmosfera. Tale aumento è infatti riconosciuto quale uno dei principali fattori responsabili dei cambiamenti climatici in atto, come è dimostrato anche dalle crescenti preoccupazioni che hanno portato, tra l’altro, a raggiungere un ampio consenso sulla necessità di un impegno mondiale per la riduzione delle emissioni di gas aventi effetto serra.

In fase di esercizio un impianto fotovoltaico non produce alcuna emissione chimica, termica o acustica, poiché la produzione di energia elettrica ha luogo direttamente a partire dall’irraggiamento solare, senza parti in movimento o consumo di combustibile.

Viceversa una centrale tradizionale che impiega combustibili fossili produce emissioni inquinanti in atmosfera. I principali gas emessi sono: anidride carbonica (CO₂), monossido di carbonio (CO), ossidi di azoto (NO_x) e anidride solforosa (SO₂). Vengono inoltre emesse in atmosfera altre sostanze, quali ad esempio le polveri sottili.

Attualmente, nella realtà italiana, per produrre 1 kWh elettrico, tenendo conto del parco elettrico esistente, del mix di combustibili utilizzati e delle perdite di rete, viene bruciato l’equivalente di circa 2,56 kWh di combustibili di origine fossile, con l’emissione di circa 670 g di CO₂, 1,4 g di SO₂ e 1,9 g di NO_x.

In conclusione, un sistema fotovoltaico presenta l’indubbio vantaggio di produrre energia elettrica senza emettere, in fase di esercizio, alcuna sostanza inquinante in atmosfera. In altri termini, la produzione di energia elettrica a partire dall’irraggiamento solare in sostituzione delle fonti fossili consente un risparmio netto di emissioni atmosferiche inquinanti.

Il quantitativo di emissioni evitate è funzione della producibilità annua dell’impianto, ovvero della potenza installata e del rendimento medio dei pannelli, nonché dell’insolazione media. Di seguito si espongono i valori medi di riduzione annua delle emissioni atmosferiche conseguibili adottando un pannello fotovoltaico da 1 kWp in silicio monocristallino con un rendimento medio del 13%. A titolo comparativo vengono presentate le riduzioni conseguibili in diverse località italiane. Le emissioni evitate sono state calcolate prendendo a riferimento i quantitativi medi precedentemente indicati per il parco elettrico italiano.

Calcolo delle emissioni annue evitate per kW_p installato (kg/ kW_p)

Gas effetto serra	CO₂	SO₂	NO_x
Italia settentrionale	804	1,7	2,3
Italia centrale	985	2,1	2,8
Italia meridionale	1.120	2,3	3,2

I costi ambientali

Impiegare l’energia solare nella produzione di elettricità, come più volte sottolineato, presenta evidenti vantaggi ambientali. Tuttavia anche un sistema fotovoltaico può comportare alcuni impatti negativi sull’ambiente.

Mentre la fase di esercizio dell’impianto non comporta emissioni nocive nell’ambiente, le fasi di produzione dei pannelli, di installazione degli stessi e di smantellamento al termine della vita utile dell’impianto possono essere fonte di inquinamento per l’ambiente. In particolare i costi ambientali sono imputabili al consumo di materie prime e di energia nonché alla produzione di rifiuti durante tutto il ciclo di vita del sistema.

Viene di seguito presentato un esempio degli impatti ambientali che possono derivare dalle fasi di produzione ed esercizio degli impianti fotovoltaici, suddivisi per componente.

L’IMPATTO AMBIENTALE DEI PANNELLI FOTOVOLTAICI

L’impatto ambientale relativo alla produzione dei pannelli comprende tutti i costi ambientali connessi alle operazioni di estrazione del silicio, di lavorazione dello stesso per la produzione delle celle fotovoltaiche, di assemblaggio di queste ultime in pannelli, di uso degli stessi e, infine, del loro smaltimento al termine della vita utile dell’impianto.

L’estrazione del minerale comporta un consumo di combustibili fossili per garantire il funzionamento dei macchinari nonché alcuni rischi per la salute umana, tipici delle attività minerarie in generale (la polvere di silice può causare danni alle vie respiratorie).

Le operazioni di purificazione del silicio comportano la contestuale produzione di materiali pericolosi quali ad esempio il silano, mentre il drogaggio implica l’emissione in atmosfera, anche se in quantità minima, di composti tossici quali ad esempio il diborato e il fosfito. Il processo produttivo, affinato nell’industria della microelettronica, dalla quale proviene gran parte del silicio usato nell’industria fotovoltaica, è tuttavia costantemente oggetto di monitoraggio e controllo.

Nella fase di crescita dei cristalli, il consumo di energia è piuttosto elevato poiché la lavorazione della silice richiede un passaggio in forno a temperature molto elevate (circa 2.000°C). Tuttavia, attualmente, gran parte del silicio impiegato nell’industria del fotovoltaico viene recuperato dagli scarti dell’industria elettronica dove il grado di purezza richiesto è elevato. Una crescita spinta del mercato richiederebbe processi produttivi specifici con il raggiungimento di gradi di purezza adeguati alle necessità; i moduli fotovoltaici vengono infine assemblati in strutture con impiego di alluminio.

La fase di esercizio dei pannelli non determina alcun impatto sull’ambiente in termini di consumo energetico o di emissioni di inquinanti. L’occupazione del suolo, in questa fase, è invece rilevante. La superficie impegnata da un impianto fotovoltaico è funzione della potenza installata: in media sono necessari 10 m² di superficie ogni kW_p installato, variabili in funzione della tipologia di pannelli e dei relativi rendimenti, ai quali deve essere sommata la superficie necessaria a garantire le distanze di rispetto tra i moduli per evitare l’ombreggiamento reciproco. L’incidenza del distanziamento delle schiere di moduli e degli spazi “tecnici” (edificio, quadri elettrici, cabine, ecc.) è pari a circa il 50% della superficie complessiva. L’installazione degli impianti su superfici già adibite ad altro uso (tipicamente tetti e facciate), anziché a terra, riduce notevolmente l’impatto ambientale legato all’occupazione del suolo.

Al termine della vita utile dell’impianto i pannelli devono essere opportunamente smaltiti. Il silicio, una volta esaurita la sua funzione, non è biodegradabile e neppure riciclabile per usi alternativi.

L’IMPATTO AMBIENTALE DEI SISTEMI DI ACCUMULO

Gli impatti ambientali legati alle fasi di produzione, di utilizzo e di smaltimento delle batterie, sono funzione oltre che della scelta del sistema di impianto (gli accumulatori vengono impiegati esclusivamente in sistemi stand alone), anche del tipo di batterie adoperate. Gli accumulatori più frequentemente impiegati nei sistemi fotovoltaici comprendono le batterie al piombo acido e quelle al nichel/cadmio. In entrambi i casi il principale costo ambientale è quello relativo alla produzione di rifiuti tossici e pericolosi per l’ambiente e per la salute umana. La produzione delle batterie comporta infatti l’uso di metalli pesanti (piombo, cadmio, ecc.) e altre soluzioni potenzialmente dannose (es. acido solforico diluito). Il piombo, ad esempio, può influire sui processi biochimici vitali e danneggiare il fegato, il sistema nervoso e l’apparato riproduttivo, mentre l’acido solforico può provocare ustioni e contaminare, se disperso sul terreno, suolo e acque con effetti potenzialmente nocivi per flora e fauna.

Tuttavia, è possibile rendere controllabile il processo di smaltimento dei composti citati. Al termine della loro vita utile, gli accumulatori possono essere immessi in un ciclo industriale di recupero che comprende la frantumazione e la successiva separazione dei vari componenti, la fusione e la raffinazione della componente metallica e la neutralizzazione della componente liquida.

IL BILANCIO ENERGETICO

L’analisi degli impatti ambientali indotti dall’adozione della tecnologia fotovoltaica durante tutto il ciclo di vita dei prodotti pone in evidenza che la produzione degli impianti comporta una costo energetico non nullo.

L’input energetico cumulato, ossia l’apporto di energia primaria nell’intero ciclo di vita dei pannelli, è stato stimato, in diversi studi sull’argomento, pari al 10-20% dell’energia prodotta dagli stessi pannelli nell’arco della vita utile dell’impianto, in funzione della tecnologia considerata (Aguado, 1998).

Al fine di determinare il “peso” degli input energetici, appare poco significativo riferirsi al valore assoluto in energia spesa per la produzione dell’impianto. Generalmente si fa piuttosto riferimento al rapporto tra l’energia prodotta dallo stesso impianto durante tutta la sua vita utile e la quantità di energia richiesta per la produzione delle sue componenti ed in particolare, in questo caso, dei pannelli. Si danno di seguito alcune definizioni.

● L’energia grigia è la quantità di energia necessaria al ciclo completo di fabbricazione di un modulo, a partire dall’estrazione delle materie prime, al loro trasporto, fino alla conclusione della lavorazione.

● Il tempo di recupero energetico è il tempo necessario al modulo per produrre una quantità di energia pari a quella richiesta per la sua produzione, ossia pari alla sua energia grigia.

● Il fattore di rimborso energetico è il rapporto tra la durata di vita di un modulo e il suo tempo di recupero energetico.

I valori degli indici relativi alle diverse tipologie di pannelli, ipotizzando una produzione specifica annua di 1.200 kWh/kW_p e una vita utile di 30 anni, sono riportati in tabella.

	UNITA’	MONOCRIST.	POLICRIST.	AMORFO
Energia grigia	kWh/kWp	5-8	3,5 - 7	2,5 - 4
Tempo di recupero energetico	Anni	2,1 - 3,3	3,9 - 6,6	2,9 - 5,8
Fattore di rimborso energetico	/	7,5 - 12	3,7 - 6,4	4,3 - 8,6

Nella tabella che segue l’input energetico e il fabbisogno di materiali primari dei sistemi fotovoltaici sono posti a confronto con quelli relativi alle altre tecnologie di produzione energetica.

Catena Energetica	Efficienza energetica %	Consumo ferro kg/GWhel	Consumo rame kg/Gwhel	Consumo bauxite kg/GWhel
Fotovoltaico	10 - 18	1.022 - 1.717	267-1.588	2.500 - 4.000
Carbon fossile	4 - 6	2.887 - 3.708	14 -19	50 - 94
Petrolio	2,5 - 3,5	1.782 - 2.009	14 -16	32 - 39
Gas naturale	1 - 1,5	1.904	16	55

Dal confronto emerge che il sistema fotovoltaico presenta un consumo di energia primaria ed un fabbisogno di materiale per unità energetica prodotta superiori rispetto alle centrali alimentate a combustibili fossili. Il motivo principale va ricercato nella bassa densità energetica dell’irraggiamento solare sulla superficie terrestre che richiede, a parità di energia prodotta, grandi superfici collettrici di energia e quindi un alto consumo di materie prime.

Le emissioni specifiche rilasciate in atmosfera durante l’intero ciclo di vita degli impianti sono invece nettamente inferiori. La maggior parte delle emissioni nelle centrali tradizionali deriva infatti dagli inquinati emessi a seguito dei processi di combustione delle fonti fossili.

Emissioni atmosferiche prodotte nell’intero ciclo di vita dei principali combustibili

Impatto economico

Il costo dell’energia fotovoltaica, malgrado la riduzione dei prezzi registrata negli ultimi anni, non è ancora competitivo rispetto alle fonti tradizionali. Da un punto di vista meramente economico non vi è quindi un sostanziale vantaggio a fare ricorso a tale fonte energetica in integrazione (utenze già connesse in rete) o sostituzione (utenze isolate) alle altre fonti.

Nell’elettrificazione in Paesi in Emergenza o in Via di Sviluppo, pur risultando l’investimento piuttosto oneroso rispetto a sistemi alternativi (gruppi elettrogeni, ecc.), l’impianto fotovoltaico può rappresentare l’unica opportunità di fornitura dell’energia elettrica per queste utenze quando si vogliono tenere in considerazione anche gli aspetti dell’impatto ambientale e dell’integrazione nel territorio. In tali situazioni, la fornitura di energia elettrica a mezzo degli impianti fotovoltaici può risultare una proposta valida qualora si tengano in considerazione anche i costi di elettrificazione di zone a bassa densità abitativa. La manutenzione di tali impianti è più onerosa rispetto a quella richiesta dagli impianti connessi alla rete e deve essere effettuata con maggiore attenzione, pena un cattivo funzionamento.

COSTO DI PRODUZIONE DELL’ENERGIA FOTOVOLTAICA

Il costo dell’energia prodotta può essere agevolmente calcolato partendo dalla determinazione del costo del sistema fotovoltaico ripartito su base annua e suddividendo tale voce di costo per il numero medio di kWh prodotti nel corso dell’anno. Il costo annuale di un impianto fotovoltaico è dato, a sua volta, dalla somma della ripartizione su base annua del costo dell’investimento iniziale e dei costi annuali di gestione. La formula tipicamente utilizzata è la seguente:

Costo kWh = (A_i + G) / N

dove

A_i = costo dell’investimento ripartito su base annua, calcolato in funzione della durata dell’impianto (stimata prudenzialmente in 30 anni) e del tasso di interesse reale (pari al 5%);

G = costo di esercizio e manutenzione;

N = rappresenta il numero di kWh prodotti dall’impianto in un anno.

L’opportunità del ricorso ai sistemi fotovoltaici, per utenze isolate, è determinata dalla distanza della rete di distribuzione dell’energia elettrica. Il costo di allacciamento è infatti correlato alla lunghezza della linea elettrica aggiuntiva che è necessario realizzare per raggiungere l’utenza.

Nel nostro caso, la scelta del FV stand alone, come sistema di produzione dell’energia necessaria, è fortemente motivata dalle caratteristiche che presenta il particolare utente (villaggio), ossia: località isolata, bassa potenza richiesta, assenza di rete elettrica, ecc.

Nella tabella sono esposti i costi di installazione di un impianto fotovoltaico di potenza pari a 1 kW_p.

COSTI D’INVESTIMENTO

Componente	Costi (e/KWp)	Costi (e/kWp) in percentuale
Moduli	3.900	46%
Opere edili e strutture di sostegno	700	8%
Inverter e controlli	800	10%
Opere elettriche	550	7%
Accumulatori	1.700	20%
Installazione	750	9%
TOT. GENERALE (IVA esclusa)	8.400	100%
IVA (10%)	840
TOT. GENERALE (IVA inclusa)	9.240

Incidenza delle voci di costi di un impianto fotovoltaico isolato dalla rete

I dati rappresentano i valori medi desunti dall’analisi del mercato italiano e dalle esperienze progettuali del CETA. (Centro di Ecologia Teorica e Applicata)

La manutenzione di un impianto fotovoltaico isolato è generalmente più onerosa rispetto a quella di un impianto collegato alla rete, per la presenza del sistema di accumulo. Il costo di gestione generalmente rappresenta circa il 3% del costo d’impianto.

COSTI DI GESTIONE

Voce di costo Costi	[€/anno]
Manutenzione impianto	210
TOT. GENERALI	210

Agli impianti isolati è concessa la detrazione ai fini IRPEF del 36% del costo rimasto a carico del contribuente, in dieci quote annuali.

È di seguito presentato il risultato del calcolo relativo al costo dell’energia prodotta con un impianto isolato di piccola potenza, espresso per kWp installato. Si ipotizza una producibilità annua di circa 1.250 kWh. Si considera che l’impianto non benefici di contributi in conto capitale ma che l’utente si avvalga della detrazione a fini IRPEF. Il costo considerato si intende comprensivo di IVA al 10%.

Costo medio dell’energia prodotta da un impianto fotovoltaico isolato dalla rete

Costo dell’investimento ripartito su base annua (IVA inclusa) [€/anno]	590
Costi di gestione [€/anno]	210
Detrazione IRPEF (primi 10 anni) [€/anno]	( - ) 330
*Tot costi [€/anno]**	668
Producibilità annua dell’impianto [kWh/anno]	1.250
COSTO DEL kWh [€/kWh]	0,53

Il totale dei costi annui non corrisponde alla somma algebrica delle voci di costo in quanto la ripartizione è fatta su 25 anni di vita dell’impianto mentre solo per i primi 10 è possibile avvalersi della detrazione IRPEF.

Il calcolo del tempo di ritorno per questi impianti porta a conclusioni insostenibili sotto un’ottica esclusivamente imprenditoriale dell’iniziativa. Tuttavia il calcolo del tempo di ritorno è di per sé privo di significato in quanto il valore da attribuire al costo dell’energia acquistata dalla rete per identificare il ricavo annuo dell’impianto in funzione dei costi evitati è un dato che dipende in stretta misura dalla distanza dell’impianto dalla rete e dai costi presunti di elettrificazione. A prescindere dalle considerazioni economiche, vi sono poi dei casi in cui il ricorso all’energia fotovoltaica è imposto dalle condizioni che caratterizzano alcune utenze isolate.

In conclusione, nonostante i bassi rendimenti di conversione che questa tecnologia offre e i costi d’impianto che richiedono elevati capitali iniziali, i sistemi fotovoltaici presentano vantaggi indiscutibili e forniscono un importante contributo allo sviluppo sostenibile, coniugando le esigenze della nuova società industriale, sempre più energivora, con la tutela e il rispetto per l’ambiente.

Tabella riassuntiva degli elementi a favore della tecnologia fotovoltaica

Beneficio	Descrizione
Modularità	Aggiungendo o rimuovendo alcuni moduli l’impianto di generazione può essere dimensionato in funzione della domanda di energia da parte dell’utenza.
Emissioni evitate ed impatto ambientale	Gli impianti fotovoltaici non presentano impatti ambientali significativi nella fase di esercizio, l’energia solare non fa rumore e non emette sostanze odorose. I pannelli, se ben integrati, non deturpano l’ambiente.
Recupero ambientale	Il fotovoltaico consente di riutilizzare e recuperare superfici e spazi altrimenti inutilizzati; il fotovoltaico si “accontenta degli spazi marginali”.
Generazione diffusa sul territorio	Il fotovoltaico consente di generare corrente laddove questa deve essere impiegata riducendo le perdite dovute al trasporto e alla trasformazione.
Affidabilità e durata	Gli impianti fotovoltaici consentono una manutenzione facile e poco onerosa. La vita utile dell’impianto è superiore a 30 anni.
Rispondenza ai carichi	In molte situazioni l’impianto fotovoltaico produce energia quando ce n’è più bisogno; è questo il caso tipico degli impianti di climatizzazione.
Scelta e controllo	Con l’impianto fotovoltaico l’utente diventa anche produttore e la gestione dell’energia diventa più consapevole, consentendo di evitare alcuni sprechi.
Occupazione	La diffusione della tecnologia fotovoltaica sul territorio crea una domanda di personale qualificato e apre nuovi settori di produzione tecnologica.
Elettrificazione dei PVS	Per i Paesi in Via di Sviluppo (PVS) la tecnologia fotovoltaica rappresenta una valida risposta alle richieste energetiche. L’esiguità dell’utenza non giustifica infatti l’elettrificazione del territorio.
Qualità dell’energia	L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico è qualitativamente superiore a quella prodotta dagli impianti tradizionali quando si tengano in considerazione anche le perdite evitate nel trasporto.
Costi evitati	Nell’integrazione architettonica, il costo di alcuni materiale edili può essere detratto da quello dell’impianto fotovoltaico.

STATO DELL’ARTE DEL FOTOVOLTAICO NEI PAESI IN VIA DI SVILUPPO

Nel mondo sono un miliardo e mezzo le persone che non hanno accesso all’elettricità. Si tratta quasi esclusivamente di abitanti delle comunità rurali dei Paesi in sviluppo e la mancanza di elettricità ha un impatto diretto sulla qualità di vita di queste persone. Infatti, pessime condizioni igieniche, scarso sviluppo sociale ed economico, accesso limitato all’educazione caratterizzano spesso l’esistenza di chi vive senza energia elettrica. La soluzione “tradizionale” consiste nella costruzione di grandi centrali elettriche, a fonti fossili (carbone, petrolio, gas naturale) o nucleari, e di una costosa rete capillare che porti l’energia nei villaggi isolati. Le centrali termoelettriche o nucleari e le dighe di grandi dimensioni hanno però ampiamente dato prova della propria insostenibilità ambientale. Entra allora in gioco l’energia dal sole.

Il fotovoltaico è una tecnologia che ha dimostrato la propria validità non solo come fonte energetica pulita nei paesi industrializzati, ma anche come soluzione sostenibile per fornire energia in maniera locale e distribuita a chi non ne ha.

Popolazione mondiale (in milioni) che non aveva accesso all’energia elettrica nel 2002 e stima per il 2030

LE TAPPE DELLA SOLARIZZAZIONE RURALE

Si iniziò a discutere di fotovoltaico per applicazioni rurali negli anni ’70. La quasi totalità dei progetti realizzati in quell’epoca erano di carattere dimostrativo e avevano lo scopo di sperimentare la tecnologia per il pompaggio dell’acqua e l’elettrificazione di edifici di uso comune: cliniche rurali, piccoli negozi, edifici comunali. Gran parte di questi progetti non ebbero un esito positivo a causa della mancanza di formazione di tecnici locali e un’informazione insufficiente per gli utilizzatori finali. Ciò fece capire come per garantire il successo di un progetto fosse indispensabile coinvolgere le popolazioni locali nella manutenzione degli impianti e prevedere una loro partecipazione anche minima ai costi di operatività, in maniera tale da aumentare il senso di proprietà e responsabilità.

Negli anni ’80 nacque un nuovo approccio grazie alla diminuzione dei costi del fotovoltaico e al lavoro di organizzazioni non governative che, per prima cosa, cercavano di rispondere direttamente ai bisogni delle famiglie. I progetti includevano la realizzazione di infrastrutture locali per l’installazione e la manutenzione degli impianti, programmi di informazione per gli utilizzatori finali, creazione di crediti rurali, formazione di imprenditori per la nascita di micro-imprese. A partire dalla anni ’90 avvenne il grosso salto di qualità: vennero lanciate molteplici iniziative su grande scala da cui presero anche avvio dei veri e propri mercati fotovoltaici locali, nati dalla cooperazione fra ONG (Organizzazioni Non Governative) del mondo industrializzato, ONG locale e, talvolta, governi nazionali.

La tecnologia fotovoltaica che gode di consolidata e riconosciuta applicazione nei PVS è sicuramente quella dei sistemi isolati. Grazie alla forte autonomia ed alla capacità di generare energia elettrica esattamente nel luogo in cui serve, infatti, tale applicazione ha saputo conquistarsi una nicchia di mercato anche in tempi in cui i costi dei moduli ne rendevano, in generale, molto poco appetibile l’acquisto.

In moltissimi casi, laddove il collegamento alla rete nazionale (o locale ) risulti problematico dal punto di vista economico, ambientale, logistico o paesaggistico, i sistemi isolati si propongono come una brillante soluzione.

Gli impianti fotovoltaici isolati (stand alone)

In questo tipo di impianto l’energia generata alimenta direttamente il carico elettrico; quella in eccesso viene accumulata nelle batterie che la rendono disponibile nei periodi in cui il generatore fotovoltaico non produce corrente. Questi impianti rappresentano la soluzione più idonea per soddisfare la richiesta di energia di utenze isolate per le quali il costo di elettrificazione, cioè l’approntamento di una linea elettrica di distribuzione per l’allacciamento diretto dell’utenza alla rete, sarebbe certamente alto.

Utenza isolata non allacciata alla rete

Nei sistemi fotovoltaici isolati l’immagazzinamento dell’energia in genere viene effettuato mediante accumulatori elettrochimici. La presenza di batterie di accumulo permette di far fronte a punte di carico, senza dover sovradimensionare i generatori, nonché di garantire la continuità dell’erogazione di energia, anche in caso di basso irraggiamento o guasto temporaneo dei generatori. Inoltre la batteria di accumulo svolge, spesso, il compito di realizzare l’accoppiamento ottimale fra il generatore fotovoltaico e il resto del sistema. Mentre per un impianto FV connesso alla rete si vuole massimizzare l’irradiazione annuale e quindi la producibilità dell’impianto, dal momento che i surplus e i deficit vengono compensati dalla rete, per un impianto FV autonomo dotato di accumulatori elettrochimici si desidera massimizzare la radiazione giornaliera e minimizzare il divario tra il mese più favorevole e quello meno favorevole. In particolare, per determinare la potenza nominale del generatore fotovoltaico in modo da assicurare l’autosufficienza dell’impianto, è necessario imporre che la produzione d’impianto nel mese più sfavorevole risulti maggiore dell’assorbimento. Ciò comporta un surplus di energia nei mesi più favorevoli che non verrà assorbito dagli accumulatori ma sprecato. Il dimensionamento degli accumulatori costituisce perciò un punto critico della progettazione, condizionando la resa, l’affidabilità e la vita utile dell’impianto. La capacità energetica in kWh degli accumulatori deve garantire un certo numero di giorni di autonomia (pari di solito a 3-5 giorni); la tensione degli accumulatori, per motivi di sicurezza e di compatibilità con gli inverter commerciali, viene spesso limitata a 48V, pertanto la capacità assume valori dell’ordine del migliaio di amperora (Ah).

Lo sviluppo tecnologico in questo settore, legato all’industria automobilistica, ha permesso di ottenere accumulatori al piombo acido con bassa autoscarica, lunga vita (maggiore di 6 anni) e manutenzione ridotta (o addirittura nulla).

SCHEMA DI IMPIANTO

I componenti fondamentali di un sistema fotovoltaico isolato sono:

Schema di un impianto fotovoltaico isolato

1. Modulo FV: trasforma l’energia solare in energia elettrica.

2. Regolatore di carica: apparato elettronico posto tra i pannelli e gli accumulatori per ottimizzarne la carica e la scarica ed erogare energia con possibilità di programmazione e controllo del sistema.

3. Accumulatori: solitamente al piombo, immagazzinano l’energia elettrica.

4. Inverter: trasforma la corrente continua proveniente dai moduli in corrente alternata convenzionale a 230V di tensione.

5. Utenze: apparecchi alimentati dall’impianto FV.

MANUTENZIONE DELL’IMPIANTO

La manutenzione di un impianto fotovoltaico isolato richiede alcune attenzioni in più rispetto a quelle riservate agli impianti collegati alla rete elettrica di distribuzione. Oltre ai normali controlli previsti anche per gli impianti grid connected e alla pulizia periodica dei pannelli, particolare cura deve essere riservata alla manutenzione e gestione degli accumulatori. La vita utile delle batterie varia, a seconda dell’elettrolita usato, tra 5 e 8 anni, ma preme sottolineare che la durata degli accumulatori stessi è vincolata ad un controllo attento delle loro condizioni di funzionamento e di conservazione.

Tipiche applicazioni di un sistema stand alone nei PVS

POMPAGGIO DI ACQUA.

Il pompaggio d’acqua per uso civile – uno dei principali problema nei PVS – costituisce una delle applicazioni più riuscite del FV, Le configurazioni adottate negli impianti di pompaggio FV dipendono dalla fonte dell’acqua e dal suo uso finale. Nel caso di sollevamento d’acqua per riempire un serbatoio da cui attingere in un secondo tempo, il sistema deve essere composto da pannelli FV e da una elettropompa, scelti in base alla profondità del pozzo e alla portata d’acqua desiderata. Nel caso in cui invece non sia previsto l’accumulo idraulico si rende indispensabile l’uso di batterie elettriche. Il ricorso a pompe sommerse nei pozzi molto profondi rende necessario l’utilizzo sia dell’inverter che dell’accumulo elettrico. Le batterie elettriche non hanno soltanto il compito di accumulo, ma anche la duplice funzione di garantire l’elevata corrente di spunto della pompa in fase di avvio, e quella di stabilizzare la tensione dai pannelli FV.

PRESIDI MEDICI

Il fotovoltaico accresce la qualità del sistema sanitario nelle aree rurali perché garantisce delle diagnosi più appropriate grazie alla luce artificiale e all’uso dei microscopi elettronici e permette sfruttare in pieno le potenzialità offerte dalla telemedicina. Nelle cliniche rurali sono conservati i vaccini che devono essere tenuti a basse temperature e in caso di malfunzionamento nella catena di refrigerazione l’efficacia del vaccino viene perduta senza che dottori e infermieri se ne accorgano. Le unità di refrigerazione più diffuse nel terzo mondo sono quelli a cherosene, ma da una ricerca condotta dall’OMS (Organizzazione Mondiale della Sanità) in tre Paesi africani è risultato che nel 35% dei casi questi dispositivi mantenevano i vaccini a temperature superiori a quelle dovute. Si è anche riscontrato che i refrigeratori a energia fotovoltaica erano più affidabili, mantenendo in media il vaccino alla temperatura richiesta per periodi di tempo ben superiori rispetto ai refrigeratori a cherosene. Gli elettrogeneratori a fonti fossili possono essere fonte, poi, di ulteriori problemi nelle cliniche rurali.

Bambini della riserva ecologica di Xixuaú-Xipariná nella foresta amazzonica ( Brasile)

PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

In generale, l’adozione di sistemi FV per alimentare una comunità rurale isolata rappresenta per i PVS un valido strumento per avviare lo sviluppo delle aree rurali. Questo è un settore di sviluppo al quale gli organismi internazionali, negli ultimi anni, ne hanno riconosciuto l’importanza stanziando diversi finanziamenti. I sistemi

FV, proprio per le potenze in gioco molto basse, sono compatibili con le utenze rurali.

Un confronto analitico tra un gruppo elettrogeno Diesel ed un impianto FV equivalente è stato fatto dalla NASA Lewis Centre. La conclusione di tale studio è che gli impianti FV sono competitivi con i gruppi elettrogeni Diesel quando il costo del sistema FV installato è inferiore a 5 $/W_p.

Infine, il confronto del costo del kWh prodotto tra diverse alternative possibili per una stessa località, è quello che determina la scelta finale.

Installazione di moduli FV a Palmarin, Senegal

POTABILIZZAZIONE DELL’ACQUA

Nei PVS la costruzione di impianti di trattamento dell’acqua è uno tra i problemi più diffusi e più delicati. L’inadeguata conoscenza della qualità dell’acqua è un fattore problematico perché non permette di sapere quali sono i trattamenti più adatti alla potabilizzazione della risorsa idrica. Altro ostacolo difficile da superare è la carenza di personale specializzato per la manutenzione e la gestione degli impianti e le scarse risorse economiche disponibili. Esistono numerosi procedimenti per la potabilizzazione dell’acqua, uno di questi sfrutta le capacità dell’ipoclorito di sodio.

Infatti, il risultato che si ottiene versando un certa quantità di questo composto liquido nell’acqua è la seguente:

NaClO + H₂ O → HClO + Na⁺ OH^-

Il cloro in acqua forma acido ipocloroso (HClO), vero agente disinfettante, che tende a dissociarsi in ioni H+ e ClO- in condizioni di pH elevato. Mentre il cloro gassoso reagisce con l’acqua formando ioni H+, l’ipoclorito forma ioni idrossido. È possibile produrre ipoclorito di sodio circa al 5% anche per elettrolisi, attraverso quindi una fonte di energia a corrente continua come un alimentatore oppure una batteria. Perciò in questo senso è possibile fornire la potenza elettrica necessaria con un pannello FV.

Aquaclor solar, sistema per l’autoproduzione di cloro, diffuso nei campi Saharawi

I SAHARAWI: STORIA DI UN POPOLO

Il Sahara Occidentale

Il Sahara Occidentale è un territorio di circa 266000 Km² che si affaccia sull’Atlantico per un migliaio di chilometri, confina con il Marocco, l’Algeria e la Mauritania. E' in gran parte desertico, ma ricchissimo di risorse minerarie (soprattutto fosfati). Le coste sono pescosissime. I suoi confini sono convenzionali, poiché seguono in parte l'andamento dei paralleli e dei meridiani, tracciati dalle diplomazie europee in seguito alle decisioni della Conferenza di Berlino del 1884/85. Per molto tempo le popolazioni che nomadizzavano nel territorio ignorarono questi confini artificiali ma, a partire dagli inizi di questo secolo, sono diventati oggetto di un'attenta sorveglianza da parte della polizia coloniale. Le frontiere divennero allora ben reali per quelle popolazioni ma ancora oggi, sono oggetto di contenzioso, per le particolare vicende legate alla decolonizzazione della regione. La popolazione appartiene al complesso delle tribù Saharawi. Organizzate da secoli in modo autonomo, con forme proprie di lingua, cultura e organizzazione sociale, nomadi fino a tempi recenti. Prima dell'arrivo degli spagnoli le tribù erano numerose, 40 secondo la tradizione riunite in una confederazione.

La struttura sociale delle comunità nomadi del Sahara Occidentale è una storia marcata da costanti correnti migratorie rendono l'entità territoriale di questo Paese, così come di altri paesi africani, difficilmente definibile se non con il ricorso ai confini tracciati dalle colonie. E' quindi dal XIV secolo che si può constatare una netta distinzione politica che separa la regione dal resto del Maghreb.
A partire dal XIII sec. i Maqil, nomadi provenienti dall'oriente arabo, si sono insediati progressivamente nel territorio che si estende dall'Oued Draa all'attuale Mauritania, entrando in simbiosi con i berberi, anch'essi nomadi. E' da questa unione che nasce l'attuale popolazione del Sahara Occidentale.
Ciò che fa oggi del Sahara Occidentale una "nazione" e un popolo, come per altri Paesi, africani e non, non è il riferimento a frontiere del passato precoloniale ma la volontà di un popolo che si identifica nella medesima impronta sociale e linguistica.

LA COLONIZZAZIONE
Verso il 1433-34 il portoghese Gil Eanes tocca per la prima volta la costa dell'attuale Sahara Occidentale.
Alla fine del XV sec. la Spagna si assicura, grazie alla mediazione papale, il controllo delle isole Canarie e di parte della costa africana (da Cap Bojador all'attuale Agadir), mentre il Portogallo si assicura il controllo della costa a sud di Cap Bojador.
L'occupazione spagnola si limita al litorale ed è solo alla fine XIX sec. che la sua presenza diviene effettiva, nel quadro della corsa alla colonizzazione dell'Africa. Nel 1884, in seguito alle spedizioni intraprese da Emilio Monelli, la Spagna dichiara sotto la propria protezione la regione del Rio de Oro e conclude accordi con i capi-tribù locali. L'anno seguente, alla Conferenza di Berlino, viene ratificata la partizione dell'Africa e la Spagna vede riconosciuti i propri diritti sui territori del Sahara.

In seguito, altri trattati vengono conclusi tra la Spagna e la Francia per stabilire le rispettive zone d'influenza nell'Africa Occidentale:
trattato di Parigi (27 giugno 1900): fissa le frontiere meridionali e orientali del Rio de Oro;
convenzione di Parigi (3 ottobre 1904): fissa la frontiera settentrionale includendo il Saguiet El Hamra e la zona di Tarfaya fino all'Oued Draa; convenzione di Madrid (27 novembre 1912): conferma le frontiere e limita quelle dell'enclave di Ifni.

Paesaggio del Sahara Occidentale

La scarsa penetrazione della Spagna nelle zone interne della colonia, garantisce libertà d'azione alla popolazione sahrawi impegnata contro l'occupazione.
Il leader religioso (cheick) Ma El Ainin, che si stabilisce nella zona del Saguiet El Hamra (fiume rosso) e fonda Smara, rendendola centro religioso e politico, dirige azioni di resistenza contro l'occupazione coloniale sia al nord che al sud del Sahara; in un primo tempo trova l'appoggio del sultano del Marocco per rifiutarlo immediatamente dopo, quando il sultano decide la collaborazione con la Francia.
Il 23 giugno del 1910 è l'esercito francese a bloccare l'avanzata dei patrioti sahrawi; la lotta, dopo la morte nell'ottobre dello stesso anno di Cheick Ma El Ainin, viene portata avanti dal figlio che entra a Marrakesh nel 1912. La Francia reagisce violentemente, radendo al suolo la città di Smara e distruggendo la biblioteca, che conteneva più di 5000 manoscritti. Sotto il protettorato francese del Marocco ed in particolare tra il 1924 e il 1932, i sahrawi conducono azioni di guerriglia, sfruttando la loro conoscenza del territorio. La repressione francese è dura e supportata dalla collaborazione spagnola che dal 1934 diviene effettiva.
E' la scoperta dei giacimenti di fosfati di Bou Craa negli anni Cinquanta ad aprire una fase di colonizzazione più intensa e ad una trasformazione della società tradizionale. Lo sfruttamento economico delle nuove risorse richiede nuova forza lavoro e comporta la sedentarizzazione della popolazione. La scuola è un privilegio raro e solo a pochissimi sahrawi è permesso di studiare in Spagna.

La fine degli anni Cinquanta, con la maturazione dei movimenti indipendentisti africani e arabi, rappresenta il punto di svolta nella storia della regione.
Il 2 marzo del 1956 il Marocco ottiene l'indipendenza e reclama ufficialmente i territori del Sahara Occidentale sotto l'occupazione spagnola, in vista della realizzazione del "Grande Marocco", ottenendo la zona di Tarfaya (10 gennaio 1958).
La Spagna amministra il Sahara come una provincia interna, rappresentata da tre deputati nel Parlamento spagnolo e governata da un delegato del gen. Franco.
La proclamazione d'indipendenza della Mauritania il 28 novembre 1960 aggiunge un nuovo soggetto nella questione della rivendicazione del territorio del Sahara.
Il 16 ottobre 1964 il Comitato per la decolonizzazione dell'ONU adotta una risoluzione che demanda alla Spagna l'applicazione, per Ifni e il Sahara Occidentale, della risoluzione dell'Assemblea Generale ONU datata 14 dicembre 1960 sul diritto all'indipendenza dei Paesi sotto dominazione coloniale. Due risoluzioni analoghe sono adottate, in tempi successivi (16 dicembre 1965 e 20 dicembre 1966), dall'Assemblea Generale ONU con il comune obiettivo di sollecitare la Spagna a organizzare un referendum, sotto il controllo delle Nazioni Unite, che permetta alla popolazione autoctona di esprimersi liberamente e preveda il ritorno degli esiliati.

IL MOVIMENTO DI LIBERAZIONE         NAZIONALE (1957-1973)
La guerra del 1957-58 contro la presenza coloniale spagnola rappresenta un'autentica manifestazione del nazionalismo sahrawi; la guerra è persa e il popolo sahrawi è di nuovo oggetto di sterminio e persecuzione ma si rafforza la coscienza nazionale e politica.
Malgrado la persistenza del controllo coloniale e la repressione sistematica da parte del Marocco, a partire dai primi anni Sessanta infatti, si inizia una riorganizzazione delle forze indipendentiste nelle città, nei centri abitati e presso i rifugiati nei paesi vicini.
Tale processo si traduce materialmente nella formazione di un'organizzazione politica indipendentista e clandestina il cui obiettivo è di riunire e canalizzare le forze e la aspirazioni popolari: il Movimento di Liberazione del Sahara, che si svilupperà nei territori all'interno       e si espanderà a tutta la colonia.
Le prime azioni del Movimento non hanno carattere militare e prendono la forma di resistenza civile: scioperi, manifestazioni, insegnamento della lingua araba e della storia nazionale sahrawi.
Il coprifuoco decretato nel 1969 e la serie di carcerazioni ed espulsioni dello stesso anno muovono l'ONU a richiamare la Spagna all'applicazione della risoluzione 1514 sulla decolonizzazione.
Il 17 giugno del 1970, quando il governo coloniale convoca a El Ayoun una manifestazione sahrawi per esprimere l'adesione alla Madre Patria (la Spagna), il Movimento sfrutta l'occasione per manifestare apertamente il rifiuto del colonialismo da parte dei sahrawi e presentare alla Spagna un documento di richiesta di indipendenza del territorio.
Un generale spagnolo ordina alle forze di polizia e alla legione (El Tercio) di fare disperdere la folla, composta da migliaia di persone: è un massacro, seguito dalla persecuzione e carcerazione di centinaia di militanti.
La manifestazione di El Ayoun viene duplicata a Smara e Dakhla (i maggiori centri del Sahara Occidentale).
La notizia del massacro porta la controversia e la lotta del popolo sahrawi per la libertà a conoscenza della comunità internazionale.
Riorganizzatosi, il 10 maggio 1973 il Movimento si trasforma in un'organizzazione armata denominata Fronte Popolare per la Liberazione del Saguia el Hamra e Rio de Oro (FRONTE POLISARIO).

Mine antiuomo disinnescate all’interno del Museo dell’esercito di liberazione popolare

e un soldato saharawi

La lotta armata è annunciata il 20 maggio, in contemporanea con lo sviluppo di un'azione politica volta a organizzare il popolo in favore dell'indipendenza nazionale, spiegare a livello internazionale la situazione della colonia e sollecitare l'appoggio morale e materiale alla causa.
Dopo anni di intensa azione su tutti i fronti, la Spagna è obbligata a riconoscere il diritto all'autodeterminazione e all'indipendenza; le truppe abbandonano le numerose postazioni all'interno.

LA RIPRESA DELLE RIVENDICAZIONI DEL MAROCCO E DELLA MAURITANIA (1974-75)
Nell'ottobre del 1974, l'Assemblea Generale ONU decide il ricorso alla Corte Internazionale di Giustizia dell'Aja per un parere sulla questione seguente: "Il Sahara, al momento della decolonizzazione spagnola era un territorio di nessuno”.

Il rapporto della missione ONU composta da rappresentanti della Costa d'Avorio, Cuba e Iran, viene reso pubblico il 15 settembre 1975 e, a proposito dell'opinione della popolazione, rileva che "la quasi unanimità si pronuncia a favore dell'indipendenza e contro le rivendicazioni di Marocco e Mauritania", aggiungendo che "il Fronte Polisario all'arrivo della missione si è manifestato come la forza politica predominante nel territorio. Attraverso tutto il territorio la missione ha assistito a manifestazioni di massa in suo favore." La missione conclude con un'espressione a favore del referendum, rimandando alla Spagna la responsabilità per l'effettiva decolonizzazione.
La sentenza della Corte di Giustizia, nel proprio parere datato 16 ottobre 1975, afferma che il Sahara Occidentale non era terra di nessuno (terra nullius) al momento della colonizzazione spagnola e riconosce l'esistenza di legami giuridici di alleanza tra il Marocco e alcune tribù del Sahara Occidentale, così come con la Mauritania. Cionondimeno, la Corte conclude che non sussistono valide ragioni per non applicare la risoluzione ONU del 1960 sulla decolonizzazione e conferma la necessità del principio di autodeterminazione, attraverso una libera espressione della volontà delle popolazioni del territorio.

Lo stesso giorno della pubblicazione del parere della Corte, Hassan II annuncia l'organizzazione di una grande marcia pacifica, la "marcia verde", composta da 350.000 persone, verso il Sahara Occidentale, per riaffermare le rivendicazioni del Marocco. Questa mossa serve a premere sulla Spagna, che, anche a causa della delicata situazione di passaggio di poteri (il gen. Franco muore il 20 novembre), preferisce essere sollevata dalla responsabilità del referendum.
Il 14 novembre 1975 viene firmato un accordo tra la Spagna, il Marocco e la Mauritania, che verrà reso pubblico qualche giorno dopo e prevede "l'istituzione di un'amministrazione temporanea nel territorio con la partecipazione del Marocco e della Mauritania" e la fine della presenza spagnola entro il 28 febbraio 1976.

Il territorio del Sahara Occidentale viene dunque spartito tra i due Paesi africani a partire dal 14 aprile 1976.

LA NASCITA DELLA RASD
L'esercito marocchino, già impegnato nel territorio prima dell'accordo di Madrid, continua l'azione di invasione occupando gli spazi abbandonati dall'esercito spagnolo; Smara è occupata, così come altri centri. La resistenza del Fronte cerca di opporre un freno immediato, le zone occupate dal Marocco sono abbandonate dalla popolazione che si sposta verso zone libere.
Anche l'esercito mauritano sferra l'attacco e dopo 10 giorni di bombardamenti prende il controllo di Guera.
L'ONU approva due risoluzioni (10 dicembre 1975) in contraddizione tra loro, sostanzialmente non prendendo posizione; l'Inviato Speciale mandato il 2 febbraio non può che constatare l'impossibilità di una consultazione libera della popolazione.
Il 27 febbraio 1976, a Bir Lahlou, il segretario generale del Fronte Polisario proclama l'indipendenza della Repubblica Araba Sahrawi Democratica (RASD).

Bandiera della RASD

La Mauritania ratifica con il Fronte Polisario nel 1979 un accordo di pace.
Il Marocco invece, raddoppia lo sforzo bellico per occupare tutto il territorio dell'ex Sahara Spagnolo. Nel 1980 infatti il Polisario ha già recuperato una parte di territorio anche ai marocchini, ma Hassan II inizia la strategia dei muri di sabbia. Questi 6 muri, costruiti in tempi successivi dal 1981 al 1986 si snodano su un percorso di 2.500 km, dal sud del Marocco fino alla costa atlantica al confine della Mauritania racchiudendo circa 200.000 kmq. I muri sono di sabbia e pietrame, preceduti da campi di mine (molte delle quali sono italiane) e controllati da sistemi elettronici di sorveglianza e da punti di guardia armati a distanze regolari. Al riparo dai muri, i marocchini hanno colonizzato il Sahara occidentale come mai gli spagnoli avevano saputo fare. Nel 1988 la risoluzione ONU 621/88 istituisce la MINURSO (missione delle nazioni unite per il referendum del sahara occidentale) e un piano di pace. Il 22 febbraio 1982 la RASD è ammessa ufficialmente come membro dell'Organizzazione dell'Unità Africana; successivamente, 73 Stati procedono al riconoscimento della RASD.

IL PIANO DI PACE (1990-91)
Appare evidente che nessuna delle due parti in conflitto può sperare in una vittoria militare sull'altro ma occorre attendere fino al 20 giugno 1990 perché le speranze di pace comincino ad essere concrete: il nuovo Segretario Generale dell'ONU, Perez de Cuellar, annuncia il piano disegnato dall'ONU e dall'Organizzazione per l'Unità Africana per realizzare il referendum nel Sahara Occidentale.