Lorenzo Tuzzolo, Dario Di Santo
È ormai circa un anno che Terna ha messo a disposizione sul proprio sito un’interessante piattaforma che permette a tutti gli utenti l’accesso ai dati relativi alla domanda elettrica nazionale e al mix di produzione di energia delle varie fonti su diverse basi temporali (da orarie ad annuali).
FIRE ha analizzato i dati relativi al fotovoltaico. Qui l’analisi, pubblicata venerdì 27 marzo su Staffetta Quotidiana.
Tra i dati più interessanti e sui quali risulta naturale prestare maggiore attenzione ci sono sicuramente quelli relativi al fotovoltaico, che rappresenta una delle tecnologie su cui l’Italia punta maggiormente per arrivare a centrare gli obiettivi di decarbonizzazione delineati da strumenti come SEN e PNIEC: infatti si prospetta un importante aumento della potenza installata, con il passaggio dai circa 20 GW odierni ad oltre 50 GW. Già oggi, soprattutto nei giorni festivi, il FV rappresenta, almeno nella parte centrale della giornata, la fonte energetica principale e quindi la crescita prospettata fa ben sperare in ottica di energia green.
Ma l’aumento di potenza installata si tradurrà direttamente anche in un aumento di energia prodotta?
Da quanto emerge dal “Rapporto Statistico sul solare fotovoltaico 2018” pubblicato lo scorso anno dal GSE, questa proporzionalità diretta purtroppo non è sempre garantita. Passando dai 19,7 GW nominali del 2017 ai 20,1 GW del 2018, l’energia da essi prodotta è, infatti, scesa da circa 24,4 TWh a circa 22,6 TWh (una diminuzione del 7,1%). Questo calo è stato il risultato di un anno meno soleggiato (nel 2018 abbiamo assistito ad un’estate molto piovosa) che ha ovviamente influito sulla produzione fotovoltaica, così come giustamente indicato nel report.
C’è da chiedersi se il parco impianti del nostro Paese ha lavorato comunque al massimo della sua potenzialità. Una prima indicazione la dà proprio la piattaforma di Terna. Andando ad elaborare i dati emerge come l’energia massima prodotta giornalmente risulti circa costante tra aprile e luglio, mentre ad agosto, il mese estivo che è risultato maggiormente piovoso, si è assistito ad una prima marcata riduzione che si è poi estesa a causa dell’arrivo della stagione invernale. Ciò risulta evidente osservando il grafico sottostante, che riporta l’energia prodotta dal parco impianti italiano per ogni giorno del 2018. I dati presi in considerazione conteggiano anche la quota parte autoconsumata e rappresentano pertanto la produzione totale di tutti gli impianti presenti sul territorio nazionale.
Figura 1 Produzione giornaliera di energia elettrica da fotovoltaico in Italia. Fonte: Elaborazione FIRE su dati TERNA
Osservando, invece, il grafico sottostante, nel quale sono riportati solo i picchi di potenza rilevati per ogni giorno del 2018, si può notare come la potenza massima prodotta sia stata di 12,9 GW, ben lontana dai 20,1 GW nominali installati e riportati nel report del GSE.
Figura 2. Picchi giornalieri di potenza elettrica da fotovoltaico in Italia Fonte: Elaborazione FIRE su dati TERNA
Ma, quindi, tutti gli impianti fotovoltaici producono al massimo il 60% della loro potenza nominale o ce ne sono alcuni che hanno delle performance significativamente migliori o peggiori rispetto alla media?
Per rispondere con esattezza a questa domanda occorrerebbe avviare un’approfondita analisi su tutte le installazioni del territorio, in quanto, come noto, la producibilità non è funzione della sola potenza nominale, ma anche di molte condizioni al contorno, quali il meteo, il posizionamento dei pannelli, la latitudine, l’ombreggiamento, etc. Oltretutto, la maggior parte di queste informazioni è in capo ai singoli proprietari e quindi uno studio di questo tipo e la relativa raccolta dati comporterebbe un cospicuo impiego di risorse.
Per cercare di dare, comunque, una prima e molto parziale risposta alla domanda si sono analizzati i diagrammi orari di due impianti fotovoltaici installati in Italia, differenti per taglia e anche per il loro posizionamento geografico: il primo è infatti un impianto del nord Italia, situato in provincia di Sondrio, di circa 70 kWp mentre il secondo è un impianto da quasi 1 MWp installato in Puglia. Per entrambi si sono presi in considerazione, dai dati resi disponibili dai proprietari, 3 giorni di massima produzione in 3 diversi periodi dell’anno (in primavera, in estate e in autunno), per analizzare il comportamento del sistema in funzione della stagione.
Confronto tra nord e sud Italia sul funzionamento degli impianti
L’impianto che si trova in Lombardia, situato sul tetto di un capannone industriale, presenta dei valori di picco che, rispetto alla potenza nominale, risultano percentualmente più alti rispetto a quelli della media nazionale. Come si può osservare nel grafico sottostante, lo scostamento in estate risulta del 22%, contro il 36% del parco fotovoltaico italiano.
Un’altra caratteristica evidente è che la produzione è strettamente legata alla stagione: in estate infatti la curva è più alta e più larga rispetto alle altre e quindi, così come ci si potrebbe aspettare, l’impianto produce di più nella “bella stagione” rispetto al resto dell’anno.
Figura 3. Confronto delle curve di produzione di tre diverse giornate del 2018 di un impianto fotovoltaico situato in Lombardia. Fonte FIRE
L’impianto pugliese, invece, ha delle performance un po’ diverse. In primo luogo, risulta più produttivo, in quanto nella parte centrale della giornata la potenza prodotta si avvicina molto a quella nominale: si osserva uno scostamento del solo 13% contro il 22% dell’impianto lombardo e il 36% di quello medio nazionale. La sua prestazione, inoltre, caratteristica un po’ contro intuitiva, non sembra risentire granché della stagione, dato che le curve delle tre giornate considerate sono praticamente coincidenti.
Figura 4. Confronto delle curve di produzione di tre diverse giornate del 2018 di un impianto fotovoltaico situato in Puglia. Fonte FIRE
L’impianto che si trova in Lombardia, posto su un tetto, subordinato a vincoli installativi dettati dal posizionamento stesso del capannone, risulta meno “produttivo” di quello pugliese che, invece, è un impianto a terra, libero da limiti costruttivi particolari e progettato con l’obiettivo di massimizzare l’energia immessa e venduta sulla rete.
Entrambi gli impianti considerati, però, risultano essere più efficienti della media nazionale, fatto ancora più evidente se si osservano i grafici sottostanti. Questi ultimi descrivono la produzione di una settimana di aprile e di una di luglio di tutte le configurazioni rispetto alla loro potenza nominale in kW/kW installato (70 kWp per l’impianto lombardo, 1 MWp per l’impianto pugliese e 20,1 GW per il parco fotovoltaico italiano). In questo modo è infatti possibile visualizzare in modo più immediato lo scostamento delle loro prestazioni.
Figura 5. Confronto tra le prestazioni dei diversi impianti analizzati e la media nazionale in due settimane del 2018. Fonte FIRE
Dai diagrammi emerge in primis l’effetto che il diverso clima “non estivo” ha sulla producibilità. Ad aprile, infatti, la produzione dell’impianto pugliese, nei giorni soleggiati (ad esempio lunedì), è decisamente più alta rispetto all’impianto lombardo (che presenta la massima produzione giovedì e domenica) e alla media nazionale. L’impianto pugliese raggiunge anche l’80% della potenza nominale, mentre le altre due curve arrivano al massimo al 60-65% di performance. La scarsa performance della media nazionale, quindi, sembrerebbe spiegarsi considerando che su tutto il territorio nazionale vi siano state diverse condizioni meteorologiche, con zone più o meno soleggiate, oltre al fatto che alcuni impianti come quello analizzato possano avere prestazioni strettamente legate anche alla stagione.
Nel periodo estivo, invece, nei giorni di piena insolazione, i due impianti considerati presentano addirittura prestazioni simili, nonostante le diverse taglie e posizioni geografiche, mentre la media nazionale si comporta decisamente peggio. Quest’ultima, attestandosi sempre intorno al 60% della potenza nominale, risente probabilmente di effetti che esulano dall’irraggiamento, in quanto, in quei giorni, le condizioni meteorologiche sono state circa le stesse in tutta Italia, come facilmente documentabile dagli archivi dei principali siti web di previsioni meteo.
Per quale motivo esiste allora un tale scostamento? Tenendo sempre a mente che l’analisi è stata svolta solo su due generatori, che non possono descrivere da soli tutte le possibili configurazioni presenti sul territorio, è comunque plausibile ipotizzare che alcuni impianti siano stati, ad esempio, non funzionanti, oppure abbiano risentito di una scarsa manutenzione o, nella peggiore delle ipotesi, abbiano avuto in generale basse prestazioni a causa di una progettazione non propriamente corretta. Se così fosse, sarebbe molto utile mettere a disposizione di operatori e proprietari un sistema che li avvisi quando il loro impianto produce meno del previsto: in questo modo potrebbero essere maggiormente incentivati a efficientarlo o manutenerlo.
Considerazioni finali
Grazie alla presenza della piattaforma di Terna, adesso tutti gli operatori professionali che possiedono un fotovoltaico e che conoscono il loro profilo di produzione possono fare una prima valutazione dello “stato di salute” del loro impianto, svolgendo facilmente e anche più dettagliatamente un’analisi simile a quella riportata in questo articolo. Per i piccoli produttori sarebbe invece utile avere a disposizione sul mercato operatori che offrano servizi energetici per ottimizzare le prestazioni degli impianti. Se poi il GSE potesse offrire un servizio informativo in grado di segnalare ai proprietari quando i propri impianti scendono sotto una certa soglia produttiva normalizzata sarebbe sicuramente utile (sul modello di quanto sperimentato nel progetto PV EAST avviato dal GSE nel 2017).
A livello nazionale, invece, si può fare la seguente considerazione: ci stiamo ormai avvicinando al giorno in cui il fotovoltaico, insieme alle altre fonti rinnovabili, supererà la potenza richiesta dalla rete nei giorni festivi. Già in quest’anno, caratterizzato dalle restrizioni per l’epidemia da corona virus, potrebbero realizzarsi tali condizioni, laddove la riduzione della domanda dovesse perdurare e si verificassero condizioni climatiche favorevoli. È evidente che stiamo entrando in una nuova fase per il sistema elettrico.
Considerando infine gli obiettivi di crescita del fotovoltaico al 2030, occorre tener presente che le ore equivalenti di funzionamento finora registrate da questa tecnologia si aggirano ogni anno intorno alle 1.100-1.200 ore, così come evidenziato dal rapporto statistico citato precedentemente. La crescita prospettata dal PNIEC considera, al 2030, 73,1 TWh di energia solare fotovoltaica, che dovranno essere prodotti da 51 GW installati sul territorio: ciò significa che le ore equivalenti, in media, dovranno superare quota 1.400. I futuri generatori dovranno quindi operare per un numero di ore equivalenti più alto (tramite, ad esempio, sistemi ad inseguimento) ed essere più efficienti di quelli attuali – e la ricerca si sta impegnando da tempo per cercare di aumentare l’efficienza di conversione delle celle – oppure si dovranno mettere in campo molti sforzi per cercare di migliorare gli impianti esistenti e garantire la massima producibilità di quelli nuovi.
